WWW.LIBRUS.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - собрание публикаций
 

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ...»

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР)

Направление подготовки (специальность) 21.04.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль «Надежность и долговечность газонефтепроводов и хранилищ»

Отделение нефтегазового дела

МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

Тема работы «Повышение ресурсоэффективности эксплуатации насосных агрегатов с применением регулируемого привода»

УДК 621.65-027.236 Студент Группа ФИО Подпись Дата 2БМ6Б Быков Роман Сергеевич 23.05.2018 Руководитель Ученая степень, Должность ФИО Подпись Дата звание Доцент ОНД Чухарева Н.В. к.х.н., доцент 23.05.2018 ИШПР

КОНСУЛЬТАНТЫ:

По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

Ученая степень, Должность ФИО Подпись Дата звание Ассистент ОСГН Макашева Ю.С. 23.05.2018 ШБИП По разделу «Социальная ответственность»

Ученая степень, Должность ФИО Подпись Дата звание Ассистент ООД Немцова О.А. 23.05.2018 ШБИП Консультант-лингвист Ученая степень, Должность ФИО Подпись Дата звание Доцент ОИЯ Коротченко Т.В. к.ф.н., доцент 23.05.2018 ШБИП

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ:

Ученая степень, Зав. кафедрой ФИО Подпись Дата звание ОНД ИШПР Бурков П.В. д.т.н, профессор 23.05.2018 Томск – 2018г .

РЕЗУЛЬТАТЫ ОБУЧЕНИЯ

По Основной образовательной программе

–  –  –

Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР) Направление подготовки (специальность) 21.04.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль «Надежность газонефтепроводов и хранилищ»

Отделение нефтегазового дела

–  –  –

Тема работы:

«Повышение ресурсоэффективности эксплуатации насосных агрегатов с применением регулируемого привода»

Утверждена приказом директора (дата, номер) от 12.03.2018 г. № 1624/с

–  –  –

«Финансовый менеджмент, Макашева Юлия Сергеевна, ассистент ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

«Социальная Немцова Ольга Александровна, ассистент ответственность»

«Иностранный язык» Коротченко Татьяна Валерьевна, доцент Названия разделов, которые должны быть написаны на русском и иностранном языках:

«Oil transportation via main pipelines»

«Энергоэффективный магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов, состояние проблемы»

«Математические модели, алгоритмы решения режимно-технологических задач трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов»

«Расчет оптимального режима перекачки для конкретного эксплуатационного участка»

«Control Systems used for Pumping Management»

–  –  –

Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР) Направление подготовки (специальность) 21.04.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль «Надежность газонефтепроводов и хранилищ»

Уровень образования магистр Отделение нефтегазового дела Период выполнения (осенний / весенний семестр 2017/2018 учебного года)

Форма представления работы:

магистерская диссертация

–  –  –





Выпускная квалификационная работа 139 с., 20 рис., 24 табл., 135 источника, 3 прил .

Ключевые слова: нефть, нефтепродукт, транспорт, магистральный нефтепровод, нефтепродуктопровод, нефтеперекачивающая станция, режимы, оптимизация, насос, насосный агрегат .

–  –  –

Цель работы: выбор оптимального режима перекачки нефтепродукта по участкам магистрального нефтепродуктопровода с шестью нефтеперекачивающими станциями .

В процессе исследования был проведен анализ современных проблем транспортировки нефти по магистральному нефтепроводу и анализ способов, позволяющих управлять объемом транспортируемой среды .

Выполнен расчет режимов перекачки нефтепродукта, на основе которого выбраны оптимальные режимы эксплуатации участка магистрального нефтепродуктопровода ХХХХХХХХХХХХХХХХХХХХХ с учетом изменения параметров работы магистральных нефтеперекачивающих станций .

На основании полученных данных определено, что применение частотнорегулируемого привода позволит добиться требуемой подачи с меньшим количеством работающих насосных агрегатов, следствием чего будет сокращение расхода электроэнергии на перекачку транспортируемой среды .

Приведены мероприятия по защите от вредных и опасных факторов производственной среды, охране окружающей среды и защите в чрезвычайных ситуациях. Проведен расчет экономической эффективности способа управления перекачкой нефти при применении ЧРП .

Основные конструктивные, технологические и технико-эксплуатационные характеристики: технология перекачка нефтепродукта по магистральному нефтепродуктопроводу .

Область применения: трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов .

Экономическая эффективность/значимость работы. Снижение энергозатрат на работу насосных агрегатов за счет выбора способа регулирования давления на НПС, обеспечивающего минимальное энергопотребление. Повышение эффективности работы и надежности линейной части за счет оптимизации напорно-расходной характеристики и исключения образования перевальных точек .

–  –  –

Wдр. энергопотребление НПС при дросселировании, кВт·ч;

Wчрп Энергопотребление НПС при регулировании с помощью ЧРП, кВт·ч;

z геодезическая отметка низа секции трубопровода, м [98];

zвзл высота столба жидкости в резервуаре, м [98];

–  –  –

РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.: Министерство энергетики Российской Федерации, ОАО «АК «Транснефть», 2002. 44 с .

РД 153-39ТН-008-96 Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. Уфа.: Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, ОАО «АК «Транснефть», Институт проблем транспорта энергоресурсов, 1997. 94 с .

РД-23.040.00-КТН-011-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2016. 153 с .

РД-23.040.00-КТН-254-10 Требования и методика применения противотурбулентных присадок при транспортировании нефти и нефтепродуктов по трубопроводам ОАО «АК «Транснефть». М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 47 с .

РД-23.040.00-КТН-265-10 Оценка технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативно-технических документов .

М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 129 с .

РД-23.080.00-КТН-107-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Магистральные насосы для перекачки нефти и нефтепродуктов .

Нормы вибрации. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 37 с .

Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата РД-24.040.00-КТН-062-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования.

– М.:

ОАО «АК «Транснефть», 2014. 165 с .

РД-29.160.30-КТН-071-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки эффективности применения частотнорегулируемого электропривода на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». М.: ОАО «АК «Транснефть», 2015. 119 с .

РД-29.160.30-КТН-149-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Капитальный ремонт электродвигателей для насосных агрегатов .

Требования к проведению. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 106 с .

РД-35.240.50-КТН-109-13 Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 130 с .

РД-75.180.00-КТН-198-09 Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2009. 204 с .

РД-75.180.00-КТН-255-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика расчета нестационарных технологических режимов работы магистральных трубопроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2014. 129 с .

РД-91.200.00-КТН-175-13 Нефтеперекачивающие станции. Нормы проектирования. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 215 с .

ОР-03.100.50-КТН-144-11 Порядок разработки, утверждения, корректировки и контроля исполнения Программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «АК «Транснефть». М.: ОАО «АК «Транснефть», 2011. 97 с .

ОР-03.220.99-КТН-092-08 Регламент разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транс- нефть» .

М.: ОАО «АК «Транснефть», 2008. 34 с .

Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата ОР-19.020.00-КТН-254-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Присадки противотурбулентные. Порядок проведения лабораторных испытаний и входного контроля. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2014. 32 с .

ОР-75.180.00-КТН-018-10 Очистка магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ). М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 93 с .

ОР-91.140.50-КТН-118-11 Порядок планирования и учёта потребления электроэнергии (мощности) организациями системы «Транснефть». М.: ОАО «АК «Транснефть», 2011. 28 с .

ОТТ-23.040.00-КТН-145-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Присадки противотурбулентные. Общие технические требования. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 15 с .

ОТТ-23.080.00-КТН-049-10 Насосы нефтяные магистральные и агрегаты электронасосные на их основе. Общие технические требования. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 65 с .

ОТТ-29.160.30-КТН-071-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Устройства частотного регулирования скорости электродвигателей напряжением выше 1000 В. Общие технические требования .

М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 53 с .

ОТТ-29.160.30-КТН-074-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Синхронные электродвигатели напряжением 6 (10) кВ мощностью до 8000 кВт для приводов магистральных насосных агрегатов. Общие технические требования. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 120 с .

ОТТ-75.180.00-КТН-177-10 Арматура регулирующая для магистральных нефтепроводов. Общие технические требования. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 70 с .

ГОСТ 24856-2014 Арматура трубопроводная. Термины и определения. – М.:

Стандартинформ, 2015. 78 с .

ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений .

Единицы величин. М.: Госстандарт России, 2003. 33 с .

–  –  –

Актуальность. Для осуществления перекачки нефти по трубопроводам в системе трубопроводного транспорта эксплуатируется большое количество перекачивающих агрегатов, потребляющих значительный объем электрической энергии, расход которой напрямую зависит от выбранных режимов транспортировки углеводородов. Как следует из применяемых современных технологических режимов перекачки их вариабельность может быть разной, что в итоге позволяет варьировать объем энергопотребления Предприятия в целом .

С другой стороны, и на федеральном уровне (ФЗ № 261 [113]), и на уровне Предприятий (энергосбережения ПАО «Транснефть» [32, 33]) постоянно ведется регламентирование сокращения расходов электроэнергии .

Поэтому выбор наименее затратного, с точки зрения энергопотребления, способа перекачки нефти на конкретном участке нефтепровода является приоритетной задачей Предприятия. В связи с вышеуказанным, тема ВКР «Повышение ресурсоэффективности эксплуатации насосных агрегатов с применением регулируемого привода» актуальна .

Объект исследования – процесс перекачки нефтепродукта по магистральному нефтепродуктопроводу .

Предмет исследования – технология ЧРП для управления перекачкой нефтепродукта по магистральному нефтепродуктопроводу .

Цель работы. Выбор оптимального режима перекачки нефтепродукта по участкам магистрального нефтепродуктопровода с шестью нефтеперекачивающими станциями .

–  –  –

1.1. Modern problems of oil transportation by main pipelines The current oil transportation facilities are a complex set, which includes the main oil pipelines, oil pumping stations (OPS) as well as supporting elements, such as power lines, substations, etc. [1]. This complex working as a unit performs the task of oil transportation from the field to consumers, for example, such as a refinery. The quality of this system depends on a stable and timely oil supply as well as environmental safety of these operations, which in turn characterizes the quality of the transport company .

Currently, the operation of all the main oil pipelines in Russia is carried out by a joint-stock company for oil transport "Transneft", whose main functions, according

to [2-3], are:

transfer and management of oil transportation via main pipelines to refineries in Russia and abroad;

prevention, diagnosis and emergency repair work on the main oil pipelines;

implementation of the integrated development of the network of main oil pipelines and other ancillary facilities of oil pipeline transport of oil;

cooperation with the enterprises of neighboring countries involved;

control of oil pipelines;

introduction of scientific and technological progress in the activities of organizations;

ensuring environmental protection in the areas, where the pipeline system facilities are located .

At present, JSC "Transneft" operates more than 70 thousand km of pipelines with diameters from 400 to 1220 mm, more than 500 pumping stations, and it has at

–  –  –

Лист Oil transportation via main pipelines Изм. Лист № докум. Подпись Дата Main oil pipeline is a collection of pump stations and interconnecting pipelines (a linear part), originating from the head-end and ending with oil distributors. Each pumping station is equipped with main pump units, the number of which reaches up to 4, but only one or two of them work. Main oil pipeline maintenance is the task of providing required operating parameters for each of these units. The complexity of this control consists of the fact that the main oil pipeline is a complex, interconnected system, and change in the mode of operation of the main pump unit affects the operation of the entire section of the pipeline, which will inevitably require mandatory harmonization of the work of these units. In fact, this set of main pump units, which operate throughout the main oil pipeline, is a group of similar objects .

Therefore, examining the section of the main pipeline is required as a whole, and it is necessary to manage and regulate the work of the main pump units on the section of the main pipeline, taking into account the relationship between them [7,8] .

The need to control operating modes of the main oil pipeline is determined by

the following factors:

changing the rheological parameters of oil due to the influence of the water contained therein, paraffin, dissolved gas, etc., as well as due to the influence of seasonal changes in ambient temperature;

variable loading of the pipeline due to the high dynamics of changes in the work of suppliers and consumers of oil;

changing pumps characteristics (increase in the gap of the sealing rings, leading to increase in volume loss, wear of moving parts, etc.) and pipelines (the effective diameter reduction due inline deposits, wall thinning due to corrosion, etc.) .

At the pumping station (PS), all energy costs are divided into two types:

supporting and process. Supporting costs include the cost of the drive booster pumps (water, oil, etc.). And these costs are almost always constant. Technological costs include the cost of electricity that goes to main and booster pumps .

According to [4,8], for at least 30% of the proceeds for the transportation of oil money is spent on electricity costs, goes to the consumption of the main pump units .

Лист Oil transportation via main pipelines Изм. Лист № докум. Подпись Дата Thus, to reduce the cost of oil transportation through the main pipeline is necessary to improve management of oil pumping modes .

The process of pumping oil through main pipelines is a complex process that requires a high-quality management and accounting factors, both external and internal. The main tasks performed by the control system of pump stations, are environmentally safe and stable oil transfer, at the same time, the issues on reduction its (transportation) costs should be solved .

Currently, the challenge for a stable and environmentally safe oil transportation is solved relatively well: there is continuous monitoring of the state of the main oil pipeline, plans for the transfer are drawn up, on the basis of which operating conditions are determined, the values of process parameters are calculated in advance and carried out maintenance of equipment pumping stations of these parameters within the allowable range and much more .

The task of reducing the oil transportation cost has also been given necessary attention. Old equipment is updated, and the software installed on it is a new one, with the best characteristics. However, the proliferation of such measures is limited by unavoidable material costs in a large scale .

Operational management of the entire system of oil pipeline transport, maintenance of optimal performance and minimization of the possibility for oil pipeline break is another task for pumping station management system and personnel involved in its maintenance .

Another problem, which is no less important, is the pumps operation mode .

Currently, pumps of the main oil pipelines operate at the maximum possible speed .

On the one hand, it characterizes the efficiency mode due to a high load and hence the maximum performance, but, on the other hand, the pump unit operates in a turbulent flow, whereby the fluid passing through the rotor (impeller) is laminar and turbulent flow .

It is known that the maximum efficiency of the pump set is not achieved at the maximum flow rate, and the task of choosing the optimal mode of operation is to maintain the pump turns on, providing maximum efficiency. It may seem that it is Лист Oil transportation via main pipelines Изм. Лист № докум. Подпись Дата possible to calculate and choose the optimal speed of the rotor and the problem will be solved, but the characteristics of the main oil pipeline change over time (resin and paraffin deposits on the walls of the pipes, the scheduled replacement of sections of the main oil pipeline, water and gas accumulations within the main pipeline) .

Thus, nowadays, the problem of reducing the cost of pumping oil through the main pipeline is relevant, because the cost of electricity is steadily growing each year .

Also, optimization of equipment operating mode can be achieved by increasing the time interval between maintenance works in the main pumping units .

1.2. Classification of commercial oil There are crude oil and commodity. Crude oil is a natural fossil hydrocarbon mixture, which contains water, dissolved gas, mechanical impurities, and mineral salts. It is the primary raw material for the production of liquid fuels (diesel, gasoline, kerosene, fuel oil, etc.), lubricants, bitumen and coke. In other words, crude oil is a liquid extracted from the wells in the oil fields, which has not passed field treatment .

Commercial oil is the oil that is prepared for delivery to the consumer in accordance with the requirements of regulatory and technical documents adopted in the prescribed manner .

In accordance with GOST R 51858-2002 "Oil. General technical conditions "[9] (as amended on 16.08.2005) commercial oils are divided into classes, types, groups and species .

The class of commercial oil is determined depending on the content of sulfur in it. There are four classes: 1st class – low-sulfur (when the mass fraction of sulfur 0,60 % or less); 2nd – sulphide (sulfur from 0.61 to 1.80 %, including the considerably); 3rd – sour (sulfur from 1.81 % to 3.50 inclusive); 4th – especially high-sulfur (3.50 % excess sulfur) .

The type of commercial oil for Russian consumers is set on its density, and if the oil is exported, further account-stroke fractions and wax content are taken into .

There are five types of oil: 0 – very easy; 1 – light; 2 – average; 3 – heavy; 4 – bituminous (Table 1.1). It is easy to see that with the increase in numbers oil density

–  –  –

Oil density determination at 15 °C is normative since 01.01.2004 .

The group of commercial oil is established depending on the degree of its treatment (Table. 1.2). The greater the value of the group number, the higher the permissible weight and the water content of chloride salts are. At the same time, regardless of the group, solids content must not exceed 0.05 %, and the vapor pressure at 38 °C – 66 700 Pa (500 mm Hg.) .

Oil group is set for the worst indicators listed in Table 1.2 .

–  –  –

Oil is accepted in batches, which are understood as any quantity, accompanied by a certificate of quality (a quality certificate). To test compliance with the standard oil is tested periodically. Routine tests are carried out for each batch of oil by the density and the mass fractions of water, sulfur and chloride salts. For periodic tests the following factors are determined: the saturated vapor pressure, the mass fraction of mechanical impurities, the presence of hydrogen sulfide content of organochlorine compounds (as well as the yield of the fractions and the mass fraction of paraffin for oil exports). The results of periodic tests are recorded in the passport of quality of the test oil batch in the passports of all batches until the next periodic test. These tests are carried out in the terms agreed by the host and the delivering parties, but not less than once every 10 days .

Oil, which will be accepted for transportation in the Russian system of trunk oil pipelines, must meet the requirements of GOST R 51858-2002. A quality bank of oil operates on the basis of agreed indicators [10] .

1.3. Main objects and construction of main oil pipelines Pumped commercial oil in the main oil pipeline system originates in the supply lines connecting the sources of oil (oil-gathering station) with a head oil pumping station .

Head oil pumping station (HOPS) of the main oil pipeline can receive oil from the processing plants and pump it into the pipeline. HOPS has a tank farm, accommodating 2-3-day supply of oil performance, retaining the pump, an oil

–  –  –

At the end of the route oil is in the final destination. Here it is received, recorded, transited to other modes of transport or delivered to the consumer. Tank farm of destination should have the same capacity, and storage tanks as in HOPS .

Apart from that, the main oil pipeline has linepipe structures, which include:

pipeline laid according to the installation conditions (climatic and geological) in the underground (in trenches), land (in bulk) or above ground (in support) versions. For MN oil welded steel pipes are commonly used with diameters up to 1220 mm. The wall thickness is calculated based on the maximum pressure developed by oil pumping station;

–  –  –

When pumping by station (fig. 1.3) oil is alternately taken to one of the pumping station reservoir, and pumped out of the other. This system allows accurately recording the pumped oil from the measurements of the level in the tanks .

The main drawback of the system is large losses from evaporation during filling and emptying tanks (the loss of the "big breath"), as well as a significant metal content .

–  –  –

At pumping with the connected tank (Fig. 1.5) oil does not pass through the oil tank, as it is connected with a branch line from the suction station. The level in the tank varies slightly, depending on the magnitude of the difference of costs that are provided by the previous pumping station. In case of equality of these expenditures, oil level has remained virtually unchanged. With this system, pumping losses from the "big breaths" are reduced even more significantly, as the turbulence of oil in the tanks is reduced. However, they exist anyway .

Лист Oil transportation via main pipelines Изм. Лист № докум. Подпись Дата Figure 1.5 – Pumping with the connected reservoir [2] Pumping from pump to pump (Fig. 1.6) is carried out by disabled tanks of intermediate pumping stations. They are used only to receive oil from the pipeline in the event of accidents or repairs. At disabled tanks losses from evaporation are completely eliminated and, in principle, there is no need for retaining the pump, as used backwater, passed by the previous pumping station. However, the work of pumping station becomes dependent on the work of other stations .

Figure 1.6 – Pumping from pump to pump [2]

The first three of these pumping systems are a consequence of the use of piston pumps for oil transport, because when reservoirs are connected, it significantly reduces the impact of hydraulic shock on the pipeline. At using centrifugal pumps, the most preferable pumping system is from pump to pump, because it allows achieving full synchronization of the pump stations .

Thus, the pumping system of the pump and the main pump is the most widely used in the oil-intermediate stations located within operational areas. Transfer with

–  –  –

1.5. Equipment of pumping stations The equipment of pumping stations is conditionally divided into main and supporting. Main equipment includes pumps and their drive and supporting equipment is necessary for the normal operation of the primary: power supply system, lubrication, heating, ventilation, etc .

Pumps of oil trunk pipelines must meet the following requirements:

large supply at a relatively high pressure;

long-term reliability and continuous operation;

simplicity of design and technology services;

compactness;

economy .

Centrifugal pumps have these qualities. Other types of pumps for pumping oil through pipelines are not currently used .

For normal operating conditions, the main centrifugal pumps oil pumping fluid absolute pressure at the inlet should be greater than the saturated vapor pressure .

In case of violation of this condition cavitation begins. It is the formation of vapor or gas bubbles in the liquid, leading to a sharp deterioration in the parameters of the pump or even complete failure of its work. Furthermore, subsequently falling into the higher pressure zone, bubbles collapse and this results in intensive erosion of the impeller blades. Therefore, for reliable and trouble-free operation of the main centrifugal pump it is required to ensure the necessary overpressure, which is usually generated by the supporting charge pump (in HOPS), or by the pressure transmitted from a previous pumping stations. Booster pump should have a good suction capacity, which is achieved due to relatively low shaft speed and the use of special wheels upstream. Booster pumps should be installed as close as possible to the tank Лист Oil transportation via main pipelines Изм. Лист № докум. Подпись Дата farm. To ensure the filling of the oil pump and reduce pressure losses in the suction line, booster pumps are often deepened .

For oil pumping via main pipelines a number of oil centrifugal pumps NM

series (oil mainline) are developed that meet the following requirements:

temperature pumping of -5 to 80 °C (268... 353 K);

viscosity of oil pumping fluid up to 3·104 m2/s;

content of mechanical impurities up to 0,06 % .

The range of the nominal flow of the main pump HM series is 125-10 000 m3/h (Annex A). The pumps with supply to 1250 m3/h are sectional (multi-stage) impellers with unilateral entry. Pumps with supply above 1250 m3/h are of single-stage helical type with double intake of liquid to the impeller. Sectional pumps have a low value of NPSH required that sometimes eliminates the use of retaining pump (when sufficient overpressure is created by the fill level of reservoirs from which evacuation is carried out) .

For the main pumps with supply of 2,500 m3/h and more interchangeable rotors are designed with a capacity of 0,5; 0,7 and 1,25 of the nominal Qn. The pump NM 1250-260 has a replaceable rotor pitch (0,7 and 1,25 Qn). All pumps are normal series HM and available in a horizontal design. They have a single rotational speed of 3000 rev/min .

As retaining the normal range of pumps the pumps of NRM Series are used (oil mainline booster) and IVC Series (oil booster vertical), the technical characteristics of which are given in Annex B. For the newly designed main oil pipelines it is preferable to use a vertical booster pumps .

As a rule, the main pump units are connected in series under the scheme – 2-3 working pump plus one reserve. Selection of a connection scheme for retaining pumps depends on the nominal supply. If it meets the main feed pumps, then one working booster pump and one standby are installed. If the flow of the main pump does not deliver a booster pump, then the parallel connection of two working retaining pumps is used plus one standby. In this case, the nominal supply of

–  –  –

В настоящее время магистральный нефтепроводный транспорт играет одну из ключевых ролей в современной экономике, обеспечивая непрерывный транспорт нефти от мест её добычи до мест её потребления или перевалки на другой вид транспорта. На сегодня, около 88,1 % (481,1 млн. тонн) добываемой в России нефти, перекачивается по системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» (далее Компания). Общая протяженность системы магистральных трубопроводов Компании составляет 72,18 тыс. км [32, 33] .

Учитывая доминирующее положение Компании в отрасли, дальнейшие исследования будут проводиться применительно к ее трубопроводам .

В последнее десятилетие происходит интенсивное развитие магистрального трубопроводного транспорта нефти как, в части расширения сети трубопроводов, их реконструкции, так и применения новых современных подходов, направленных на повышение эффективности производственной деятельности Компании. Для осуществления данных целей в Компании действует ряд целевых Программ, в том числе энергетическая политика [129] .

Кроме того, в соответствии с положениями Федерального закона №261 [113] и Программы стратегического развития Компании снижение [32] энергопотребления является одной из ключевых задач трубопроводного транспорта. В связи с чем, разработка методов, направленных на минимизацию энергопотребления в нефтепроводном транспорте, является важной и актуальной задачей для отрасли .

Основной задачей МН является перекачка заданного объема нефти за

–  –  –

Снизить мощность (2.3), расходуемую на перекачку, при фиксированной подаче возможно за счет уменьшения потерь на трение (hтр), повышения КПД агрегата (gr), а также уменьшения потерь в коммуникациях (hk) и на дросселирование (h) .

При заданных u, L, в (2.2), уменьшить hтр возможно за счет:

увеличения Dвн с помощью внутритрубной очистки [76];

ПТП [56, 61, 63, 69, 126] .

Периодичность и порядок проведения внутритрубной очистки МН определены в нормативном документе [76] и в настоящей работе не рассматриваются .

Выполненный анализ литературы [56, 61, 63, 91, 126] показал, что одним из наиболее эффективных способов уменьшения потерь на трение является применение ПТП. В работе [61] показано, что за счет применения ПТП возможно снизить потери на трение на 60 % и на точно такую же величину энергопотребление. Но, учитывая высокую стоимость ПТП, целесообразность ее применения определяется по результатам ТЭО [91] .

gr представляет собой произведение КПД насоса и всех элементов привода [98], состав элементов зависит от метода (способа) регулирования давления. Выбор наиболее экономичного, с точки зрения энергопотребления,

–  –  –

Вопросы энергосбережения регламентируются следующими Российскими и Международными документами: Федеральный закон №261 [113], стандарт Лист Энергоэффективный магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов, состояние проблемы 34 Изм. Лист № докум. Подпись Дата ISO 50001:2011 [132], Государственная программа «Энергоэффективность и развитие энергетики» [42], постановление Правительства РФ №87 [86] .

Указанные документы носят рекомендательный характер и подчеркивают необходимость разработки энергосберегающих мероприятий, но в явном виде они не содержат конкретных предложений по порядку разработки и содержанию данных мероприятий .

Более применимыми к отрасли являются документы по энергосбережению, разработанные Компанией: программа энергосбережения Компании [32, 33], энергетическая политика Компании [129], нормативный документ «Порядок разработки, утверждения, корректировки и контроля исполнения Программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «АК «Транснефть» [73] .

Наиболее полно основные направления деятельности Компании в области энергосбережения раскрывает документ [73]. Данный документ определяет перечень и порядок проведения корпоративных процедур по согласованию Программы энергосбережения, а также определяет основные направления деятельности в области энергосбережения: оптимизация технологических режимов транспортировки нефти, очистка внутренней поверхности МН и фильтров-грязеуловителей, применение ПЧ магистральных насосов и т.д .

Однако, формулировки в документах Компании [73, 129] являются общими и не содержат конкретных предложений, также как документы [42, 86, 113, 132] .

2.3.2 Обзор существующих методов регулирования давления на нефтеперекачивающей станции Порядок выбора метода регулирования давления на станции определяется нормами проектирования НПС [100]. Также вопросы, связанные с выбором метода регулирования давления на станции освещались в работах Российских и зарубежных ученых и инженеров: К.Р. Ахмадуллина, Л.М. Беккера, С.А .

Бобровского, К.В. Быкова, В.В. Васильковского, Е.В. Вязунова, Р.Р .

Лист Энергоэффективный магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов, состояние проблемы 35 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Гафарова, А.И. Гольянова, В.И. Голосовкера, В.В. Жолобова, Л.А. Зайцева, М.В. Лурье, П.А. Мороза, Е.В. Русова, О.Н. Рыжевского, Г.С. Салащенко, А.П. Туманского, В.А. Шабанова, Ю.И. Шилина, Дж. Джефферсона (J.Jefferson) А.Ф. Бархатова и др .

Тем не менее, до сих пор данное направление является предметом дискуссий .

В настоящее время наиболее распространенным способом регулирования давления на станциях остается способ дросселирования потока, проходящего через станцию. Недостаток данного способа наличие потерь напора на узле дросселирования даже в тех случаях, когда дросселирование не требуется. В соответствии с [100, 111] потери на полностью открытом затворе не должны превышать 0,02 МПа. Данное значение не учитывает потери в обвязке узлов регулирования. Выполненный анализ фактических режимов работы НПС показал, что на отдельных станциях суммарные потери в обвязке и на затворе могут достигать 0,08-0,1 МПа. Полученные данные подтверждают результаты эксперимента [22], где показано, что фактические потери на действующем узле регулирования гораздо больше, чем расчетные. Данное явление связано с взаимным влиянием местных сопротивлений узла регулирования, расположенных близко друг к другу в потоке (процесс интерференции) [3] .

Относительно целесообразности применения ГМ имеются различные точки зрения, так в [47] указывается, что из-за больших потерь мощности в ГМ их применение нецелесообразно. В то же время в [5, 15, 43, 45, 104, 105, 106, 125, 127] сравнение эффективности различных методов регулирования выполняется через введенный авторами параметр КПД НПС/мощность НПС и на расчетных примерах показано, что КПД НПС/мощность НПС при использовании ГМ больше/меньше, чем при других способах регулирования .

Однако, в данных работах не учитывались потери мощности в ГМ при регулировании. Анализ технической документации на ГМ [110] показал, что КПД ГМ 98,5 % при работе на номинальных оборотах и 40,6 % при частоте вращения ротора 50 % .

Лист Энергоэффективный магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов, состояние проблемы 36 Изм. Лист № докум. Подпись Дата В ранее проведенных автором исследованиях [44], на примере МН «УстьБалык-Омск» ТУ «Вагай-Омск» DN 1000 показано, что в случае замены узлов дросселирования на НПС на ГМ, расход электроэнергии при применении последних будет выше, чем в случае использования узлов дросселирования .

Практический опыт использования ГМ на НПС ТС ВСТО-II показал, что применение ГМ для регулирования давления приводит к существенному перерасходу электроэнергии. В результате чего в отраслевые нормы проектирования НПС [100] внесено требование, запрещающие применение ГМ для регулирования давления при работе МН на стационарных режимах. В настоящее время регулирование давления на НПС ТС ВСТО-II осуществляется путем отключения агрегатов, а ГМ используется только для регулирования давления в переходных процессах, связанных с пуском или остановкой МНА на соседних НПС [135] .

Таким образом, дальнейшее сравнение энергопотребления ГМ с методом дросселирования давления нецелесообразно. В то же время, как показано в [44], капитальные затраты на ГМ выше, чем на узел дросселирования давления .

Относительно применения частотно-регулируемого привода (ЧРП) ситуация также неоднозначная, так в [18, 43, 50, 95, 101, 116-119, 127] отмечается экономическая целесообразность применения ЧРП и эффект от его применения достигается за счет:

снижения энергопотребления по сравнению с методом дросселирования [18, 43, 50, 95, 101, 116, 118, 127];

уменьшения в 2-3 раза циклических нагрузок на технологические трубопроводы НПС и ЛЧ, а также увеличения срока службы электродвигателей и магистральных насосов благодаря снижению количества пусков МНА [95, 119, 120] .

На самом деле применение ЧРП приводит к дополнительному расходу электроэнергии за счет потерь мощности в ПЧ, которые по данным Производителя при номинальной частоте вращения ротора составляют около 2При изменении частоты вращения ротора электродвигателя от 100 Лист Энергоэффективный магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов, состояние проблемы 37 Изм. Лист № докум. Подпись Дата % до 55 % КПД ПЧ дополнительно уменьшается на 1 % относительно номинального [53]. Анализ фактических режимов работы действующих ЧРП на объектах Компании показал, что фактические потери мощности в ПЧ могут достигать 5-6 % .

Также имеются противоречия между различными действующими НТД, так в [100] предусматривают установку ПЧ на каждый МНА, но в то же время положения документа [95] предусматривают использование одного ПЧ для двух МНА, то есть единовременно ПЧ может работать только с одним МНА .

Недостатками такого подхода являются: отсутствие резерва ПЧ на НПС, сужение диапазона напоров НПС, что делает его применимым в исключительных случаях .

Перечень применяемых в настоящее время на действующих НПС способов регулирования давления не является исчерпывающим, так на действующих станциях не используется способ перепуска (рисунок 1.1) .

Принцип данного метода заключается в том, что часть q от общего потока нефти перепускается с выхода на вход магистральной насосной станции (МНС), в результате подача насосов увеличивается на q по сравнению с расходом в трубопроводе Qн и исходная рабочая точка (А) перемещается вправо по напорной характеристике (В), а давление на выходе НПС снижается (рисунок 2.1) .

–  –  –

Выполненный анализ литературы свидетельствует о том, что в ранее выполненных исследованиях имеется ряд противоречий касательно способа перепуска. Так, вопрос о целесообразности применения перепуска поднимался в работах [14, 15, 105,106] и данный способ регулирования давления сравнивался с другими способами. Большинство исследователей выполняли сравнение с точки зрения затрат электроэнергии и показали, что при регулировании способом перепуска мощность МНА выше, чем при частотном регулировании или дросселировании .

Однако, как отмечается в [16, 52], перепуск может быть более экономичен, чем дросселирование в отдельных областях напорной характеристики насоса .

В работе [59] показана эффективность способа перепуска при регулировании давления в переходных процессах, вызванных закрытием задвижки на ЛЧ. В исследовании [1] показана эффективность совместной работы способа перепуска и дросселирования при регулировании давления в переходных процессах, вызванных отключением целой станции. Однако, в данных работах неопределенны характеристики (диаметр номинальный, Лист Энергоэффективный магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов, состояние проблемы 39 Изм. Лист № докум. Подпись Дата давление номинальное, расчетный коэффициент кавитации и т.д.) затворов системы перепуска, параметры перепускной линии (диаметр/толщина стенки байпаса), а также возможность работы насосов за пределами рабочей части их напорной характеристики .

В ранее выполненных работах [1, 14, 15, 16, 59, 105, 125] не выполнялось сравнение способов регулирования давления с учетом капитальных вложений .

Кроме того, во всех работах не учитывались повышенные требования к затворам системы перепуска в части допустимого перепада на них и расчетного коэффициента кавитации .

Анализ литературы [1, 14, 15, 16, 59, 105, 125] и документа [100] показал, что в настоящее время опыт применения способа перепуска на НПС в РФ отсутствует. В то же время в работе [67] показано, что способ перепуска совместно с ГМ применяется на конденсатопроводе Хасси-Р'Мель-Арзев (Алжир) .

В соответствии с НТД [100] дросселирование на стационарных режимах запрещено и применяется только в ряде оговоренных в нормативе случаях: в переходных процессах, связанных с пуском, отключением МНА на НПС, при перекачке партий нефти с различными физико-химическими свойствами и т.д .

Однако, выполненный анализ фактических режимов, действующих МН, показал, что при правильном подборе напорных характеристик насосов потери мощности на дросселирование не превышают 2-5%, причем с увеличением количества НПС на ТУ потери снижаются за счет возможности реализовать большее количество режимов без дросселирования. В то же время запрет на дросселирование практически невозможно реализовать, поскольку в процессе перекачки могут изменяться реологические свойства нефти и эффективный диаметр трубопровода. Согласно [76] на МН не допускается уменьшение эффективного диаметра более чем на 1 % относительно номинального внутреннего. В противном случае проводится внеплановая внутритрубная очистка. Анализ формулы (2.2) показал, что, например, для гидравлически гладких труб при уменьшении эффективного диаметра на 1% потери напора на Лист Энергоэффективный магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов, состояние проблемы 40 Изм. Лист № докум. Подпись Дата трение возрастут на 4,75 %, для переходной зоны 4,875 %, что приведет к увеличению давления на выходе НПС на такую же величину. Соответственно, для поддержания заданного давления, системе автоматического регулирования придется дросселировать излишний напор .

Сложившаяся противоречивая ситуация по вопросу применения различных методов регулирования давления, требует проведение дополнительных исследований, а положения документа [100] требуют уточнения и возможной доработки .

2.3.3 Обзор существующих методик расчета оптимального распределения напоров по станциям для заданной производительности Основной задачей МН является перекачка заданного объема нефти за фиксированный период времени (год, квартал, месяц). Для выполнения данной задачи формируется план-график работы МН, в котором указываются режимы перекачки и время работы на них .

Весь перечень режимов перекачки условно можно разделить на:

основные режимы, производительность которых вычисляется путем перебора возможных комбинаций включения МНА на НПС;

дополнительные режимы, производительность которых задается, и исходя из этого рассчитываются управляющие воздействия (комбинации насосов, величина дросселирования и т.д.), необходимые для их последующей реализации .

Опыт эксплуатации показывает, что работа только на основных режимах не позволяет осуществлять гибкое и оперативное управление ТУ.

Задача расчета режимов перекачки для заданной производительности возникает в следующих случаях:

при балансировке приемо-сдаточных операций между смежными ТУ;

при экономической целесообразности работы на дополнительных режимах вместо основных;

–  –  –

Лист Энергоэффективный магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов, состояние проблемы 42 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Впервые задача расчета оптимального режима МН была поставлена и решена Д.Т. Джефферсоном методом динамического программирования [133] .

Суть данного метода заключается в разделении исходной оптимизационной задачи на ряд простых подзадач .

В задаче Д.Т. Джефферсона регулирование давления на НПС осуществлялось с помощью дросселирования, соединение насосов последовательное, насосные агрегаты имели разные напорные характеристики, подкачки/сбросы на МН отсутствовали. Технологические ограничения накладывались на величину минимального напора на входе и максимального напора на выходе (после регуляторов) станции .

Для каждой комбинации насосов Д.Т. Джефферсоном [133] определялся диапазон напоров и потребляемая мощность. Зависимость мощности от напора при дросселировании принимает вид горизонтальных линий потому, что при заданной подаче мощность МНА не зависит от величины дросселирования .

Справа функция ограничивается напором насосов НПС при заданной подаче, а слева максимальным дросселированием на затворе. После чего, для каждой комбинации определялось минимальное значение мощности МНА, по сравнению с другими комбинациями в данном диапазоне напоров. В результате строились функции, представляющие зависимость минимальной мощности МНА и комбинации включения насосов от напора (далее эти функции названы функциями Джефферсона [133]) .

Например, при одинаковых напорных характеристиках всех насосов всего возможно четыре комбинации их включения (0 – насосов, 1 – насос, 2 – насоса, 3 – насоса). Для каждой комбинации включённых насосов работа без дросселирования при максимальном напоре является заведомо оптимальной в данном диапазоне напоров в сравнении с другими комбинациями. Если насосы на НПС имеют два типа характеристик (например, рабочие колеса у I, II насосов соответствуют 100 % от наружного диаметра рабочего колеса, а у III, IV насосов – 95 %), функция Джефферсона при семи возможных комбинациях принимает вид представленный на рисунке 2.3 (пунктиром показана область не Лист Энергоэффективный магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов, состояние проблемы 43 Изм. Лист № докум. Подпись Дата оптимальных напоров для каждой комбинации). На рисунке 2.4 представлена зависимость оптимальной комбинации включения насосов на НПС от напора станции .

На следующем этапе решения задачи с использованием ранее построенных функций находится оптимальное распределение напоров по НПС методом динамического программирования .

В работе [24] показано, что функции Джефферсона могут использоваться для подбора оптимальных (с точки зрения энергопотребления) диаметров рабочих колес магистральных насосов .

В работах [24, 133] функции Джефферсона строились для способа дросселирования и для подбора оптимальных диаметров рабочих колес насосов. В связи с этим возникает задача построения функции Джефферсона для частотного регулирования .

Рисунок 2.3 – Диапазон напоров для каждой комбинации включения МНА

–  –  –

На сегодняшний день накоплен большой опыт решения задач оптимизации режимов перекачки. Постановка и решение данной задачи рассматривались в многочисленных работах [13, 16, 21, 25, 28, 31, 46, 68, 85, 102, 103, 112, 121, 123, 124] в течение последних пятидесяти лет. В этих работах уточняются технологические ограничения, критерии оптимизации, алгоритмы и методы решения задачи .

Общими недостатками приведенных работ является то, что:

во всех проанализированных работах определяются оптимальные напоры и комбинации включения МНА на НПС, но не определяются управляющие воздействия, такие как уставки САР;

в большинстве работ [16, 21, 25, 28, 31, 46, 68, 85, 102, 103, 112, 121, 123, 124] фактически не учитываются технологические ограничения по ЛЧ (не превышение ДРД секций труб ЛЧ, обеспечение напорного режима течения жидкости), поскольку в данных работах авторы исходили из предположения, что при заданных уставках САР давления выполняются все ограничения по ЛЧ .

–  –  –

Основные научные результаты главы:

обозначены направления (вектора) для дальнейших исследований;

мощность, затрачиваемая на перекачку декомпозирована на составляющие, и в них выделены ключевые параметры, влияющие на энергопотребление .

Основные практические результаты главы:

проведен анализ фактических режимов работы МН, нормативнотехнической документации и литературы по теме исследований, на основании которого выявлены нерешенные проблемы в существующих подходах оптимизации режимов перекачки .

–  –  –

Переменная n в формуле (3.4) может принимать значения в диапазоне от n min до n max ( n max =1). n min определяется производителем, например, на наосов НМ 1250-400 возможно снижение частоты до 40-50 % от номинальной [131] .

Однако, НТД [98] данное значение ограничено 50 %, которое и будет принято за граничное при последующих расчетах .

Согласно [39] при частотном регулировании поле насоса это рекомендуемая область применения насоса по подаче и напору, получаемая изменением частоты вращения ротора насоса .

В соответствии с законами подобия поле насоса снизу и сверху ограничено напорными характеристиками при n min и n max – кривые AD и BC соответственно, справа и слева ограничено параболами подобия, проходящими через минимально допустимую подачу Qmin,ad ( n max ) и максимальную подачу Qmin,ad ( n max ) в пределах рабочей части напорной характеристики кривые CD и BA соответственно (рисунок 3.2) .

–  –  –

текущей подаче насоса (Q1, n max ). При изменении частоты КПД насоса по законам подобия определяется как КПД при подаче Q2 (точка J2), соответствующей точке пересечения параболы подобия, проведенной через

–  –  –

Рисунок 3.3 – Поле насоса (ABCD) при частотном регулировании Экспериментальные данные [131] свидетельствуют, что вопреки законам

–  –  –

Расчеты по формуле 3.6 показывают, что снижение КПД в пределах параболы подобия составляет не более 1% (для рассматриваемого насоса) при снижении частоты вращения на 50% относительно номинальной .

При частотном регулировании в большей части поля насоса КПД насоса возрастает по сравнению с КПД при дросселировании. Однако, в случае применения ПЧ или ГМ в составе элементов привода МНА появляется дополнительный элемент, который приводит к снижению общего КПД МНА и, как следствие, к увеличению мощности МНА .

Частотное регулирование можно осуществлять за счет:

установки ГМ между валом насоса и валом электродвигателя;

изменения частоты питающего переменного тока электродвигателя с помощью ПЧ .

КПД у современных ПЧ при номинальной частоте вращения ротора достигает 96-98 %, при изменении частоты вращения ротора электродвигателя от 100 % до 55 % КПД ПЧ уменьшается не более чем на 1 % [53] .

Напорная характеристика НПС без РП при последовательном включении одинаковых насосов описывается формулой:

–  –  –

Суммарная мощность, расходуемая на перекачку, зависит от многих факторов: параметры нефти, технические и технологические параметры трубопроводов ЛЧ, конструктивные, технологические, гидродинамические характеристики оборудования МНС и т.д.

В общем виде функцию суммарной потребляемой мощности ТУ можно представить следующим образом:

–  –  –

Черта сверху в (3.9) означает множественность данных категорий переменных .

Переменные в приведенной функции можно разделить на аргументы и

–  –  –

рассматривается в диссертации. Для минимизации функции мощности (3.9) в работе решаются следующие подзадачи:

осуществляется подбор способа регулирования давления на НПС, 1) обеспечивающего минимальное энергопотребление по отношению к другим (увеличение gr, уменьшение h);

выполняется выбор оптимальных, с точки зрения мощности, 2) расходуемой на перекачку, комбинаций включения МНА на НПС (увеличени gr уменьшение h) .

Задача оптимизации режима перекачки за счет выбора способа регулирования давления, обеспечивающего минимальное энергопотребление

–  –  –

PNвх – номинальное давление оборудования на приеме НПС, м-1кгс-2;

hу– минимальный запас над перевальной точкой, необходимый для работы нефтепровода без самотечных участков, м;

Hg – напор в g-ой секции трубопровода, м;

pдрд – допустимое рабочее давление в g-ой секции трубопровода, м-1кгс-2;

g –порядковый номер секции трубопровода;

N количество секций трубопровода, шт.;

Qmin,ad, Qmax,ad – минимальная, максимальная допустимая подача насоса, м3с-1 .

При частотном регулировании потери давления на затворе отсутствуют, то есть р=0 в формуле (3.11) .

–  –  –

В процессе проектирования новых и реконструкции существующих НПС возникает задача выбора способа регулирования давления, позволяющего обеспечить минимальные энергетические затраты на перекачку. В процессе эксплуатации НПС также возможна замена способа регулирования давления .

Однако, исходя из существенных экономических вложений в оборудование, данная задача на практике не решается .

Сравнение способов регулирования давления с точки зрения энергетической целесообразности необходимо выполнять для абсолютно идентичных условий работы НПС (подача, давление на входе/выходе МНС и т.д.), и на основании этих данных выдавать соответствующие рекомендации .

–  –  –

приложении А .

В целях выполнения объективного сравнения массив данных с параметрами работы НПС целесообразно принимать за период 1 год. Усреднять значения параметров работы НПС возможно за любой интервал не превышающий 5 минут (300 с) .

Наибольшее распространение в Компании получил способ дросселирования по причине его относительной дешевизны и простоты .

Выполненный анализ показал, что 377 из 397 НПС Компании оснащены узлами

–  –  –

частоту вращения роторов насосов n, при которой они обеспечивают такой же ре жим работы НПС, как на режиме с дросселированием. Относительную частоту n можно определить как решение уравнения:

–  –  –

КПД насоса ((Q, n ) ) при частотном регулировании рассчитывается по формуле (3.5) .

Для упрощения КПД ПЧ может приниматься постоянным на основании данных производителя .

На основании полученных расчетных данных возможно выполнить сравнение (Wдр, Wчрп) и сделать вывод об энергетической целесообразности рассмотренных способов регулирования давления .

–  –  –

Помимо задачи повышения энергетической эффективности перед нефтепроводным транспортом стоит задача минимизации капитальных и эксплуатационных затрат, поэтому в процессе выбора способа регулирования, в том числе необходимо учитывать капитальные вложения в оборудование .

Затраты на электроэнергию относятся к эксплуатационным затратам, поэтому данные, полученные на первом шаге, являются исходными для выполнения технико-экономического сравнения. Помимо затрат на электроэнергию, в состав эксплуатационных затрат входят затраты на техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования системы регулирования давления, которые могут приниматься по опыту эксплуатации аналогичного оборудования .

Капитальные вложения должны приниматься по ранее реализованным объектам Компании и переводится в текущий уровень цен с помощью индексов- дефляторов, публикуемых Министерством экономического развития [66] .

–  –  –

Способ регулирования давления, который обеспечивает минимальные энергетические затраты, и его установка экономически обоснована (ЧДД0) будет считаться наиболее эффективным способом регулирования для рассматриваемой НПС и его применение целесообразно для оптимизации режимов работы НПС .

Пример оптимизации режимов перекачки за счет выбора способа регулирования давления на НПС представлен в разделе «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» .

Основные выводы по разделу

Основные научные результаты настоящего раздела:

для фактических режимов работы НПС выбраны аналитические выражения расчета энергопотребления для различных способов регулирования давления;

выбрана методика выбора способа регулирования давления на НПС, обеспечивающего минимальное энергопотребление, которая помимо

–  –  –

(линия 1), тогда недостающий напор ( z 2 h y Н 2 ) прибавляется к минимальному ному начальному напору по входу МНС k+1, то есть эпюра напоров поднимается на величину недостающего напора .

Если напор в точке глобального максимума профиля превышает 5) z 2 h y (линия 2), то суммарные потери напора на участке от станции k+1 до

–  –  –

Шаг № 3. Построение зависимости минимальной потребляемой станцией мощности и количества включаемых насосов от напора [12, 29] При регулировании давления с помощью дросселирования зависимости минимальной потребляемой станцией мощности и количества включаемых насосов от напора представлены на рисунках 2.3, 2.4. Алгоритм построения данных зависимостей представлен в работе Д.Т. Джефферсона [133] и, поэтому в настоящей работе описание данного алгоритма нецелесообразно .

В случае частотного регулирования давления задачу построения зависимости минимальной потребляемой станцией мощности и количества включаемых насосов от напора (функции Джефферсона), можно сформулировать следующим образом: для заданных значений напора станции Hст и фиксированной производительности перекачки Q определить количество

–  –  –

Hmax(Q,nmax) – максимальный напор насоса при заданной подаче, м .

Формируемая функция Джефферсона имеет вид таблицы (таблица 4.2). В таблицу заносятся значения напоров станции Нст(i), мощности станции Pст(i), количества включенных агрегатов m(i), относительных частот вращения роторов n (i). Для способа дросселирования в таблицу 4.3 вместо n (i) заносятся значения потерь давления на затворе p(i) .

–  –  –

значение записывается в массив Рст(i) .

Напор станции (Нст) увеличивается на величину расчётного шага 9 .

(например, 1 м), расчёт начинается с п.4 и повторяется до тех пор, пока mmmax и Нст HP (HP вычисляется по формулам 4.13, 4.14) .

В области пересечения диапазонов напоров разных комбинаций 10 .

насосов выбираются значения, соответствующие минимальной мощности, то есть Pст minPст при Hст=const .

После выполнения указанных алгоритмов можно построить функции Джефферсона. При регулировании давления с помощью ЧРП функция Джефферсона имеет возрастающий характер (рисунок 4.6), в отличие от дросселирования, это связано с тем, что при частотном регулировании потребляемая МНА мощность увеличивается с напором при заданной подаче .

–  –  –

Разрывы в функции Джефферсона связаны с тем, что диапазоны напоров станции при данной подаче не являются связанными областями .

Шаг № 4. Расчет оптимального режима перекачки и определение уставок САР давления [12, 29] Решение задачи оптимизации осуществляется методом динамического программирования [114] и начинается с первой станции.

Для первой станции строится таблица (таблица 4.4), в которую записываются:

сумма напора подпорных насосов (h) и напора столба жидкости в резервуаре (zвзл);

–  –  –

1 145,32 377 5433,91 1 0,898 176,75 361 2 145,32 378 5448,33 1 0,899 177,75 362 3 145,32 379 5462,74 1 0,900 178,75 363 4 145,32 380 5477,15 1 0,901 179,75 364 5 145,32 381 5491,57 1 0,903 180,75 365 6 145,32 382 5505,98 1 0,904 181,75 366 7 145,32 383 5520,39 1 0,905 182,75 367 8 145,32 384 5534,81 1 0,906 183,75 368 9 145,32 385 5549,22 1 0,907 184,75 369 10 145,32 386 5563,63 1 0,908 185,75 370 … … … … … … … … 48 145,32 410 5909,56 1 0,936 209,75 408 49 145,32 410 5909,56 1 0,936 209,75 409 50 145,32 410 5909,56 1 0,936 209,75 410

–  –  –

Основные научные результаты:

построены зависимости минимальной мощности МНС от напора и комбинации включенных насосов для частотного регулирования с помощью ЧРП;

построены коридоры, в котором располагаются эпюры всех возможных режимов, удовлетворяющих технологическим ограничениям по ЛЧ и НПС, что позволяет не проверять эти ограничения при расчете режима;

выполнен расчет оптимального режима перекачки для заданной производительности, и определены управляющие воздействия (комбинации МНА, уставки САР), необходимые для последующей реализации режима .

–  –  –

Помимо задачи повышения энергетической эффективности перед нефтепроводным транспортом стоит задача минимизации капитальных и эксплуатационных затрат, поэтому в процессе выбора способа регулирования, в том числе необходимо учитывать капитальные вложения в оборудование .

Затраты на электроэнергию относятся к эксплуатационным затратам, поэтому данные, полученные на первом шаге, являются исходными для выполнения технико-экономического сравнения. Помимо затрат на электроэнергию, в состав эксплуатационных затрат входят затраты на техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования системы регулирования давления, которые могут приниматься по опыту эксплуатации аналогичного оборудования .

Капитальные вложения должны приниматься по ранее реализованным объектам Компании и переводится в текущий уровень цен с помощью индексовдефляторов, публикуемых Министерством экономического развития [66] .

Оценка экономической целесообразности применения того или иного способа регулирования должна выполняться по величине чистого дисконтированного дохода (ЧДД).

Расчетный год, когда величина ЧДД становится неотрицательной (ЧДД0), будет считаться сроком окупаемости данного способа регулирования давления [128]:

–  –  –

На примере фактических режимов работы действующих МНП были оценены энергозатраты для способов частотного регулирования с помощью ЧРП и дросселирования для МНС, оснащенных насосами НМ 1250-400 .

По данным годового отчета Компании [33] средняя стоимость электрической энергии (cэ) в ценах 2017 года по Компании составляла 3,03 руб.кВтч-1 без НДС. С учетом прогноза Минэкономразвития России [66] средняя стоимость электрической энергии в ценах 2018 года по Компании составит 4,01 руб.кВтч-1 .

Годовые затраты на электроэнергию для способов частотного регулирования с помощью ЧРП и дросселирования представлены в таблице 5.7 .

–  –  –

Максимальная ежегодная экономия от применения ЧРП за счет экономии электроэнергии будет достигать 15,66 млн. руб., минимальная 4,39 млн. руб .

Капитальные затраты для способов частотного регулирования с помощью ЧРП и дросселирования определялись на основании ранее реализованных объектов. Капитальные вложения для обоих способов регулирования представлены в таблице 5.8 .

–  –  –

В случае использования ЧРП убыток относительно дросселирования за счет больших капитальных вложений составит 718,34 млн. руб. в первый год .

Дополнительные расходы на техническое обслуживание ЧРП относительно дросселирования приняты на уровне 0,5 млн. руб. без НДС в год .

Таким образом, в случае применения ЧРП, в первый год возникает убыток (отток денежных средств), связанный с большими капитальными вложениями, но в то же время возникает ежегодный приток, связанный с экономией на электроэнергии .

Результаты расчета экономической эффективности применения ЧРП представлены в таблице 5.9 .

Норма дисконта (Е) принята на уровне 14 %. Данное значение нормы дисконта используется Компанией при выполнении ТЭО. Прогноз индексовдефляторов промышленной продукции и роста цен на электроэнергию принят в соответствии с данными Минэкономразвития России [66]. Период расчета принят равным 40 годам. Амортизация рассчитывалась линейным способом, то есть амортизационные отчисления равномерно распределялись по годам .

Налоги приняты в соответствии с Налоговым кодексом РФ [71] на уровне:

– 20 % налог на прибыль;

– 2,2 % налог на имущество .

–  –  –

Социальная ответственность или корпоративная социальная ответственность (как морально-этический принцип) – ответственность перед людьми и данными им обещаниями, когда организация учитывает интересы коллектива и общества, возлагая на себя ответственность за влияние их деятельности на заказчиков, поставщиков, работников, акционеров (ГОСТ Р ИСО 26000-2012) [73] .

В процессе транспортировки нефти по МН ключевую роль играют МНА, которые относятся к основному оборудованию НПС. МНА располагаются в насосном зале, где существует вероятность проявления вредных и опасных факторов (табл. 6.1), негативного воздействия на окружающую природную среду, а также возникновения ЧС. Насосный зал располагается на нефтеперекачивающей станции и является основным оборудованием .

Целью выполнения данного раздела магистерской диссертации является выявление и анализ перечисленных опасностей в рабочей зоне. Место проведения работ – насосный зал. Условия – закрытое помещение .

–  –  –

Повышенная загазованность воздуха рабочей среды 1 .

Насосный зал общего укрытия МНА является наиболее опасным объектом на НПС, поскольку здесь сконцентрировано наибольшее количество токсичных газов, к которым относятся пары нефти, сероводорода, метана, легких углеводородов .

Основными источниками их выделения являются:

1. Предохранительные устройства. В случае остановки МНА срабатывает УСВД, и часть нефти сбрасывается в емкость сброса ударной волны, в результате чего имеется интенсивное газовыделение .

2. Нарушения герметичности оборудования (дефекты материалов и строительно-монтажных работ, коррозия, не соблюдение правил эксплуатации, окончание нормативного срока службы уплотнений запорной арматуры и насосов) .

Согласно [107] воздушные смеси и газы, скапливающиеся в насосном зале, по степени воздействия на организм человека относятся к третьему и четвертому классу (табл. 6.2) .

–  –  –

Все из перечисленных газов и смесей газов относятся к ядам и оказывают отравляющее воздействие на организм человека. Бензин, углеводородные газы и сероводород оказывают наркотическое действие, при этом углеводородные газы и сероводород оказывают вдобавок раздражающее действие на организм человека. Углеводородные газы воздействуют на легочную ткань, а сероводород на верхние дыхательные пути. При попадании на кожу они сушат и обезжиривают ее, что может привести к таким кожным заболеваниям, как дерматит или экзема. Смеси из метана и углеводородов являются нервными ядами, воздействующими на центральную нервную систему. Первыми признаками отравляющего действия на организм человека являются: головокружение, тошнота, недомогание, повышенная температура .

Мероприятия по снижению загазованности и защиты организма человека [63]:

Исключение источников газообразования (соблюдение правил 1 .

эксплуатации, противокоррозионная защита, своевременная замена уплотнений насосов и запорной арматуры) .

Уменьшение концентрации токсичных газов путем проветривания 2 .

Лист Социальная ответственность 101 Изм. Лист № докум. Подпись Дата насосного зала .

Применение средств индивидуальной защиты (противогазы, 3 .

респираторы, спецодежда, изолирующие костюмы, рукавицы, перчатки, очки, маски) .

Исключение или снижение необходимости присутствия человека 4 .

путем автоматизации процессов и дистанционным их управлением .

Превышение уровня шума 2 .

Источниками шума в насосном зале являются: насосы, электродвигатели, трубопроводы, элементы вентиляционных систем. Однако самые значительные воздействия оказывают МНА. Уровень шума выше нормированных значений оказывает неблагоприятное воздействие на организм человека и результат его работы. Длительное воздействие шума снижает остроту слуха, изменяет кровяное давление, ухудшает зрение, нарушает координацию движений .

Особенно негативное воздействие шум оказывает на сердечно-сосудистую и нервную системы человека [8] .

Согласно [8] нормированный уровень шума – 80 дБА .

Для снижения уровня шума в насосном зале применяются следующие меры:

Применение средств коллективной защиты. Оборудование, 1 .

являющееся источником шума, располагают отдельно от других административных и производственных помещений. Стены выполняют из материала, обеспечивающего хорошую звукоизоляцию. Например, из металлополиуретанового пенопласта .

Применение дистанционного управления исключает необходимость 2 .

обслуживающего персонала продолжительное время находиться в зоне акустического воздействия. Таким образом, находиться в насосном зале есть необходимость только во время работ по техническому обслуживанию или осмотру и во время ремонтных работ .

Контроль при проектировании оснований и фундаментов 3 .

оборудования на должном уровне .

Лист Социальная ответственность 102 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Своевременное и качественное проведение ремонтных и 4 .

монтажных работ согласно [36]. Прежде всего, это центровка, балансировка роторов насосов и электродвигателей .

Применение средств индивидуальной защиты. Согласно [81] 5 .

применяются вкладыши, представляющие собой мягкие тампоны, пропитанные смесью парафина и воска, или жесткие вкладыши из резины. Вкладыши компактны и дешевы, однако недостаточно эффективны, так как способны снизить уровень шума только на 5-20 дБА. В связи с этим широкое распространение нашли наушники, которые способны снижать уровень шума на 7-47 дБА. При недостаточности акустических характеристик наушников, применяют звукоизолирующие шлемы .

Превышение уровня вибрации 3 .

Источниками вибрации в насосном зале также являются: насосы, электродвигатели, трубопроводы, элементы вентиляционных систем .

Вибрация возникает из-за кавитации при работе насосов, пульсаций давлений, динамического не уравновешивания вращающихся частей .

Следствием вибрации может служить нарушение герметичности и механической прочности оборудования, что в свою очередь может быть причиной аварий. Вредное воздействие на организм человека заключается в функциональных расстройствах органов. В результате появляются головные боли, повышенная раздражительность и утомляемость, боли в суставах, нарушения координации движений. В отдельных случаях возникают необратимые изменения в сердечно-сосудистой и нервной системах, а также в опорно-двигательном аппарате [49] .

Согласно [49] нормированной величиной вибрации в насосном зале является среднеквадратичное значение виброскорости: для корпуса насоса и двигателя – 13 мм/с (108 дБ), для фундамента МНА – 7,5 мм/с (104 дБ) .

Вибробезопасные условия труда должны быть обеспечены:

применением вибробезопасного оборудования и инструмента;

применением средств виброзащиты, снижающих воздействие на работающих Лист Социальная ответственность 103 Изм. Лист № докум. Подпись Дата вибрации на путях ее распространения от источника возбуждения;

организационно-техническими мероприятиями (поддержание в условиях эксплуатации технического состояния машин и механизмов на уровне, предусмотренном НТД на них; введение режимов труда, регулирующих продолжительность воздействия вибрации на работающих; вывод работников из мест с превышением ДУ по вибрации) [29] .

активная и пассивная виброизоляция, использование виброкомпенсирующих устройств .

Отклонение показателей микроклимата в помещении 4 .

К метеорологическим условиям производственной среды относятся:

относительная влажность, барометрическое давление, скорость движения и температура воздуха, интенсивность теплового излучения от нагретых поверхностей. Все эти условия оказывают влияние на здоровье и самочувствие человека, на его функциональную деятельность. Различные их сочетания позволяют добиться благоприятных условий для работы человека. Например, при повышенной температуре в помещении следует увеличить скорость движения воздуха. Однако неправильное сочетание может принести вред .

Например, если повысить влажность воздуха, то это только усугубит действие как пониженной, так и повышенной температуры в помещении .

Микроклимат в помещении насосного зала поддерживается при помощи системы вентиляции и отопления. Работа относится к III категории работ .

Согласно [100] в жаркое время года в насосном зале поддерживают нормативную температуру +22…+24°С с помощью приточно-вытяжной вентиляции, а в холодный период +18…+20 °С с помощью электрического отопления. Относительная влажность должна составлять 40-60%, скорость движения воздуха – 0,1 м/с в холодный период года, 0,2 м/с – в теплый .

–  –  –

Движущиеся механизмы, подвижные части производственного 1 .

оборудования МНА, расположенные в насосном зале, имеют вращающиеся части, которые могут привести к механическому воздействию на организм человека. Все движущиеся и вращающиеся части МНА, в который входят двигатель и насос, а также передача от двигателя к насосу должны быть ограждены специальными съемными кожухами, чтобы исключить попадание в движущиеся и вращающиеся части. Ремонт и осмотр огражденных частей механизмов и снятие ограждений допускается только после полной остановки механизма. [36]

–  –  –

Пожаровзрывобезопасность 3 .

Наиболее пожаровзрывоопасным объектом на НПС является насосный зал общего укрытия МНА, поскольку здесь сконцентрировано наибольшее количество взрывоопасных газов. Здесь возможно скопление паров нефти, сероводорода, метана, легких углеводородов .

–  –  –

Загрязняющие вещества, такие как нефть, масла, растворители, шлам очистки насосов от нефти поступают в гидросферу в составе сточных вод от многих объектов НПС, в том числе и магистральной насосной, где причиной этого могут быть ремонтные работы, несоблюдение правил эксплуатации оборудования, износ уплотнений насосов, аварии .

Одним из природоохранных мероприятий для минимизации вредного воздействия является очистка сточных вод (табл. 6.5). Применяются следующие методы очистки: механическая (центрифугирование), химическая (адсорбция, ионообменный метод), физико-химическая (электрофлотация, электродиализ, электрофорез, электрокоагуляция), термическая, биологическая .

Поскольку в состав сточных вод входят следующие примеси: железо, нефтепродукты, метанол, фенолы, сульфаты, хлориды, СПАВ, то методы очистки сточных вод следует применять комплексно .

–  –  –

6.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности В соответствии с законодательством на работах с вредными и или опасными условиями труда, а также на работах, связанных с загрязнением, работодатель обязан бесплатно обеспечить выдачу сертифицированных средств индивидуальной защиты согласно действующим типовым отраслевым нормам Лист Социальная ответственность 111 Изм. Лист № докум. Подпись Дата бесплатной выдачи работникам спецодежды, спец. обуви и других средств индивидуальной защиты в порядке, предусмотренном «Правилами обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты» [70], или выше этих норм в соответствии с заключенным коллективным договором или тарифным соглашением. Все лица, находящиеся на строительной площадке, обязаны носить защитные каски .

Работники без защитных касок и других необходимых средств индивидуальной защиты к выполнению работ не допускаются. Работодатель должен обеспечить работников, занятых эксплуатацией нефтеперекачивающих станций санитарнобытовыми помещениями (гардеробными, сушилками для одежды и обуви, душевыми, помещениями для приема пищи, отдыха и обогрева и проч.) согласно соответствующим строительным нормам и правилам, и коллективному договору или тарифному соглашению. В решениях по организации труда излагаются: форма организации труда (вахтовый, экспедиционно-вахтовый, бригадный и т.д.); графики работы; режимы труда и отдыха; составы бригад.

При описании режима труда указываются:

продолжительность вахты; продолжительность смены; количество смен; часы начала и окончания смены; внутрисменные перерывы на отдых; перерывы па прием пищи. При эксплуатации НПС в экстремальных климатических условиях (с низкими или высокими атмосферными температурами) дополнительно указываются средства защиты людей от жары или холода, продолжительность перерывов на обогрев, способы организации рационального питания или утоления жажды, в зависимости от жесткости погоды .

Подготовка к эксплуатации санитарно-бытовых помещений и устройств должна быть закончена до начала производства работ. При реконструкции действующих предприятий санитарно-бытовые помещения следует устраивать с учетом санитарных требований, соблюдение которых обязательно при осуществлении производственных процессов реконструируемого объекта .

Производственные территории, участки работ и рабочие места должны быть обеспечены необходимыми средствами коллективной или индивидуальной Лист Социальная ответственность 112 Изм. Лист № докум. Подпись Дата защиты работающих, первичными средствами пожаротушения, а также средствами связи, сигнализации и другими техническими средствами обеспечения безопасных условий труда в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и условиями соглашений. При размещении на производственной территории санитарно-бытовых и производственных помещений, мест отдыха, проходов для людей, рабочих мест должны располагаться за пределами опасных зон. На границах зон, постоянно действующих опасных производственных факторов должны быть установлены защитные ограждения, а зон потенциально опасных производственных факторов – сигнальные ограждения и знаки безопасности .

Проезды, проходы на производственных территориях, а также проходы к рабочим местам и на рабочих местах должны содержаться в чистоте и порядке, очищаться от мусора, не загромождаться складируемыми материалами и конструкциями .

Находясь на территории производственной площадки, в производственных и бытовых помещениях, на участках работ и рабочих местах, работники, а также представители других организаций обязаны выполнять правила внутреннего трудового распорядка, принятые в данной организации. Территориально обособленные помещения, площадки, участки работ, рабочие места должны быть обеспечены телефонной связью или радиосвязью .

В санитарно-бытовых помещениях должна быть аптечка с медикаментами, носилки, фиксирующие шины и другие средства оказания пострадавшим первой медицинской помощи. В соответствии с законодательством работодатель обязан организовать проведение расследования несчастных случаев на производстве в порядке, установленном Положением, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11 марта 1999 г. № 279 [93]. По результатам расследования должны быть разработаны и выполнены профилактические мероприятия по предупреждению производственного травматизма и профзаболеваний .

Лист Социальная ответственность 113 Изм. Лист № докум. Подпись Дата ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе выполнения выпускной квалификационной работы проведен анализ фактических режимов работы МНПП, литературы и нормативнотехнической документации по теме исследования, на основании которого выявлены нерешенные проблемы в существующих подходах оптимизации режимов перекачки .

Показано, что применение частотно-регулируемого привода в качестве системы автоматического регулирования увеличивает надежность и устойчивость работы МНС и нефтепродуктопровода в целом за счет оптимизации напорно-расходной характеристики и исключения образования перевальных точек .

Определено, что при использовании в качестве системы автоматического регулирования давления на МНС частотно-регулируемого электропривода нефтеперекачивающих агрегатов количество возможных режимов эксплуатации магистрального нефтепродуктопровода увеличивается в десятки раз. При этом относительные частоты вращения роторов насосов изменяются в пределах от 0,849 до 0,931 .

Показано, что применение в качестве системы автоматического регулирования ЧРП позволяет уменьшить удельные затраты электроэнергии на транспортировку нефтепродукта с 76,31 до 59,46 млн. кВтч .

Максимальная экономия энергии по МНС достигает 28,8 %, минимальная 10 %. Минимальная экономия связана с тем, что на данной МНС за анализируемый период времени величина дросселирования не превышала 0,6 МПа .

–  –  –

Адоевский, А.В. Моделирование работы нефтепроводов, 1 .

оборудованных системами сглаживания волн давления: дис.... канд. техн. наук:

25.00.19 / Адоевский Александр Валентинович. – М., 2011. – 170 с .

Алиев, Р.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, В.Д .

2 .

Белоусов, А.Г. Немудров и др. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1988. 368 с .

Альтшуль, А.Д. Гидравлические сопротивления / А.Д. Альтшуль. М.:

3 .

Недра, 1982. 224 с .

Ахмадуллин, К.Р. Использование противотурбулентной присадки при 4 .

транспортировке дизельного топлива по МНПП «Уфа-Западное направление» / К.Р .

Ахмадуллин, Р.Х. Хажиев, В.К. Матчин, И.М. Галеев // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2006. – №4. – С. 3-7 .

Ахмадуллин, К.Р. Энергосберегающие технологии трубопроводного 5 .

транспорта нефтепродуктов: дис.... д-ра техн. наук: 25.00.19 / Ахмадуллин Ка- миль Рамазанович. – Уфа, 2005. – 390 с .

Бархатов, А.Ф. Задача выбора способа плавного регулирования при 6 .

последовательной перекачке партий нефти / А.Ф. Бархатов // Материалы X Международной учебно-научно-практической конференции. – 2015. – С. 27-29 .

Бархатов, А.Ф. Использование противотурбулентной присадки при 7 .

перекачке нефти как один из способов снижения операционных затрат / А.Ф .

Бархатов, Д.В. Федин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – №2. – С. 56-65 .

ГОСТ 12.1 .

003-83. ССБТ. Шум. Общие требования безопасности. – Введ .

8 .

01.07.1984. – М.: Изд-во стандартов, 1983. – 13 с .

Бархатов, А.Ф. Основные проблемы энергосбережения в 9 .

трубопроводном транспорте и направления их решения / А.Ф. Бархатов // ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ. – 2015. – №6. – С. 132-138 .

10. ГОСТ 12.4.051-87. ССБТ. Средства индивидуальной защиты органа слуха. Общие технические требования и методы испытаний. – Введ. 01.07.1988. – М.:

Изд-во стандартов, 2002. – 15 с .

11. Бархатов, А.Ф. Разработка программного комплекса для формирова- ния оптимального плана перекачки / А.Ф. Бархатов // Проблемы геологии и осво- ения недр. – 2014. – Т.2. – С. 550-551 .

Повышение ресурсоэффективности эксплуатации насосных агрегатов с применением регулируемого привода Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лит. Лист Листов Разраб. Быков Р.С .

Руковод. Чухарева Н.В. 115 138 Список используемых Консульт .

источников Отделение нефтегазового дела Рук-ль ООП Бурков П.В .

Группа 2БМ6Б

12. Бархатов, А.Ф. Расчет оптимальных режимов перекачки / А.Ф. Бархатов // Сборник работ II тура XII научно-технической конференции молодежи ОАО

13. Беккер, Л.М. Расчет оптимального режима работы нефтепровода, обрудованного частотно-регулируемым приводом / Л.М. Беккер, К.Ю. Штукатуров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – №3. – C. 27-33 .

14. Бобровский, С.А. Коэффициент полезного действия насосной станции с учетом регулирования / С.А. Бобровский, Г.С. Салащенко // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1969. – №2. – С. 18-21 .

15. Бобровский, С.А. Оценка эффективности регулирования работы насосных станций трубопроводов / С.А. Бобровский // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1965. – №6. – С. 19-22 .

16. Быков, К.В. Повышение эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов с регулированием частоты вращения насосных агрегатов: дис. … канд. техн. наук: 25.00.19 / Быков Кирилл Владимирович. – СПб., 2014. – 138 с .

17. Васильев, Г.Г. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев, Г.Е .

Коробков, А.А. Коршак и др.; под общ. ред. С.М. Вайнштока. М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2002. Т.1. 409 с .

18. Васильковский, В.В. Частотно-регулируемый электропривод насосных агрегатов в нефтепродуктопроводном транспорте / В.В. Васильковский // Нефтепереработка и нефтехимия. – 1989. – №6. – С. 36-38 .

19. ГОСТ 12.1.010-76. ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования. – Введ. 01.01.1978. – М.: Изд-во стандартов, 2002. – 6 с .

20. Вязунов, Е.В. Быстродействие системы регулирования давления насосной станции при заданной скорости хода регулирующего элемента [Электронный ресурс] / Е.В. Вязунов, А.Ф. Бархатов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2014. №2. – ежим доступа:

http://ogbus.ru/authors/VyazunovEV/VyazunovEV_2.pdf .

21. Вязунов, Е.В. Исследование вопросов динамики работы и оптимального управления магистральными нефтепродуктопроводами: автореф. дис.... канд. техн .

наук: 198 / Вязунов Евгений Валерианович. – М., 1970. – 25 с .

22. Вязунов, Е.В. Определение действительной пропускной характеристики узла регулирования давления / Е.В. Вязунов, К.А. Евтух, С.В. Путин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – №2. – С. 88-90 .

23. Вязунов, Е.В. Определение коридора эпюр напоров на участке между двумя нефтеперекачивающими станциями при заданной производительности перекачки [Электронный ресурс] / Е.В. Вязунов, А.Ф. Бархатов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2014. – №2. – Режим доступа:

http://ogbus.ru/authors/VyazunovEV/VyazunovEV_1.pdf .

Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата

24. Вязунов, Е.В. Определение оптимальных характеристик насосных агрегатов магистральных трубопроводов / Е.В. Вязунов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1968. – №5. – C. 10-13 .

25. Вязунов, Е.В. Оптимальное управление магистральным трубопроводом при последовательной перекачке / Е.В. Вязунов // Автоматизация технологических процессов. – 1968. – Ч.3. – С. 144-159 .

26. Вязунов, Е.В. Оптимальное управление нефтепроводом и оценка его эффективности / Е.В. Вязунов, В.И. Голосовкер, Л.Г. Щепетков // Нефтяное хозяйство. – 1974. – №5. – С. 55-57 .

27. Вязунов, Е.В. Оптимизация потребляемой НПС мощности при различных способах регулирования / Е.В. Вязунов, А.Ф. Бархатов // Трубопроводный транспорт [теория и практика]. – 2013. – №4. – C. 4-7 .

28. Вязунов, Е.В. Расчет оптимального режима перекачки по магистральному трубопроводу при регулировании давления методом дросселирования потока / Е.В. Вязунов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1969. – №12.– C. 7-9 .

29. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. – Введ .

01.07.2002. – М.: Изд-во стандартов, 2002. – 7 с .

30. Гареев, М.М. Повышение эффективности магистральных нефтепроводов на основе использования агентов снижения гидравлического сопротивления и совершенствования системы учета нефти: дис.... д-ра техн. наук:

25.00.19 / Гареев Мурсалим Мухутдинович. – Уфа, 2006. – 348 с .

31. Гафаров, Р.Р. Автоматизированная система определения оптимального режима работы участка магистрального нефтепровода: автореф. дис.... канд. техн .

наук: 05.13.06 / Гафаров Радик Русланович. – Уфа, 2009. – 19 с .

32. Годовой отчет ОАО «АК «Транснефть» за 2013 г. [Электронный ресурс] //

Официальный сайт ОАО «АК «Транснефть». – Режим доступа:

http://www.transneft.ru/u/section_file/7191/godovoi_otchet_oao_ak_transneft_za_2013_god.pdf .

33. 33. Годовой отчет ОАО «АК «Транснефть» за 2015 г. [Электронный ресурс] // Официальный сайт ОАО «АК «Транснефть». Режим доступа:

http://www.transneft.ru/u/section_file/23752/godovoi_otchet_oao_ak_transneft_za_201 5_god.pdf .

34. Голосовкер, В.И. Определение режима работы магистрального нефтепровода при заданной производительности / В.И. Голосовкер // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1967. – №10. – C. 24-26 .

35. Гольянов, А.И. Выбор рационального режима работы магистрального трубопровода / А.И. Гольянов, А.В. Михайлов, А.М. Нечваль, А.А. Гольянов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 1998. – №10. – С. 16-18 .

Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата

36. РД 153-39ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. – Введ. 01.01.1997. – Уфа: ИПТЭР, 1997. – 147 с .

37. ГОСТ 24856-2014 Арматура трубопроводная. Термины и определения. – М.: Стандартинформ, 2015. 78 с .

38. ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин. М.: Госстандарт России, 2003. 33 с .

39. ГОСТ ISO 17769-1-2014 Насосы жидкостные и установки. Основные термины, определения, количественные величины, буквенные обозначения и единицы измерения. Часть 1. Жидкостные насосы. М.: ИНК Издательство стандартов, 2015. 14 с .

40. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия. М.:

Госстандарт России, 2002. 11 с .

41. 41. ГОСТ 6134-2007. Насосы динамические. Методы испытаний .

М.: Стандартинформ, 2008. 99 с .

42. Государственная программа Российской Федерации «Энергоэффективность и развитие энергетики» [Электронный ресурс] //

ГАРАНТ.РУ Информационно-правовой портал. – Режим доступа:

http://base.garant.ru/70644238/ .

43. Гумеров, А.Г. Внедрение энергосберегающих технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов / А.Г. Гумеров, К.А. Борисов, А.Ю. Козловский // Нефтяное хозяйство. – 2007. – №3. – С. 85-88 .

44. Евтух, К.А. Об экономической эффективности замены узлов дросселирования давления на нефтеперекачивающих станциях частотнорегулируемыми приводами или гидромуфтами / К.А. Евтух, Е.В. Вязунов, А.Ф .

Бархатов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – №2.– С. 15-21 .

45. Еникеев, А.Б. К вопросу о регулировании центробежных насосов на магистральных нефтепроводах с помощью гидромуфт / А.Б. Еникеев, Н.Л. Кар- пушин, С.И. Бак // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1975. – №1. – С. 6-7 .

46. Жданова, Т.Г. Выбор рациональных режимов эксплуатации нефтепроводов и насосных агрегатов: автореф. дис.... канд. техн. наук: 05.15.13 / Жданова Татьяна Геннадиевна. – Уфа, 1996. – 26 с .

47. Зайцев, Л.А. Регулирование режимов работы магистральных нефтепроводов: Учебник для рабочих / Л.А. Зайцев. М.: Недра, 1982. 240 с .

48. Иваненков, В.В. Опыт использования противотурбулентных присадок в ОАО «ЮГО-ЗАПАД ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ» / В.В. Иваненков, И.В .

Подливахин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродук- тов. – 2012. – №4. – С. 36-39 .

Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата

49. ГОСТ 12.1.012-04. ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования. – Введ. 01.07.2008. – М.: Стандартинформ, 2004. – 16 с .

50. Кондрашова, О.Г. Частотное управление магистральными насосами на эксплуатационном участке «Москаленки-Юргамыш» / О.Г. Кондрашова, С.О .

Шамшович // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2012. – №3. – Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/Kondrashova/Kondrashova_2.pdf .

51. РД 13.220.00-КТН-575-06. Правила пожарной безопасности на объектах магистральных нефтепроводов. – Введ. 28.12.2006. – Уфа: ИПТЭР, 2006. – 62 с .

52. Коршак, А.А. Нефтеперекачивающие станции / А.А. Коршак. Ростов н/Д: ООО «Феникс», 2015. 269 с .

53. Лазарев, Г. Частотно-регулируемый электропривод насосных и вентиляторных установок эффективная технология энерго- и ресурсосбережения на тепловых электростанциях / Г. Лазарев // Силовая электроника. – 2007. – №3. –

Режим доступа:

http://www.uran.donetsk.ua/~masters/2011/etf/novichenko/library/article9.pdf .

54. Лепешкин, А.В. Гидравлические и пневматические системы / А.В .

Лепешкин, А.А. Михайлин: под общ. ред. Ю.А. Беленкова – М.: Издательский центр «Академия», 2004. – 336 с .

55. Лисин, Ю.В. Оценка эффективности противотурбулентных присадок по результатам опытно-промышленных испытаний на магистральных нефтепроводах / Ю.В. Лисин, С.Л. Семин, Ф.С. Зверев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – №3. – С. 6-11 .

56. РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. – Введ. 12.10.1987. – М.: Госстрой СССР, 1987. – 122 с .

57. Лисин, Ю.В. Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов / Ю.В. Лисин, Б.Н. Мастобаев, А.М. Шаммазов, Э.М. Мовсумзаде. СПб.: Недра. 2012. 360 с .

58. Ломакин, А.А. Центробежные и осевые насосы / А.А. Ломакин. М.:

Машиностроение, 1966. 365 с .

59. Лурье, М.В. Защита магистральных нефтепродуктопроводов от волн повышенного давления встречными волнами разрежения / М.В. Лурье, Е.В. Фериченкова // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2007. №6. С 4-7 .

60. Лурье, М.В. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов / М.В. Лурье, Н.Н. Голунов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – №4. – С. 32-37 .

61. Лурье, М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие. М.:

ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 336 с Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата

62. Лурье, М.В. Расчет оптимальных концентраций антитурбулентных присадок для увеличения производительности трубопроводов / М.В. Лурье, А.А .

Прохоров // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2002. – №8. – С. 14-18 .

63. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. – Введ. 01.01.2001. – Уфа: ИПТЭР, 2000. – 134 с .

64. Макаров, С.Н. Опыт применения противотурбулентной присадки на нефтепродуктопроводах ОАО «АК «Транснефтепродукт» / С.Н. Макаров, С.М. Фокин, И.И. Ерошкина // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2000. – №4. – С. 14-17 .

65. Мастобаев, Б.Н. История применения химических реагентов и технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов: автореф. дис... .

д- ра техн. наук: 07.00.10 / Мастобаев Борис Николаевич. – Уфа, 2003. – 50 с .

66. Министерство экономического развития Российской Федерации. – Режим доступа: http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/prognoz/ doc20130325 .

67. Михайлов, А.В. Эффективность применения различных типов насосных агрегатов в условиях снижения производительности магистральных нефтепроводов: дис .

канд. техн. наук: 05.15.13 / Михайлов Александр Владимирович. – Уфа, 1999. – 197 с .

68. Мороз, П.А. Об оптимальном управлении магистральным неразветвленным нефтепродуктопроводом / П.А. Мороз // Автоматизация технологических процессов. – 1968. – Ч.2. – С. 120-125 .

69. Мохаммад Насер Хуссейн Аббас. Улучшение параметров работы нефтепровода путем применения противотурбулентных присадок: дис.... канд. техн .

наук: 25.00.19 / Мохаммад Насер Хуссейн Аббас. – Уфа, 2009. – 129 с .

70. ПМТ №51 от 18.12.98г «Правила обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты» .

71. Налоговый кодекс Российской Федерации. – М.: Эксмо, 2009. – 832 c .

72. Настепанин, П.Е. Особенности применения противотурбулентной присадки на магистральных нефтепроводах, оснащенных САРД на базе МНА с ЧРП / П.Е. Настепанин, К.А. Евтух, Е.С. Чужинов, А.Ф. Бархатов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – №3. – С. 12-17 .

73. ГОСТ Р ИСО 26000-2012. Руководство по социальной ответственности .

– М: Стандартинформ, 2014. – 23 с .

74. ОР-03.220.99-КТН-092-08 Регламент разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транс- нефть» .

М.: ОАО «АК «Транснефть», 2008. 34 с .

75. ОР-19.020.00-КТН-254-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Присадки противотурбулентные. Порядок проведения лабораторных испытаний и входного контроля. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2014. 32 с .

Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата

76. ОР-75.180.00-КТН-018-10 Очистка магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ). М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 93 с .

77. ОР-91.140.50-КТН-118-11 Порядок планирования и учёта потребления электроэнергии (мощности) организациями системы «Транснефть». М.: ОАО «АК «Транснефть», 2011. 28 с .

78. ОТТ-23.040.00-КТН-145-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Присадки противотурбулентные. Общие технические требования. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 15 с .

79. ОТТ-23.080.00-КТН-049-10 Насосы нефтяные магистральные и агрегаты электронасосные на их основе. Общие технические требования. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 65 с .

80. ОТТ-29.160.30-КТН-071-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Устройства частотного регулирования скорости электродвигателей напряжением выше 1000 В. Общие технические требования. М.:

ОАО «АК «Транснефть», 2013. 53 с .

81. ГОСТ 12.4.051-87. ССБТ. Средства индивидуальной защиты органа слуха. Общие технические требования и методы испытаний. – Введ. 01.07.1988. – М.:

Изд-во стандартов, 2002. – 15 с .

82. ОТТ-75.180.00-КТН-177-10 Арматура регулирующая для магистральных нефтепроводов. Общие технические требования. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 70 с .

83. Отчет к технико-экономическому обоснованию по теме «Повышение энергоэффективности ТС ВСТО с применением противотурбулентных присадок» .

М.: ОАО «Гипротрубопровод», 2012. – 158 с .

84. СП 52.13330.2011. Свод правил. Естественное и искусственное освещение .

85. Пирогов, А.Н. Рациональная эксплуатация систем гидравлически связанных магистральных нефтепроводов: дис.... канд. техн. наук: 25.00.19 / Пирогов Андрей Николаевич. – М., 2008. – 122 с .

86. Постановление Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. N 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» [Электронный ресурс] // Кодекс Электронный фонд правовой и нормативно-технической документации. – Режим доступа:

http://docs.cntd.ru/document/902087949 .

87. Программный комплекс «Гранс-П». Уфа: ССП УГНТУ ХНИЛ «Транснефтегаз», 2009. – 137 с .

88. РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.: Министерство энергетики Российской Федерации, ОАО «АК «Транснефть», 2002. 44 с .

Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата

89. СТО Газпром РД 1.14-127-2005. Нормы искусственного освещения. – Введ. 18.03.2005. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. – 186 с .

90. РД-23.040.00-КТН-011-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2016. 153 с .

91. РД-23.040.00-КТН-254-10 Требования и методика применения противотурбулентных присадок при транспортировании нефти и нефтепродуктов по трубопроводам ОАО «АК «Транснефть». М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 47 с .

92. РД-23.040.00-КТН-265-10 Оценка технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативнотехнических документов. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 129 с .

93. Постановление Правительства РФ от 11.03.1999 №279 «Об утверждении Положения о расследовании и учете несчастных случаев на производстве» .

94. РД-24.040.00-КТН-062-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2014. 165 с .

95. РД-29.160.30-КТН-071-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки эффективности применения частотнорегулируемого электропривода на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». М.: ОАО «АК «Транснефть», 2015. 119 с .

96. РД-29.160.30-КТН-149-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Капитальный ремонт электродвигателей для насосных агрегатов. Требования к проведению. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 106 с .

97. ОР 07.00-60.30.00-КТН-010-1-00. Технологический регламент НПС .

98. РД-75.180.00-КТН-198-09 Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2009. 204 с .

99. РД-75.180.00-КТН-255-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика расчета нестационарных технологических режимов работы магистральных трубопроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2014. 129 с .

100. РД-91.200.00-КТН-175-13 Нефтеперекачивающие станции. Нормы проектирования. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. 215 с .

101. Русов, Е.В. Об экономической эффективности применения регулируемых электроприводов насосов на НПС магистральных нефтепроводов / Е.В. Русов, Г.Ш. Кудояров, В.Е. Лупенских, А.М. Попов, Н.М. Бондаренко // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1976. – №11. – С. 32-35 .

102. Рыжевский, О.Н. Графоаналитический метод расчета оптимального режима работы магистрального нефтепровода / О.Н. Рыжевский // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1966. – №2. – C. 7-11 .

Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата

103. Рыжевский, О.Н. К расчету оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода / О.Н. Рыжевский // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1965. – №11. – C. 3-5 .

104. Салащенко, Г.С. Зависимость эффективности регулирования трубопровода от времени работы на регулируемом режиме / Г.С. Салащенко // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1971. – №8. – С. 11-13 .

105. Салащенко, Г.С. Коэффициент полезного действия регулирования работы насосных станций / Г.С. Салащенко, С.А. Бобровский, В.Д. Белоусов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1967. – №3. – С. 6-8 .

106. Салащенко, Г.С. Оценка эффективности регулирования работы насосной станции отключением насоса / Г.С. Салащенко // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1973. – №6. – С. 6-9 .

107. Св-во о гос. регистр. прогр. для ЭВМ №2014616877. Расчет оптимального режима перекачки технологического участка магистрального нефтепровода и определение оптимальных уставок при заданной производительности / А.Ф. Бархатов. М: Федеральная служба по интеллектуальной собственности – 2014 .

108. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. М.: Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии, 2013. 96 с .

109. Справочный документ по наилучшим доступным технологиям обеспечения энергоэффективности // Портал-энерго. Эффективное энергосбережение. – Режим доступа: http://portal-energo.ru/files/articles/portalenergo_ru_dokument_es_po_e_ef.pdf .

110. Техническая документация. Руководство по эксплуатации .

Регулировочная турбомуфта 715 SVL. Крайльсхайм: Voith Turbo GmbH & Co. KG, 2009. – 797 с .

111. ТПР-75.180.00-КТН-057-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Нефтеперекачивающие станции. Типовые проектные и технические решения. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2015. 156 с .

112. Туманский, А.П. Оптимизация режимов транспортировки углеводородных жидкостей по трубопроводам с промежуточными насосными станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом: дис.... канд. техн .

наук: 25.00.19 / Туманский Александр Петрович. – М., 2008. – 137 с .

113. Федеральный закон от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»

[Электронный ресурс]// ГАРАНТ.РУ Информационно-правовой портал. – Режим доступа: http://base.garant.ru/12171109/ .

Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата

114. Хедли, Дж. Нелинейное и динамическое программирование / Дж .

Хедли. М.: Издательство «Мир», 1967. 506 с .

115. Черникин, В.А. О совершенствовании методов определения эффективности применения противотурбулентных присадок на магистральных нефтепродуктопроводах / В.А. Черникин, Н.С. Челинцев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – №1. – С. 58-61 .

116. Шабанов, В.А. Анализ коэффициента полезного действия магистральных насосов эксплуатируемых нефтепроводов при использовании частотно регулируемого электропривода в функции регуляторов давления / В.А .

Шабанов, Э.Ф. Хакимов, С.Ф. Шарипова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – – №1.

– Режим доступа:

2013 .

http://ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_16.pdf .

117. Шабанов, В.А. О влиянии частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов на цикличность нагружения трубопровода / В.А. Шабанов, З.Х. Павлова, А.Р. Калимгулов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – – №5. – Режим доступа:

2012 .

http://ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_14.pdf .

118. Шабанов, В.А. Оценка эффективности частотного регулирования магистральных насосов по эквивалентному коэффициенту полезного действия / В.А .

Шабанов, О.В. Кабаргина, З.Х. Павлова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2011. – №6.

– Режим доступа:

http://ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_8.pdf .

119. Шабанов, В.А. Приближенная оценка снижения цикличности нагружения трубопровода при использовании частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов / В.А. Шабанов, Э.Ф. Хакимов //

Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2015. – №6. – Режим доступа:

http://ogbus.ru/issues/6_2015/ogbus_6_2015_p253-276_ShabanovVA_ru.pdf .

120. Шабанов, В.А. Эффективность использования безтрансформаторных многоуровневых преобразователей частоты в электроприводе магистральных насосов / В.А. Шабанов, В.Ю. Алексеев, А.Р. Калимгулов, М.И. Хакимьянов, Д.А .

Токмачов, А.В. Шепелин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2015. №5. – Режим доступа: http://ogbus.ru/issues/5_2015/ogbus_5_2015_p493ShabanovVA_ru.pdf .

121. Шабанов, В.А. Алгоритм оптимизации частотно-регулируемых электроприводов магистральных насосов методом покоординатного спуска / В.А .

Шабанов, З.Х. Павлова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2012. – №4. – Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_11.pdf .

Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата

122. Шаммазов, А.М. Комплекс программ «Расчет режимов работы нефтепроводов» / А.М. Шаммазов, Б.А. Козачук, Н.Е. Пирогов, Ю.П. Ретюнин, А.И .

Новиков, Л.М. Храмова // Трубопроводный транспорт нефти. – 2001. – №9. – С. 16 .

123. Шилин, Ю.И. Выбор оптимального управления магистральным нефтепроводом в режиме «из насоса в насос» / Ю.И. Шилин // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1965. – №10. – C. 3-5 .

124. Шилин, Ю.И. К постановке задачи об оптимальном управлении магистральным нефтепроводом, работающем в режиме «из насоса в насос» / Ю.И .

Шилин, П.А. Мороз // Нефтяное хозяйство. – 1966. – №1. – C. 63-66 .

125. Шилин, Ю.И. Эффективность различных методов регулирования давления в магистральном нефтепроводе / Ю.И. Шилин, И.Л. Шрейнер, П.А. Мороз // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1965. – №12. – С. 3-7 .

126. Ширяев, А.М. О применении химреагентов для повышения энергоэффективности магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / А.М. Ширяев, В.В. Жолобов, А.В. Ковардаков // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – №1. – С. 70-77 .

127. Щербань, А.И. К вопросу разработки технологии транспорта нефтепродуктов на основе регулирования частоты вращения перекачивающих насосных агрегатов / А.И. Щербань, К.А. Борисов, Э.М. Ахияртдинов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2007. – №6. – С. 7-10 .

128. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник под. ред. В.Ф. Дунаева – М.: ООО «ЦентрЛитНефтеГаз», 2004.– 372 с .

129. Энергетическая политика ОАО «АК «Транснефть» [Электронный ресурс] // Официальный сайт ООО «ТранснефтьБалтика». – Режим доступа:

http://baltneft.transneft.ru/u/section_file/1388/Energy_Policy_Transneft.pdf .

130. Ясин Э.М. Надежность магистральных нефтепроводов / Э.М. Ясин, В.Л .

Березин, К.Е. Ращепкин. М.: Недра, 1972. 183 с .

131. Centrifugal pump handbook. Third edition. Kidlington, UK.: Elsevier Ltd., 2010. 294 p .

132. ISO 50001:2011 Energy management systems Requirements with guidance for use. Switzerland, 2011. 23 p .

133. Jefferson, J.T. Shell Pipe Line calls it Dynamic Programing. It’s proving effective as a means of optimizing power on crude-oil pipeline / J.T. Jefferson // The Oil and gas Journal. – 1961. – Vol.59. – №19. – P. 102-107 .

134. Vejahati, F. A conceptual framework for predicting the effectiveness of a drag reducing agent in liquid pipelines / F. Vejahati // Pipeline Simulation Interest Group. – 2014. – Vol. 1418. – P. 1-5 .

135. Бархатов А.Ф. Разработка методов энергоэффективной эксплуатации магистральных нефтепроводов на основе оптимизации технологических режимов:

Лист Список используемых источников Изм. Лист № докум. Подпись Дата дис.... канд. техн. наук: 25.00.19 / Бархатов Александр Федорович. – Москва, 2017. – 160 с .

–  –  –

Overview of control methods and control topologies In industrial and communal pumping applications, the variable flow rate is a usual requirement. As it is stated in (Viholainen, 2014) there are four common approaches to controling the output flowrate of a pumping system: throttling, bypassing, on-off, and variable-speed control. Variable-speed control may be achieved by running the pump motor with a frequency converter or by using hydraulic couplings and a gear .

The hydraulic power expressed by the rates of the output flow and the achieved head are indicated by the output power of different control methods. The relative power can be estimated by comparing the area limited by the values of the flow rate and the achieved head. Further, four most widely used flow control techniques will be presented and compared from the point of view of hydraulic power .

Throttling is a direct limiting of the pump system outlet. Typically, limiting is done by changing the conductivity of the pipeline by using the hydraulic valve. In case the flow reduction is needed, the valve-opening ratio is reduced. This means that the output flow is definitely lower than the rated flow of the pump .

The throttling flow control can be implemented by modulating a valve, which is located straight after the pump. In fact, throttling changes the system curve seen by the pump: the valve introduces the resistance and friction into the system. This makes the system curve to shift left, closer to the head axis so that it intersects with the HQ characteristic curve at a lower required flow rate .

Implementation of this method requires a low investment. However, throttling adjustment systems waste energy in two ways: forced capacity decrease makes the pump operate below its BEP and pressure drop occurs across the valve. Operating far from the BEP can cause destructive phenomena like cavitation or vibration and leads to premature wear of the pump .

In applications involving the heating of a pumped liquid, the energy spent because of throttling is not wholly wasted. From the point of view of energy efficiency, this approach in such kind of applications can be justified. However, due to the following reasons, the throttling appears to be inefficient and even harmful

even in this type of applications:

• Higher maintenance costs. The pump operating far from BEP is a subject to intensive wear .

• The resolution of the valve may be insufficient to provide the accurate flow control. An oversized valve operates in a nearly closed state, which causes instability. Installing the oversized valve into the piping system can be caused by an intention to introduce the safety margin in the calculation of the pressure drop across the elements of the pipeline (Liptak, 2005). .

• Using the throttling approach in high-pressure systems can result in a significant wear of valve components (Lawrence, 1996) .

Bypassing. In the bypass approach, the discharge flow of the pump is reduced by turning the part of the liquid from the pump outlet back to its suction. This method is typically used in circulation applications. The amount of liquid flowing backwards is adjusted by valves. In fact, this means that the discharge flow increases, but not all of the flow is going to the consumer .

A bypass approach can be wholly justified if the pump operates at lowered flow rates during extended periods. In this case, the pressure is not high enough to provide the desired flow in the piping system. This approach can also be useful in variable-speed pumping applications in order to protect the system from the low flow threats .

Flow recirculation causes the energy waste on bypassing the part of liquid (which does not reach the customer) back to the pump inlet. This kind of flow control may be used in condensate and boiler feed pumping systems of power plants in order to prevent overheating of the pump at low flow rates and to provide productivity control (Lawrence, 1996) .

One more reason why a bypassed flow loop can be used is to keep the pump working at normal speed when consumption is low and to provide the readiness for an increased demand .

On-off control can be used where constant supply is unnecessary. These are typically wastewater applications or systems where keeping the specific level or pressure between the preset limits in the tank is a target. The adjustment of productivity is reached by simple alternation of start and stop states of predefined duration. The average productivity can be expressed as a relationship between the ‘on’ period and the total time .

Variable-speed control. The BEPs of several HQ characteristic pump curves of various speed values lie on a parabolic curve according to affinity laws. For a curve resulting from the BEPs, pressure values are proportional to the square of flow values .

The system curve of a low static head application has a shape similar to that defined by the BEPs at different speeds. Therefore, by varying the rotational speed of the pump, the working point can be shifted along the system curve (Ahonen, 2011) .

Hence, the working point can be kept close to the BEP .

The HQ characteristic curve of the pump is shifting on the flow-head graph pane, following the rotational speed of the pump. Generally, a manufacturer provides only the HQ characteristic for the rated speed. Each point on the HQ characteristic curve of the rated speed can be projected on the HQ curve of the arbitrary speed using the affinity laws (Bakman, 2014). The HQ curve shifts downwards and left when the rotational speed of the pump decreases. It shifts upwards and right when the speed increases. Using this principle, it is possible to predict the location and shape of the HQ curve at any speed. Also, once the shape and location of system curve is known, it is possible to predict the location of the working point taking into account that it lies on the intersection of the system and HQ curves. Hence, by varying the speed of the pump, it is possible to bring the working point closer to the BEP, at the same time, meeting the demand requirements (Hovstadius, 2005) .

All of the above types of control, excluding the variable-speed control introduce friction and hydraulic losses, need in extra flow, pressure drop and risk of premature wear of the components to the system. Also, all the options, except the variable- speed control, are likely to require a mechanical reducing gear if the pump rated speed is higher than the motor rated speed. Reducing gears are efficient;

however, they provide up to 1.5 % loss in the input shaft power .

Derived from the pump energy efficiency problem, many manufacturers provide readymade solutions for pump management. Generally, these solutions are implemented as narrowly focused digital controllers or PLCs containing custommade pump oriented software applications (Grundfoss, 2015). Manufacturers of frequency converters also tend to embed the custom-made pump management applications into their products if enabled by the computing capacity (ABB ACQ, 2014), (Danfoss, 2014), (ITT, 2007) .

Model-based control and its perspectives for pumping

One of the main requirements for the optimisation of energy consumption of the pumping system concerns the use of the real time information from the surrounding components. In the pumping systems, this information can be obtained from the pressure and flow sensors or from the frequency converters providing the parameters of the modulation. Also, such parameters of the modulation process as current speed of the motor and current power can be used in the sensorless calculation of hydraulic parameters like pressure or flow (Ahonen, 2008). The parameters of a frequency converter are typically accessible through industrial communication and can be used in the control equipment of a pumping station. The flow monitoring functionalities are available on contemporary frequency converters (Hammo, 2008) .

Model-based control methods are applied in the control strategies especially in variable-speed pumping. The model-based methods enable easy estimation of the location of the working point using the current operation parameters of the frequency converter (Ahonen and Tamminen, 2012). Model-based methods are especially relevant for variable-speed parallel pumping systems. In these systems, estimation of the working point location requires only HQ characteristics of the pump and current operation parameters of the VSD. The HQ characteristics can be easily provided to the control equipment in the form of look-up tables and adopted for variable speed and variable number of running pumps. The model of a pump is expressed by the HQ and PQ characteristic curves of the pump provided by the manufacturer .

Another approach to the model-based control is based on the implementation of the polynomial equations that express the characteristic curves of the pump (Koor, 2014). A significant advantage of these models is the ability to represent the system curve as a polynomial. This method requires providing not the key points of HQ and PQ curves in the form of look-up table but the key constants of the polynomials describing these curves to the processing control unit. Estimation of the working point is implemented by solving the system of equations describing the pump characteristic curves and the system curve. At that, such parameters as speed reference and needed number of working pumps can be defined in the analytical way by solving the mentioned equations and mapping the results to the pump characteristics graph (Bogumil, 2008) .

The model-based control methods can be easily implemented based on the contemporary control equipment like PLCs or programmable frequency converters. A significant advantage of the model-based methods is the ability to incorporate models of VSD together with models of pumps in order to take into consideration more operational parameters and to provide a wider overall view of the pumping system .

This feature would be especially useful since the efficiency characteristics of various components of the pumping system are not homogeneous. Monitoring the efficiencies of all the components including the VSD would be useful in order to estimate the working point more accurately and take measures in order to improve the performance and efficiency in real time .

Predictive control and its perspectives for pumping

The model-based control approaches provide estimation of the working point location from common solutions of a system of polynomial equations or from an analytical determination of the intersection of the system curve with HQ curve. These methods utilize the relevant parameters of the pump characteristic curves and the system curve. The parameters are relevant for a real-time situation. The shape and location of the pump HQ characteristic curves depend on the current rotation speed and the number of running pumps (Ahonen, 2011). This means that the shape and location of these curves can be predicted for future situations .

Location of the HQ characteristic curve on the performance graph pane depends on the pump speed. Hence, once the desired speed and required flow parameters are known, the location of the working point for the variable-speed system may be predicted .

The shape of the HQ curve is changing depending on the number of running pumps. In the parallel pumping system, the value of flow in each point of curve is being incremented due to the contribution of each auxiliary pump, and the value of the head for the point stays constant. Therefore, the transformations of the HQ curve shape are also predictable. Once the future number of working pumps and speed needed to supply the desired flow or pressure is known, prediction of the location of the working point becomes possible. This is relevant for starting the new variablespeed auxiliary pumps or for stopping the working variable-speed auxiliary pumps .

In combination with the VSD model, the predictive control method is capable of estimating the overall efficiency of the pumping system in various situations. The use of the predictive method enables avoiding harmful phenomena in the pumping process by determining the change of operation towards the undesired areas .

Since predictive techniques are suitable to estimate the future working point, they are also capable of estimating the future rotational speed of the pump, needed to supply the required flow or pressure. An operation at low speed or low torque decreases the efficiency of each component in the pumping system. Therefore, for the multi-pump system, it is desirable to avoid operation in the low speed regions. As a result, the predictive control is capable of estimating the future changes of efficiency and avoiding the operation in the low efficiency regions .

The predictive control can be implemented on the contemporary control




Похожие работы:

«Дюкова Ксения Дмитриевна РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПОЛУЧЕНИЯ МИКРОРАЗМЕРНЫХ ПОРОШКОВ КАРБИДА БОРА, КАРБИДА ХРОМА И ДИБОРИДА ХРОМА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАНОВОЛОКНИСТОГО УГЛЕРОДА 05.17.11 – Технология силикатных и тугоплавких неметаллических...»

«Электронный научно-практический журнал АПРЕЛЬ 2018 "МОЛОДЕЖНЫЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК" СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫЕ НАУКИ УДК 631 ЗЕМЛЕУСТРОИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО БЛАГОУСТРОЙСТВУ ПРИУСАДЕБНОГО УЧАСТКА КФХ "РОСТОК" КАК ФАКТОР РАЗВИТИЯ ТЕРРИТОРИИ СЕЛА ВЛАДЫКИНО КАМЕНСКОГО РАЙОНА ПЕНЗЕНСКОЙ ОБЛАСТИ Киналь А.В., Тюкленкова...»

«Технические требования к Интернет-сайту ОАО "Банк БелВЭБ" Минск, 2017 Содержание Назначение документа.. 3 Общее описание.. 3 Ключевые направления разработки Интернет-сайта. 3 Система требований к Интернет-сайту ОАО "Банк БелВЭБ". 5 Требован...»

«ИССЛЕДОВАНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ БИОГАЗА НА ПОЛИГОНЕ ТБО В Г.ЧЕРНОВЦЫ ОТЧЕТ 1.РЕЗЮМЕ Предварительная оценка потенциала реализации проекта сбора и утилизации биогаза подготовлена для полигона в г. Черновцы (У...»

«ТРУДЫ МФТИ Труды Московского физико-технического института (государственного университета) Том 10, № 3 (39) 2018 год Содержание К 100-летию профессора, доктора технических наук, декана факультета управления и прикладной матем...»

«Документ предоставлен КонсультантПлюс 25 декабря 2006 года N 80-ОЗ НОВОСИБИРСКАЯ ОБЛАСТЬ ЗАКОН О НОРМАТИВНЫХ ПРАВОВЫХ АКТАХ НОВОСИБИРСКОЙ ОБЛАСТИ Принят постановлением Новосибирского областного Совета депутатов от 07.12.2006 N 80-ОСД Список изменяющих документов (в ред. Законов Новосибирской области от 05.12.2008 N 290-ОЗ, о...»

«Каталог растений для ландшафтного дизайна предлагает Вам ознакомиться с ассортиментом растений для открытого грунта, выращенных в питомнике "Архиленд" Нижегородской области и адапти...»

«УДК 577.344.3 УРОВЕНЬ ЭКСТРАЦЕЛЛЮЛЯРНОЙ АТФ В УСЛОВИЯХ ФОТОДИНАМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КЛЕТКИ АСЦИТНОЙ КАРЦИНОМЫ ЭРЛИХА Д. И. Шабанов, Ю. А. Лысенко, В. Г. Артюхов ФГБОУ ВО "Воронежский государственный университет" Поступила в редакцию 05.09.2018 г. Аннотация. Одним из путей, приводящих к резорбции опухолей в резул...»

«Организация Объединенных Наций FCCC/SB/2018/2 Рамочная конвенция Distr.: General об изменении климата 24 October 2018 Russian Original: English Вспомогательный орган Вспомогательный орган для консультирования по науч...»

«TOTAL IDENTITY 150 СПЕЦИАЛИСТОВ Hans P Brandt Елена Роот Елена Юферева Bob van der Lee CEO Исполнительный CEO CEO В ЕВРОПЕ И В РОССИИ директор Brandson Total Identity ВЕДУЩЕЕ РОССИЙСКОЕ БРЕНДИНГОВОЕ АГЕНТСТВО С МЕЖДУНАРОДНОЙ ЭКСПЕРТИЗОЙ РАБОТАЕМ В 7 СТРАНАХ: РОССИИ, НИДЕРЛАНДАХ, ГЕРМАНИИ, БЕ...»

«ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "РОССИЙСКИЕ СЕТИ" СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ПАО "РОССЕТИ" СТО 34.01-4.1-008-2018 МИКРОПРОЦЕССОРНЫЕ УСТРОЙСТВА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ . МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЁТУ НАДЁЖНОСТИ Стандарт организации Дата введения: 28.04.2018 ПАО "Россети" Предисловие Цели и принципы стандартизации в Рос...»

«SAFETY2018, Екатеринбург, 4–5 октября 2018 г.СОВРЕМЕННОЕ МОДУЛЬНОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО Сауков Д. А., 1Гинзберг Л. А. Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина, Екатеринбург, Россия e-mail: ddmmitry93@mail.ru, laginzb@gmail.com Аннотация. Весь мир, и в час...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ" Школа – Инженерно-ядерной технологии Направление подготовки – Физика конденсированного состояния Отделение школы (НО...»

«Министерство образования и науки Украины Национальный аэрокосмический университет им. Н.Е. Жуковского "ХАИ" Е.В. Брежнев Основы анализа и обеспечения безопасности смарт грид Fundamentals of smart grid safety analysis and assurance Практикум Под редакцией В.С. Харченко Проект Mod...»

«КОНТОРОВИЧ ЕЛЕНА ПАВЛОВНА СОСТОЯНИЕ ЗДОРОВЬЯ РАБОТНИКОВ ЭЛЕКТРОВОЗОСТРОИТЕЛЬНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ И ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ПРОФИЛАКТИКИ ЕГО НАРУШЕНИЙ 14.02.04 – Медицина труда Диссертация на соискание ученой...»

«1 Приложение к постановлению Губернатора Московской области от 02.06.2015 № 199-ПГ Список получателей именной стипендии Губернатора Московской области для детей и подростков, проявивших выдающиеся способности в области науки, искусства и спорта № п/п Фамилия...»

«УДК 517.9:537.86:621.373 ПРОСТЫЕ ЭЛЕКТРОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ ХАОСА И ИХ СХЕМОТЕХНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ С. П. Кузнецов Саратовский филиал Института радиотехники и электроники им. В.А. Котельникова РАН Россия, 410019 Саратов, ул. Зеленая, 38 E-mail: spkuz@yandex.ru Поступила в редакцию 29.03.2018 Тема и цель...»

«Техническое задание на монтаж систем автоматики противопожарной защиты здания. Гостиничной части "Многоэтажного гостиничного комплекса на земельном участке, ограниченном ул. Аксакова, Тубинской, переулком Скворцова в Кировском районе городского округа город Уф...»

«DAILY ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ АВТОМОБИЛЯ ГРУЗОВИКИ ЛЕГКИЕ IVECO Автомобиль Iveco похож на своего во Если возникнут проблемы, лучший путь Автомобиль Iveco — это удачный выбор, дителя: эт...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ГОСТ Р МЭК СТАНДАРТ 62340-2011 РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ АТОМНЫЕ СТАНЦИИ Системы контроля и управления, важные для безопасности. Требования...»

«Информационные процессы, Том 18, № 1, 2018, стр. 72–79 2018 Медова, Рыбин, Филатов. c ТЕОРИЯ И МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ Об одной системе связи для малых космических аппаратов нано-класса Л.Р. Медова,, П.С.Рыбин,, И.В.Филатов Московский фи...»

«Лопухова Светлана Владимировна АСИМПТОТИЧЕСКИЕ И ЧИСЛЕННЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СПЕЦИАЛЬНЫХ ПОТОКОВ ОДНОРОДНЫХ СОБЫТИЙ 05.13.18 Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Томск – 2008 Работа выпо...»

«ЗАО "Геософт-ДЕНТ" Название изделия ЭндоСтейшион-Мини Название документа № документа Версия 02 Стр. 1 из 20 Техническое задание ГЕ20R.000.000ТЗ “УТВЕРЖДАЮ” Генеральный директор ЗАО “Геософт-Дент” В.А. Гофштейн " 16 " 02 2015г. Техническое задание ЭНДОДОНТИЧЕСКИЙ МОТОР ДЛЯ РАБОТЫ С САМО-АДАПТИРУЮ...»







 
2019 www.librus.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - собрание публикаций»

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.