КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Содержание

1. Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов
2. Контроль работоспособности оборудования и трубопроводов
3. Техническое обслуживание и ремонт центробежных нагнетателей
4. Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций
5. Многоуровневая структура диспетчерской службы
6. Руск, остановка и ведение технологического процесса перекачки
7. Рыночные аспекты эксплуатации трубопроводов
Список использованных источников

1. Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов

Для обеспечения надежной работы машин большое значение имеет периодический контроль их состояния при эксплуата­ционном обслуживании.

Для определения степени износа и обнаружения появив­шихся в процессе изготовления или эксплуатации дефектов деталей производятся различные технические измерения.

Дефект — это отдельное несоответствие того или иного из­делия или детали установленным требованиям. Дефекты бы­вают явными и скрытыми, критическими и некритическими. При наличии критического дефекта использование детали по назначению невозможно.

По происхождению дефекты бывают производственными и эксплуатационными.

К производственным дефектам относятся: усадочные раковины — полости, образующиеся при остывании металла; неметаллические включения, попадающие в металл извне; неравномерность химического состава металла в отливках; волосные трещины, образующиеся внутри толстого проката; закалочные трещины — разрывы металла в процессе закал­ки. Сюда же можно отнести трещины в зоне сварного шва; не­провары —отсутствие сплавления между основным и наплав­ленным металлом, а также между отдельными слоями при многослойной сварке.

К эксплуатационным дефектам относятся: трещины ус­талости —разрывы в детали вследствие длительного действия высоких переменных напряжений, которые возникают в мес­тах концентрации напряжений. Ширина раскрытия трещин усталости не превышает нескольких микрометров. К эксплуа­тационным дефектам также можно отнести:

• коррозионные поражения металла в результате химичес­кого и электрохимического воздействия, масштаб которых за­висит от агрессивности среды. Коррозия может быть сплош­ной, точечной,ячейковой;
• трещины ползучести, которые возникают в металлах по границам зерен при высоких температурах;
• термические трещины, возникающие при резкой смене температур, при недостаточной смазке и заеданиях поверхно­стей трущихся деталей;
• трещины-надрывы, возникающие при перегрузке дета­лей при работе в нерасчетном режиме.

Дефекты геометрии трубы могут быть как производствен­ными, так и эксплуатационными: вмятина; гофр — чередую­щиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси трубы. Эрозия, вмятина в прокате, риска, расслоение, утонение стенки трубы.

Эксплуатация трубопровода при наличии опасных де­фектов допускается при введении ограничений на режимы перекачки.

Причинами дефектов и разрушения валов могут быть при­чины металлургического характера, когда имеются дефекты в заготовках: поверхностные и внутренние трещины, расслое­ния и разрывы вследствие механических и термических на­пряжений, возникающих при изготовлении прутков.

Наиболее опасными с точки зрения возникновения устало­стных трещин являются сечения, в которых изменяется диа­метр вала (галтельные переходы) и шпоночные пазы в местах посадки рабочего колеса на вал и под муфтой. Разрушение вала может произойти под рабочим колесом под действием цик­лических нагрузок. Местом зарождения трещин являются шпоночные канавки, где условия работы материала наибо­лее тяжелые.

Кроме перечисленных дефектов существуют следующие отклонения формы отдельных деталей от проектной: овальность, конусность, бочкообразность, изогнутость, неплоскостность. Существуют также отклонения относительного распо­ложения отдельных деталей в собранном узле: перекос осей и непараллельность, торцевое биение, несоосность, радиальное биение, несимметричность.

Объективная информация о техническом состоянии меха­низмов получается с помощью средств технической диагнос­тики—информационно-измерительного комплекса, позволя­ющего анализировать и накапливать информацию. В основу количественной оценки технического состояния положен ди­агностический параметр. В качестве параметров могут исполь­зоваться: мощность навалу; давление; температура; парамет­ры вибрации и т. д.

При диагностировании оборудования и трубопроводов ис­пользуют следующие важные понятия.

Работоспособность — состояние механизма или иного объекта, при котором он способен выполнять свои функции.

Отказ — событие, заключающееся в нарушении работос­пособности механизма или иного объекта (понятие вероятно­стное).

Неисправность — состояние объекта, при котором он не соответствует одному из требований техдокументации.

Безотказность—свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого периода времени (вре­мени наработки).

Долговечность — свойство механизма сохранять работос­пособность до наступления предельного состояния при установ­ленной системе технического обслуживания и ремонта (ТОР).

Срок службы — это все календарное время эксплуатации оборудования (например, насоса) до предельного износа.

Надежность— это свойство объекта выполнять заданные функции. Это главный качественный показатель объекта. Ос­новной показатель надежности — вероятность безотказной работы, которую называют функцией надежности.

В разные периоды эксплуатации насосов частота (ин­тенсивность) отказов разная.

Природа высокой интенсивности отказов (период!) заклю­чается в неидеальности изготовления деталей и незамеченных дефектах.

Период внезапных отказов II неустраним, их интенсивность невелика до тех пор, пока износ деталей не достигает некото­рой величины — после чего наступает период старения III.

Для оценки параметров надежности насоса необходимо выбрать элемент, лимитирующий надежность. Для насосов такими элементами являются торцовые уплотнения (средняя наработка 3500 ч), щелевые уплотнения (6300 ч), подшипни­ки (12000 ч), валы (60000 ч). Главный резерв повышения па­раметров надежности насоса—повышение качества торцовых уплотнений.

Межремонтный ресурс насосного оборудования колеблет­ся в пределах 4000—8000 ч. Около 30% всех отказов падают на торцовые уплотнения валов, 15%—-на подшипники, 9% — на маслосистему. Повышенная вибрация вызывает до 10% отказов. По вине персонала — до 12%.

Основной причиной снижения КПД насосов (до 3%) явля­ется износ щелевого уплотнения и рост перетока нефти из по­лости нагнетания во всасывающий патрубок.

Пагубно на состоянии насосов сказывается вибрация, при которых детали испытывают знакопеременные нагрузки и быстро разрушаются. В первую очередь разрушаются подшип­ники и соединительные муфты. Вибрация ослабляет крепле­ние узлов к фундаменту и узлов между собой.

Не существует машин с идеальным качеством изготовле­ния, поэтому невозможно ликвидировать все процессы, вызывающие вибрацию насосов. Центр масс ротора никогда не со­впадает с осью вращения вала. Сила механического дебалан­са является основным источником появления вынужденных гармоник вибрации роторных машин. Рост амплитуд отдель­ных гармоник вибрации используется в качестве диагности­ческого признака наличия дефектов. В 90% случаев аварий­ной остановки насоса этому предшествует резкое увеличение амплитуды вибраций.

Диагностический метод эксплуатации оборудования сво­дится к сопоставлению диагностического параметра с допус­тимым значением. Вибрационная диагностика основана на использовании среднеквадратичного значения виброскорос­ти (мм/с), например, крышки или корпуса подшипника.

Неразрушающий контроль (НК) позволяет обнаружить дефекты и проверить качество деталей без нарушения их пригодности к использованию по назначению. Перечислим несколько существующих методов неразрушающего конт­роля.

Визуально-оптический метод позволяет выявить относи­тельно крупные трещины, механические повреждения, оста­точную деформацию.

Капиллярный метод основан на увеличении контраста между дефектами и бездефектным материалом с помощью спе­циальных проникающих жидкостей.

Ультразвуковой контроль позволяет определить коорди­наты и площадь дефекта. Шуп должен плотно прилегать к по­верхности изделия.

Магнитная дефектоскопия основана на том, что дефекты изделий вызывают искажения магнитного поля, наведенного в изделии.

Гамма-дефектоскопия позволяет выявить скрытые дефек­ты с помощью портативных и маневренных приборов.

Важнейшими характеристиками методов неразрушающе­го контроля являются чувствительность и производитель­ность. Чувствительность определяется наименьшими разме­рами выявляемого дефекта. Вышеперечисленные методы по­зволяют обнаружить трещины раскрытием более 0,001 мм.

Гаммаграфический метод фиксирует трещины, глубина кото­рых составляет 5% от толщины детали.

Неразрушающий контроль валов насосов и электродвига­телей проводится с применением визуального, ультразвуково­го и магнитопорошкового методов при входном контроле, так и при эксплуатации и ремонте. При этом выявляются поверх­ностные и внутренние трещиноподобные дефекты, раковины и другие нарушения сплошности материала. НК проводится через каждые 10—16 тыс. ч наработки вала в зависимости от мощности и количества пусков насоса.

При выполнении послестроительной дефектоскопии про­изводится проверка:

• внутренней геометрии труб и состояние стенок после ук­ладки и засыпки трубопровода;
• сплошности изоляционного покрытия после его засыпки методом катодной поляризации.

Внутренняя геометрия (вмятины и изгибы) проверяется пропуском калибровочного устройства (снаряда-профилемера) в потоке воды или воздуха. Пропуск осуществляется по техно­логии пропуска очистного устройства.

Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обна­ружения трещин и других дефектов в стенках труб и сварных соединениях. Она проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной или насосной станции должен быть согласован со скоростью перемещения снаряда (обычно используется скорость около 1,0 м/с). Приуве- личении скорости дефектоскопа он дает искаженные данные.

Обнаружение дефектов тела трубы осуществляется внутритрубной инспекцией с помощью снарядов-профилемеров и снарядов-дефектоскопов. Обобщенно их называю внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС).

ВИС — это интеллектуальные инспекционные поршни, имеющие стальной корпус и полиуретановые диски. Внутри-трубные инспекционные снаряды имеют опорные ролики и средства обнаружения типа «трансмиттер». Известны случаи преодоления поршнями расстояний свыше 850 км без установ­ки промежуточных камер пуска-приема.

Снаряд-профилемер — это электронно-механический сна­ряд, оснащенный рычажными датчиками, которые измеряют проходное сечение, положение сварных швов, овальностей, вмятин и гофров. Искривление оси трубопровода фиксирует­ся индикатором поворота по взаимному положению осей двух секций профилемера. Пройденное снарядом расстояние опре­деляется с помощью измерительных колес. Привязка обнару­женных дефектов к определенным сечениям трассы осуществ­ляется с помощью специальных маркеров.

Для внутренней дефектоскопии применяются ультразву­ковые и магнитные снаряды-дефектоскопы (табл. 1). Ком­пьютеризированное диагностическое устройство использу­ет метод регистрации отраженных импульсных ультразву­ковых сигналов от внутренней и внешней поверхностей трубы. При этом датчик погружен в поток нефти. Толщина стенки определяется по времени запаздывания второго сиг­нала. Кроме того, сигнал отражается от несплошностей в металле трубы.

Таблица 1. Технические характеристики магнитных снарядов-дефектоскопов при диаметре трубопровода 1220 мм.

Для более полного обследования необходимо комплексное диагностирование, основанное на различных физических яв­лениях, потому что внутритрубные измерительные снаряды не выявляют напряженное состояние трубы.

С технической точки зрения техническая диагностика тру­бопроводов включает в себя следующие действия:

• обнаружение дефектов на трубопроводе;
• проверку изменения проектного положения трубопрово­да, его деформаций и напряженного состояния;
• оценку коррозионного состояния и защищенности трубо­проводов от коррозии;
• контроль технологических параметров транспорта про­дукта;
• интегральную оценку работоспособности трубопроводов, прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса трубо­провода.

Система комплексной диагностики линейной части трубо­проводов базируется на использовании следующих методов контроля:

• статистических методов оценки эксплуатационных свойств элементов антикоррозийной защиты и интенсивности отказов;
• диагностики состояния металла труб с помощью внутритрубных инспекционных приборов, а также металлографичес­ких методов оценки;
• диагностики электрохимической и биологической актив­ности среды на потенциально опасных участках трассы;
• контрольной шурфовки и периодических гидравлических переиспытаний потенциально опасных участков трубопровода.

Выбор интервала времени между измерениями диагности­ческого параметра зависит от его чувствительности к измене­нию состояния объекта и от степени развития дефекта. Так процесс разрушения подшипника качения от начала появле­ния дефекта занимает 2—3 месяца.

Дополнительный дефектоскопический контроль включает идентификацию дефекта, обнаруженного инспекционным снарядом. Идентификация дефекта заключается в определе­нии типа, границ и размеров дефекта. Контроль проводится персоналом, прошедшим обучение и аттестацию по методам неразрушающего контроля.

2. Контроль работоспособности оборудования и трубопроводов

Оценка работоспособности и аттестация оборудования и ли­нейной части МТ заключается в установлении срока, в тече­ние которого гарантируется целостность и безопасная работа трубопровода при нормативных внутренних и внешних на­грузках и воздействиях. Срок безопасной работы ограничива­ется временем развития дефектов до критических размеров. Для своевременного выявления дефектов проводится перио­дическое обследование МТ. Соответствующие зависимости для расчетов периодичности проведения диагностики определя­ются нормативными документами.

Корпуса насосов и компрессоров подлежат контролю на наличие трещин, коррозии, проверке состояния опор и плос­кости горизонтального разъема. Обнаруженные незначитель­ные трещины засверливаются по концам, а трещина завари­вается.

Одна из опор корпуса центробежного компрессора являет­ся неподвижной, фиксирующей его положение. Другая опора является подвижной, скользящей по шпоночной канавке фундаментной плиты с целью компенсации тепловых деформаций. При повышенной вибрации у подвижной опоры возможен из­нос направляющей шпонки и ее канавки. В этом случае заме­няют шпонку, соблюдая все необходимые натяги и зазоры. Обнаруженные следы коррозии удаляют шабрением, поверх­ности скольжения натирают графитовой мазью.

При эксплуатации направляющих аппаратов и диффузо­ров встречаются следующие неисправности: повреждения ло­паток, задиры от задевания ротором при осевом сдвиге, кор­розия или эрозия.

Детали ротора центробежных нагнетателей испытывают сложные напряжения от действия центробежных сил. Неурав­новешенность ротора вызывает во время вращения перемен­ные нагрузки на его опорах и изгиб.

После очистки поверхности ротора от отложений и следов коррозии выявляются возможные трещины. Особенно тща­тельно проверяются переходы от одного сечения вала к друго­му (галтели). Обычно в металле вала и рабочих колес возника­ют усталостные трещины. Под деталями, посаженными на вал с натягом, возникает фреттинг-коррозия — как результат зна­копеременных напряжений на месте посадки.

Обнаружить неисправность, связанную с развивающейся трещиной на валу ротора, можно по амплитудно-частотной характеристике вибрации при выбеге. С развитием трещины уменьшается жесткость вала и резонансная частота вибрации. Сравнивая существующую частоту вибрации с эталонной, можно обнаружить развивающуюся трещину.

Показатели надежности агрегатов зависят от типоразмеров и частоты пусков. Если за базу сравнения принять наработку на отказ насоса НМ 10000-210, то наработка на отказ насоса НМ 7000-210 будет в 2,4 раза больше, а насоса НМ 1250-260 — в 3,3 раза больше. У насосов меньшей подачи и мощности на­дежность намного выше, чем у агрегатов этой же серии, но более мощных.

Наиболее интенсивному износу подвержены рабочие коле­са насосов в результате механического трения, эрозионного действия перекачиваемой нефти, коррозии и кавитационного разрушения. Кавитационные явления возникают при ме­стном понижении давления при обтекании тел с высокими скоростями. Падение давления ниже значения, соответству­ющего температуре парообразования, приводит к перегреву жидкости. Кавитация в проточной части центробежного на­соса может происходить в результате больших потерь на входе в насос, увеличения числа оборотов, отрыва или сжатия пото­ка. При кавитации падает напор и расход перекачиваемой жидкости, увеличиваются вибрация и шум, происходит эро­зионное разрушение металла.

Кавитация может возникать задолго до изменения напор­ных характеристик насоса. Для исключения кавитации мож­но использовать предвключенные шнеки на входе в рабочее колесо, увеличивать диаметр всасывающего трубопровода, повышать давление на входе в насос, приближать насосную к резервуарному парку или заглублять подпорные насосы. При сильном кавитационном повреждении, когда образуются сквозные отверстия или полное разрушение лопастей, рабо­чие колеса заменяют.

Опорные подшипники скольжения воспринимают вес ро­тора и передают фундаменту динамические переменные уси­лия от его вибрации. Их основной неисправностью является подплавление заливки вкладышей из-за плохой подачи масла и загрязнения. При плохом качестве смазки подшипников скольжения возникают большие силы трения между поверх­ностями подшипника и шейки вала. В результате контакта несмазанных поверхностей появляется «скрип» и скачкообраз­ное движение шейки вала. Упорные подшипники восприни­мают осевое давление ротора во время работы нагнетателя.

Повреждения лабиринтных уплотнений вызывают следу­ющие факторы: осевой сдвиг, сильная вибрация ротора, сла­бая запрессовка гребней в пазы обоймы, скопления отложений.

Технологический режим работы запорной арматуры с ука­занием максимального рабочего давления, диапазона перепа­да давления, обязательности местного и дистанционного управ­ления устанавливается на основании проектной документации. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов (потеря герметичности и др.) и предельных состояний (потеря плотности сварного шва и др.).

Арматура считается работоспособной в случаях, когда:

• обеспечивается прочность и плотность материалов дета­лей и сварных швов, работающих под давлением;
• обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений, фланцевых соединений и затвора;
• обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий, а также отключе­ние электропривода при достижении затвором крайних по­ложений.

При невыполнении любого из этих условий арматура вы­водится из эксплуатации.

При достижении назначенного срока службы запорная ар­матура подвергается переосвидетельствованию с целью опре­деления ее технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.

Контроль работоспособности центробежных нагнетателей осуществляется при проведении диагностического контроля (оперативного, планового и непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям.

Контроль насосов по виброакустическим параметрам. После монтажа нового насоса или проведения его ремонта, после замены муфты или установки рабочего колеса другого типоразмера проводятся измерения и фиксируются базовые значения вибраи, температуры и шума. Агрегат допускает­ся к эксплуатации при интенсивности вибрации на подшип­никовых узлах не более 4,5 мм/с, на головках фундаментных блоков (лапах корпуса) — не более 1,0 мм/с. В противном слу­чае насос считается неисправным.

Невозможно обеспечить идеальную центровку валов агре­гата— всегда остается какое-то смещение. Муфты подвижно­го соединения валов обеспечивают нормальную работу при расцентровке до 0,3 мм. Вихревые гидродинамические процес­сы в проточной части насоса дают сплошной спектр вибрации в пределах 800—1000 Гц. Кавитационные процессы дают сплошной спектр вибрации на частотах от 20 до 25000 Гц.

Подшипники качения также представляют собой сложную колебательную систему из-за волнистости дорожек и отклоне­ния тел качения от круговой формы. Частоты возбуждаемых ими колебаний 500—3000 Гц.

Неравномерность воздушных зазоров между полюсами ро­тора и статора электродвигателя создает несбалансированные радиальные электромагнитные силы.

Необходимо устанавливать причины вибрации и устранять их. Для этих целей используется виброаппаратура с возмож­ностью измерения спектральных составляющих вибрации и шумомеры. Контроль вибрации позволяет своевременно обна­ружить дефекты составных частей оборудования и предотвра­тить аварийные отказы.

Все агрегаты оснащаются контрольно-сигнальной вибро­аппаратурой с автоматической предупредительной сигнали­зацией и автоматическим отключением при предельных зна­чениях вибрации. Датчики вертикальной вибрации обязатель­но устанавливаются на каждой подшипниковой опоре и элементах крепления насосов к фундаменту.

В качестве измеряемого и нормируемого параметра вибра­ции устанавливается среднее квадратичное значение (СКЗ) виброскорости в рабочей полосе частот 10—1000 Щ.

При определении шумовых характеристик измеряется уровень звукового давления (дБ) в октавных полосах частот (от 31,5 до 8000 ГЦ) в контрольных точках.

По результатам измерения вибрации в контролируемой точке строится график (тренд) изменения СКЗ виброскорости в зависимости от наработки. Линия тренда, построенная пос­ле достижения уровня вибрации 6,0 мм/с, позволяет прогно­зировать определить время наступления предельно допусти­мого значения вибрации.

Норма вибрации насосов:

• при среднем квадратичном значении виброскорости до 4,5 мм/с вибросостояние насоса нормальное, и он может дли­тельно эксплуатироваться;
• при 4,5—11,2 мм/с состояние насоса удовлетворительное, но необходимо улучшение;
• свыше 11,2 мм/с эксплуатация насоса недопустима.

По результатам диагностического контроля (ДК) принима­ется решение о выводе насосов в ремонт или его дальнейшей эксплуатации.

Оперативный ДК агрегатов осуществляется оператором каждые 2 часа визуально по показаниям КИА: вибрация, тем­пература, давление, подача, утечки, сила тока и т. д.

Плановый ДК магистральных насосов осуществляется без их остановки через каждые 2000 ч наработки: определяется значение виброскорости на всех подшипниковых опорах и на лапах корпуса насоса; определяются КПД и напор.

Неплановый ДК осуществляется при резком изменении параметрических характеристик агрегата: при интенсивнос­ти вибрации подшипниковых опор более 6 мм/с, а на лапах корпуса — более 1,8 мм/с; при изменении уровня шума на 6 дБ относительно базового значения; при изменении темпе­ратуры подшипников на 10°С.

Основные причины повышенной вибрации насосных аг­регатов обусловлены механическими, гидравлическими и электромагнитными явлениями: дисбаланс вращающихся элементов; ослабление посадки деталей ротора; несоосность валов; повреждение подшипников качения; биение в подшип­никах скольжения; неравномерный зазор «ротор—статор» электродвигателя; гидравлический небаланс рабочего коле­са; кавитационные явления в насосе; неисправность зубча­той муфты.

Несовпадение осей валов порождает вибрации не только в радиальном, но и в аксиальном направлении. Магнитные силы в электродвигателях характеризуются вибрацией на частоте питающей сети.

Вибрации гидродинамического происхождения возникают, когда рабочее колесо изготовлено неточно — лопасти разли­чаются по шагу, толщине и углам установки. При этом не урав­новешиваются силы, действующие на отдельные лопасти ра­бочего колеса.

Контроль насосов по параметрическим критериям.

После монтажа и пуска в эксплуатацию насосного агрегата необходимо определить рабочие параметры и сравнить их с паспортными данными. При отклонении напора в сторону уменьшения на 4%, а КПД на 3% необходимо провести обсле­дование агрегата, арматуры и вспомогательных систем.

Насос может развивать меньший напор, меньшую мощ­ность и меньший КПД за счет многих причин: увеличенной шероховатости проточной части корпуса; грубой поверхности межлопаточных каналов рабочего колеса; дефектов подшипниковых узлов; прогиба вала; недостаточного подпора па вхо­де в насос; кавитации; дефектов подшипниковых узлов; боль­ших утечек через уплотнения рабочего колеса, вала и торце­вые уплотнения; уменьшенного или увеличенного диаметра рабочего колеса.

Основным критерием удовлетворительной работы торце­вых уплотнений является величина утечек, замеряемая объем­ным способом — нормальное значение утечек через уплотне­ния 0,3 л/ч.

В обоих торцевых уплотнениях измеряется температура на задней стенке невращающегося контактного кольца. При до­стижении температурой предельного значения выдается сиг­нал на остановку агрегата. Если на одном уплотнении темпе­ратура постоянна во времени, а во втором растет, значит, здесь ухудшилась смазка и появилось сухое трение. Если темпера­тура повышается на обоих уплотнениях, то неработоспособна система охлаждения в целом.

Наиболее распространенной причиной ухудшения харак­теристик насосов в процессе эксплуатации является износ де­талей щелевого уплотнения рабочего колеса. При снижении по этой причине напора насоса горизонтального исполнения от базовых значений на 5% и выше агрегат необходимо выво­дить в ремонт. Для вертикальных подпорных насосов эта циф­ра немного выше — 7%.

Допустимое значение снижения КПД насосов типа НМ — от 2 до 4 %. Насос выводится в ремонт, когда перерасход элект­роэнергии из-за снижения КПД выше стоимости ремонта.

Диагностирование состояния НА по параметрическим крите­риям допускается проводить с применением образцовых средств измерений давления, подачи, мощности, частоты вращения ро­тора насоса, плотности вязкости перекачиваемой нефти.

Давление измеряется штатными преобразователями дав­ления или образцовыми манометрами. Подача определяется по узлу учета, по изменению объема нефти в резервуаре или переносными ультразвуковыми расходомерами. Потребляемая мощность измеряется штатными преобразователями мощно­сти или по счетчику потребляемой электроэнергии.

Замер параметров проводится при установившемся режи­ме перекачки при бескавитационном режиме работы. Влия­ние вязкости нефти на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0 х 1 (У⁴ м²/с для НМ с подачей до 2500 м³/ч; при вязкости более 2 х 1СГ⁴ м²/с — для осталь­ных насосов.

Оценку текущих параметров необходимо производить по среднему значению трех замеров.

Результаты дефектоскопии и диагностирования фиксиру­ются актами.

Механо-технологическое оборудование перекачивающих станций подлежит освидетельствованию на предмет определе­ния возможности его дальнейшей эксплуатации. Срок службы оборудования, после которого оно подлежит освидетельствова­нию: нефтяные насосы через 30 лет; фильтры-грязеуловите­ли — 25 лет; стаканы подпорных насосов — 25 лет и т. д.

При выявлении недопустимых дефектов оборудование должно быть выведено из эксплуатации или восстановлено. Оборудование, не подлежащее восстановлению, должно быть списано.

3. Техническое обслуживание и ремонт центробежных нагнетателей

Эксплуатация и обслуживание агрегатов и оборудования — это совокупность мероприятий по их поддержанию в работоспо­собном состоянии.

Система техобслуживания и ремонта (ТОР) по техническо­му состоянию основывается на проведении профилактичес­ких, восстановительных и диагностических работ через опре­деленные интервалы времени (наработки).

Возможные причины изменений характеристик насоса:

• работа насоса в режиме кавитации — от этого снижается напор и КПД, а мощность остается прежней;
• частота вращения ниже номинальной — снижается на­пор и мощность. КПД прежний;
• чрезмерные перетоки через уплотнения; пропускает об­ратный клапан — напор и КПД ниже, мощность — выше пас­портных данных.

Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при сни­жении напора от норматива на 5—7%, а КПД на 2—4%.

ТОР вспомогательных систем производится в случаях, когда:

• упало давление в масляной линии (ниже 1,2 атм.) — не­правильно отрегулирован перепускной клапан или засорились маслофильтры;
• повысилась температура на входе в подшипники (более 55 °С) — неисправность в агрегатах охлаждения или недоста­точное поступление масла к подшипникам;
• произошел перегрев обмоток статора электродвигателя — неисправен водяной насос или засорились трубки в системе охлаждения;
• наблюдается повышенная вибрация и шум вентиляцион­ных установок—дисбаланс ротора агрегата, ослабление креп­ления болтов фундамента.

Техническое обслуживание (уход и мелкий ремонт) осуще­ствляется в профилактических целях. Техническое обслужи­вание (ТО) осуществляется в плановом порядке и включает в себя: наблюдение за состоянием агрегатов, арматуры и трубо­проводов: систем смазки, охлаждения и уплотнений; надзор за контрольно-измерительными приборами (КИП) и система­ми автоматики; подтяжку болтовых соединений.

Система планово-предупредительного ремонта (ППР) — это совокупность мероприятий по надзору, обслуживанию и ре­монту агрегатов по составленному плану. Плановые виды ра­бот делятся на текущий, средний и капитальный ремонты.

Текущий ремонт — это устранение мелких дефектов и ре­гулирование узлов и механизмов. Средний ремонт — это разборка насоса, капитальный ремонт отдельных узлов, замена изношенных деталей.

Капитальный ремонт—полная разборка агрегата, замена всех износившихся деталей. В результате работоспособность машины должна быть полностью восстановлена.

ТО центробежных нагнетателей осуществляется эксплу­атационно-ремонтным персоналом перекачивающей стан­ции. При техническом обслуживании насосов проводятся проверки состояния фланцевых и резьбовых соединений; за­тяжки фундаментных болтов; уровня масла в маслобаках; гер­метичности маслопроводов и торцевых уплотнений; замена смазки; затяжки болтовых соединений муфты; герметичнос­ти уплотнений в разделительной стенке насосной и запорной арматуры.

При текущем ремонте проводятся все операции ТО, про­верка состояния подшипников, торцевых уплотнений, зубча­той и пластинчатой муфт, измерение зазоров во вкладышах подшипников, разборка и дефектация торцевых уплотнений, проверка герметичности стыков крышки с корпусом горизон­тальных и стаканом вертикальных насосов, проверка центров­ки и измерение параметров агрегата под нагрузкой.

При среднем ремонте проводятся все операции текущего ремонта, а также разборка насоса, очистка, промывка и осмотр узлов и деталей; проверка состояния и стопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников, контроль размеров поса­дочных и резьбовых поверхностей вала, лопаток и дисков ра­бочего колеса, дефектоскопия вала, измерение зазоров в ще­левых уплотнениях рабочего колеса (рис.2). В среднем ще­левые зазоры имеют размеры от 0,10 до 0,40 мм.

В случае необходимости заменяются уплотнительные коль­ца и восстанавливаются размеры элементов щелевого уплот­нения. В зависимости от технического состояния проводится замена подшипников, замена или ремонт ротора. Устанавли­ваемый ротор должен быть динамически отбалансирован.

Все резиновые кольца заменяются на новые. Заменяются прокладки между крышкой и корпусом насоса. Проводится сборка насоса, центровка и опробование под нагрузкой. Провернется избыточное давление в воздушной камере промежу­точного вала (не менее 20 мм водяного столба).

Рис.2. Контролируемые зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов

При капитальном ремонте осуществляются все операции среднего ремонта, а также демонтаж насосов. Проверяется состояние корпуса и патрубков, в стальных деталях обнару­женные дефекты устраняются сваркой. Чугунные детали с трещинами заменяются на новые детали. После монтажа и центровки агрегата проводится его опробование под нагруз­кой в течение 72 часов при работе на нефтепроводе.

При капитальном ремонте агрегат полностью разбирают. Корпус агрегата очищают от загрязнений и ржавчины и вы­являют наличие трещин. Выработка шеек валов не должна превышать 0,025 мм, а осевой разбег вала должен быть в пре­делах 0,15—0,35 мм. С помощью индикаторов проводят про­верку на биение в нескольких точках. Выявляют наличие фрет- тинг-коррозии. Сработанные и выкрошенные лабиринтные уплотнения заменяют новыми.

Проверку зазоров в уплотнениях поверяют свинцовой проволокой. После подъема крышки замеряют свинцовые оттиски.

Сегодня считается наиболее эффективной система ТОР, опирающаяся на результаты контроля и оценки фактического технического состояния оборудования НПС. Агрегат или его часть ремонтируют по потребности. Эта система обеспечива­ет полное использование ресурса элементов (до отказа).

Ввиду высоких требований к безотказности агрегатов НПС межремонтный ресурс должен назначаться таким, чтобы их узлы и детали отработали с вероятностью безотказной рабо­ты не менее 95%.

Внедрение метода замены элементов по техническому со­стоянию увеличивает среднюю наработку деталей и узлов до двух раз. Однако, данная стратегия требует использования методов и средств диагностирования, обладающих большой информативностью. Для этого необходимо непрерывно изме­рять такие параметры: вибрация, температура, напор, КПД, кавитационный запас, сила тока и т. д. Система автоматиза­ции, телемеханики и АСУ должны обеспечивать надежный контроль и регистрацию параметров перекачки и эксплуата­ционных параметров оборудования.

4. Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций

НПС, базы приема и отгрузки нефти, станции смешения, пун­кты подогрева нефти должны приниматься в эксплуатацию после завершения всех строительно-монтажных и пуско-нала­дочных работ,

Работоспособность оборудования, сооружений, систем и агрегатов НПС проверяется комплексным опробованием.

До начала опробования все объекты МТ должны быть укомп­лектованы обученным персоналом, рабочие места обеспечены инструкциями, технической и оперативной документацией, ос­нащены инструментами и средствами индивидуальной защиты.

Комплексной приемке должны предшествовать опробова­ние и регулировка всех вспомогательных систем, защит, ин­дивидуальное опробование каждого агрегата с оформлением соответствующих актов.

Комплексное опробование оборудования НПС считается проведенным при условии отсутствия неисправностей и не­прерывной работе под нагрузкой в течение 72 часов.

Средства автоматизации МН выполняют функции контро­ля, защиты и управления объектами МН из операторной НПС и диспетчерских пунктов всех уровней. Система автоматики обеспечивает поддержание заданного режима перекачки уг­леводородов и его изменение по команде оператора. Она же решает задачи мониторинга технологических параметров, а также параметров состояния оборудования в реальном масш­табе времени.

Общестанционная защита должна отключать оборудова­ние НПС по следующим параметрам:

• минимальное давление на приеме НПС;
• максимальное давление в коллекторе НПС до узла регу­лирования и на выходе НПС после узла регулирования дав­ления;
• минимальное давление в системе маслоснабжения;
• достижение аварийного уровня нефти в резервуаре — сборнике утечек;
• превышение допустимого уровня загазованности и пожар во взрывоопасных помещениях.

Агрегатная защита должна отключать магистральные насосы по следующим параметрам:

• минимальное давление масла и максимальная темпера­тура подшипников и корпуса насоса;
• повышенная утечка нефти через уплотнения;
• максимальная вибрация.

Ряд защитных функций выполняется с помощью автома­тики, например, отключение работающих насосных агрегатов. В зависимости от параметра защита должна поочередно от­ключать все работающие агрегаты, начиная с первого по по­току нефти.

Для защиты МН и насосов по давлению на приеме НПС и на выходе НПС применяются две защиты: по аварийному и по предельному давлению.

Защита по аварийным давлениям одновременно отключа­ет все работающие магистральные насосы. Защита по предель­ным давлениям отключает только один агрегат.

Срабатывание защиты по давлению на приеме НПС долж­но осуществляться с выдержкой времени до 15 с. Это необхо­димо для исключения срабатывания датчиков защиты при прохождении воздушных пробок, запуске и отключении агре­гатов на соседних станциях.

Управление перекачивающими станциями может осуще­ствляться из операторной, местного и районного диспетчерс­кого пункта.

Управление насосами может осуществляться в автомати­ческом режиме по программе после получения команды «Пуск» или «Остановка», а также в резервном, кнопочном и испыта­тельном режимах.

Пуск магистральных насосов может осуществляться на от­крытую, закрытую и открывающуюся задвижку.

Программа пуска «на открытую задвижку» является пред­почтительной, так как обеспечивает наименьшие динамичес­кие нагрузки в обвязке агрегата и наименьшие хлопки обрат­ных клапанов.

Программа пуска «на закрытую задвижку» применяется, если электрооборудование не может обеспечить пуск на откры­тую задвижку.

Программа пуска «на открывающуюся задвижку» применя­ется, когда задвижки не могут быть открыты при большом пе­репаде давления, создаваемом насосом.

При размещении насоса и привода в разных помещениях кнопки отключения устанавливают в каждом из них.

Система автоматизации вспомогательных сооружений включает автоматизацию систем водоснабжения, канализа­ции, теплоснабжения и дизельных электростанций.

Системы вентиляции, служащие для создания подпора в помещениях, камерах или оборудовании, и системы приточ­ной вентиляции для взрывоопасных помещений должны вклю­чаться перед пуском насосных агрегатов. При длительном со­хранении предельной концентрации отключаются все работа­ющие насосные агрегаты.

Откачка утечек из резервуаров-сборников магистральных, подпорных насосных и резервуарных парков осуществляется автоматически.

На всех НПС предусматривается автоматическое пожаро­тушение помещений со взрывоопасными зонами. Системы пожаротушения выполняют функции автоматической пожар­ной сигнализации.

Автоматическая защита по пожару обеспечивает отключе­ние насосных агрегатов, закрытие задвижек их подключения к нефтепроводу и к резервуарам, отключение систем вентиляции и включение аварийной сигнализации при срабатывании га­зоанализаторов . Запуск системы пожаротушения осуществля­ется при срабатывании двух датчиков пожарной сигнализации.

Задачи управления, регулирования, измерения и сигнали­зации обычно решаются на уровне операторной или местного диспетчерского пункта.

Объекты управления: магистральные и подпорные насос­ные агрегаты; подготовка насосной; система пожаротушения; задвижки узла учета и резервуарного парка; аварийная оста­новка насосной и др.

Объекты регулирования: давление на приеме и выходе из насосной.

Объекты измерения: давление на входе в резервуарный парк; на приеме и выходе насосной; параметры качества не­фти; уровень в резервуарах и др.

Объекты сигнализации: насосные агрегаты (включен, го­тов к запуску, авария, в резерве); подготовка насосной (вклю­чено); задвижки (открыто, закрыто); скребок (принят, пущен); пожар; загазованность; затопление; переполнение сборников; неисправность систем и сооружений; повышенное давление в подводящем трубопроводе и др.

Средства телемеханизации устанавливаются для обеспече­ния дистанционного управления оборудованием перекачива­ющих станций из районного или центрального диспетчерско­го пункта. Объектами телемеханизации МН являются подпор­ная и основная насосные, оборудование инженерных сооружений и энергохозяйства.

Телемеханизация обеспечивает:

• централизованный контроль за оптимальным режимом работы нефтепровода;
• централизованное управление насосными агрегатами и задвижками;
• сбор информации о режиме работ и техническом состоя­нии оборудования;
• телеуправление агрегатами и задвижками для локализа­ции аварийных ситуаций.

Эксплуатация осуществляется оперативным (дежурным) и эксплуатационно-ремонтным персоналом в соответствии с инструкциями. Инструкции определяют порядок пуска и ос­тановки оборудования, действия персонала в процессе эксп­луатации и в аварийных ситуациях. При выходе параметров работы оборудования за допустимые пределы оперативный персонал переключает неисправное оборудование на резерв­ное, о чем извещает диспетчера и руководство НПС.

Ответственность за правильную эксплуатацию оборудова­ния и сооружений НПС несут начальник НПС, старший инже­нер НПС, инженеры соответствующих служб и главный инже­нер нефтепроводного управления. Эти лица должны обеспе­чить своевременное проведение ремонта, диагностический Конт роль, расследование отказов и испытание оборудования.

Оперативный персонал по утвержденному графику осуще­ствляет контроль технического состояния оборудования НПС. Например, насосные агрегаты проверяются через каждые два часа; запорная арматура, регуляторы давления, блок гашения ударной волны, системы охлаждения, фильтры — два раза в смену, емкости для сбора нефти, технологические трубопро­воды — один раз в смену.

При приемке смены оперативный персонал обязан ознако­миться с режимом работы и состоянием оборудования на сво­ем участке и оформить приемку смены отметкой в журнале.

Производственные здания и сооружения подвергаются пе­риодическим осмотрам два раза в год — весной и осенью.

5. Многоуровневая структура диспетчерской службы

Диспетчеризация процесса перекачки углеводородов по МТ — это централизация оперативного контроля и управления для согласования работы отдельных звеньев. Диспетчеризация осуществляется посредством средств связи, автоматики и телеме­ханики с минимальным участием обслуживающего персонала.

Цель диспетчеризации — обеспечение эффективного про­цесса транспортировки углеводородов.

Основные задачи диспетчерских служб следующие:

• управление и контроль технологическими процессами приема, хранения, перекачки и поставок углеводородов в пре­делах установленных границ ответственности;
• организация и ведение учета количества и качества при­нимаемого, транспортируемого и сдаваемого продукта;
• оперативный контроль технического состояния трубопро­водов, резервуаров и оборудования;
• контроль хода выполнения плановых и аварийных работ на объектах магистрального трубопровода.

Перечисленные задачи обеспечиваются с помощью много­уровневой системы диспетчерского контроля и управления, включающей:

• верхний уровень — включает центральный диспетчерс­кий пункт (ЦДП);
• средний уровень — включает территориальные диспет­черские пункты (ТДП);
• нижний уровень — включает районные (РДП) и местные диспетчерские пункты (МДП).

Для улучшения качества управления МТ делятся на техно­логические участки. На нефтепроводах эти участки ограничи­ваются резервуарными парками. Протяженность таких учас­тков не превышает 600 км.

Центральный диспетчерский пункт (ЦДП) осуществляет:

• оперативный контроль и управление транспортом угле­водородов по системе МТ, обеспечение приема перекачиваемо­го продукта от производителей, поставки потребителям в со­ответствии с графиком транспортировки на основании мар­шрутных поручений;
• количественный учет приема, перекачки и поставок уг­леводородов;
• контроль количества нефти и свободного объема в резер­вуарных парках МН, производителей и грузополучателей;
• принятие мер по изменению грузопотока в случае возник­новения отказа на МТ и нештатных ситуаций;
• контроль хода ремонтных и аварийно-восстановительных работ;
• контроль и управление качеством транспортируемого продукта;
• согласование пропуска очистных устройств и внутритруб- ных инспекционных приборов на участках МТ.

Учет движения нефти по нефтепроводу и резервуарным паркам осуществляется для контроля выполнения планов при­ема и поставки, составления двухчасового и суточного балан­сов. Эта информация необходима диспетчеру ЦДП для приня­тия оперативных решений по изменению режимов перекачки и перераспределению грузопотоков.

На уровне ЦДП непрерывно в режиме реального времени отображается вся информация о работе МТ. В частности, ото­бражается текущее состояние оборудования линейной части и перекачивающих станций, значения рабочих давлений, дан­ные по системам измерения количества и показателей каче­ства углеводородов.

На уровне ЦДП отображаются все экраны с уровня терри­ториального диспетчерского пункта (ТДП).

На уровне ТДП в системе диспетчерского контроля и управ­ления в режиме реального времени отображается вся инфор­мация о работе МТ в зоне ответственности. Диспетчер ТДП в своей работе руководствуется утвержденными технологичес­кими режимами работы МТ. Основные параметры работы неф­тепровода; давление на приеме и давление на нагнетании НПС; давление в коллекторе, номера работающих и резервных аг­регатов; токовые нагрузки на электродвигателях, транзитное давление по НПС. При проведении любых переключений дис­петчер ТДП должен иметь соответствующим образом оформ­ленное разрешение ЦДП.

Пропуск очистных устройств по МТ осуществляется в соот­ветствии с графиком с целью очистки полости трубы от меха­нических примесей, парафинистых отложений нефти и для под­готовки пропуска внутритрубных инспекционных снарядов

(ВИС). Каждый пропуск очистных и диагностических снарядов согласовывается с ЦЦП. Движение снарядов по линейной час­ти от камеры пуска до камеры приема контролируется датчи­ками контроля прохождения с выводом информации на рабо­чее место диспетчера РДП и ТДП. Продукты очистки полости трубы принимают в подготовленный для этой цели резервуар.

На уровне ТДП отображаются все экраны с уровня район­ного диспетчерского пункта (РДП).

Диспетчерская служба РДП в пределах своих установлен­ных границ выполняет оперативное управление приемом, пе­рекачкой и поставкой углеводородов по участку МТ. Диспетчер РДП оперативно получает информацию от диспетчера МДП о показателях качества нефти. Факт поступления некондицион­ной нефти удостоверяется соответствующим актом за подпи­сью представителей сдающей и принимающей сторон. На ос­новании полученной информации принимается решение о размещении конкретной партии нефти в резервуарном парке НПС или нефтебазы.

Оператор МДП на своем объекте осуществляет: производство переключений на всех технологических трубопроводах; обеспе­чивает запуск и контроль режимов пропуска поточных средств; контроль технологических параметров перекачки и качества нефти; учет движения нефти по резервуарным паркам и при­емо-сдаточным пунктам; контроль хода ремонтных работ.

Работа оперативно-диспетчерской службы оформляется записями в суточном диспетчерском графике и в журналах: распоряжений; регистрации телефонограмм; контроля движе­ния поточных средств; учета последовательной перекачки; качества нефти; исполнения маршрутных поручений; приема- сдачи смены.

Диспетчерские службы и оперативный персонал станций должны иметь:

• подробный профиль и план трассы нефтепровода с ситу­ацией, указанием камер приема-пуска поточных средств, мест подключения путевых подкачек и сбросов нефти, расположе­ния линейных задвижек, вантузов, КИП, сигнализаторов про­хождения очистных устройств;
• подробные технологические схемы приемо-сдаточных пунктов и НПС с обозначением номеров задвижек, резервуа­ров, основных и подпорных агрегатов, фильтров и другого обо­рудования;
• технологические карты защит, режимов работы МН, ре­зервуарных парков и оборудования НПС.

6. Пуск, остановка и ведение технологического процесса перекачки

Плановые технологические режимы работы МТ на год и месяц рассчитываются в соответствии с картой технологических ре­жимов их работы. Кроме того, учитываются планы остановок МТ и изменения параметров перекачиваемых углеводородов.

При осуществлении операций пуска и остановки одной их промежуточных НПС возникают волны повышения- пониже­ния давления, которые по трубопроводам движутся к смеж­ным станциям. При этом суммарное давление в трубопрово­де вблизи предыдущей НПС может превысить допустимое значение.

Опыт эксплуатации МН показывает, что по этой причине разрыв трубопровода происходит на расстоянии 20—40 км после предыдущей НПС. Труба разрывается раньше, чем вол­на повышенного давления достигает предыдущей станции и на ней срабатывает система защиты по максимальному дав­лению, отключающая насосы.

Мероприятия, с помощью которых можно предотвратить возникновение опасных давлений при внезапном отключении промежуточной НПС, могут быть следующими:

• создание волны пониженного давления, идущей навстре­чу волне повышения давления;
• гашение волны повышенного давления в месте ее возник­новения или уменьшение крутизны фронта такой волны.

Волна пониженного давления создается отключением на предыдущей станции одного или нескольких агрегатов. При этом волны повышенного и пониженного давления будут вза­имно гаситься.

Для гашения волны повышенного давления в месте ее воз­никновения нужно уменьшать расход через остановленную НПС постепенно. Средствами обеспечения указанного условия могут быть: установка на линии всасывания НПС воздушных колпаков; автоматический сброс части перекачиваемой нефти в месте возникновения волны повышенного давления в спе­циальный резервуар.

Воздушный колпак для современных МН должен работать при давлении до 6 МПа и иметь объем до 300 м³, чтобы обеспе­чить требуемое снижение скорости нарастания давления. Осу­ществление этого мероприятия является затруднительным, поэтому наиболее широкое распространение получил способ автоматического сброса части нефти в резервуар. Регуляторы скорости повышения давления называют системами сглажи­вания волн давления (ССВД).

В соответствии с нормами технологического проектирова­ния МН системы СВД предусматриваются на промежуточных НПС нефтепроводов диаметром 720 мм и выше. Объем резер­вуаров-сборников для сброса нефти на нефтепроводе диамет­ром 1220 мм должен быть не менее 500 м³.

Опасные перегрузки происходят при отключении всей на­сосной, поэтому важно предусматривать сокращение числа от­ключений и снижение крутизны фронта возникающей волны.

Для сохранения режима работы трубопровода на каждой НПС один насосный агрегат должен находиться в полной го­товности к пуску. Система автоматического ввода резервного агрегата позволяет снизить амплитуду возникающей волны давления.

При отключениях насосных агрегатов рекомендуется избе­гать их одновременного отключения. Для предотвращения опасных перегрузок следует устанавливать последователь­ность включения или отключения агрегатов по определенно­му графику при смене режимов перекачки.

Пуск и остановка участков нефтепровода выполняются по команде диспетчера ТДП.

Запуск НПС производится в следующей последовательнос­ти: диспетчер ТДП сообщает диспетчеру РДП о запуске и планируемом режиме работы станций; диспетчер РДП дает ука­зания НПС о подготовке к запуску; персонал НПС готовит стан­цию к запуску.

После получения информации о готовности к запуску дис­петчер ТДП дает телефонограмму диспетчеру РДП на запуск участка.

По команде диспетчера РДП на головной станции вначале запускаются подпорные насосы, затем магистральные агрега­ты в любой последовательности. Обычно начинают с после­днего по ходу потока нефти магистрального агрегата.

Если запускаются четыре магистральных агрегата в парал­лельно-последовательном соединении, то очередность их за­пуска может быть, например, такой: сначала запускаются два агрегата в одном коллекторе, затем два — в другом.

Промежуточная станция, работающая в режиме «из насо­са в насос», может запускать первый агрегат с началом повы­шения давления на приеме станции до 0,8 МПа для насосов НМ 2500-230 и до 1,2 МПа для насосов НМ 7000-210.

Запуск магистрального агрегата может осуществляться на открывающуюся, на открытую или закрытую задвижку. Вход­ная задвижка до момента пуска электродвигателя должна быть полностью открытой.

Промежуточная станция с подключенной емкостью может быть запущена одновременно с головной станцией.

Штатная остановка станции и участка нефтепровода мо­жет быть произведена из РДП с помощью средств телемехани­ки или средствами местного управления в следующем поряд­ке: на головной НПС и на промежуточной НПС с резервуаром останавливается один магистральный агрегат с одновремен­ным закрытием его задвижек; следующие агрегаты останав­ливаются через 2—3 мин; подпорные агрегаты останавлива­ются в последнюю очередь.

Очередность остановки агрегатов промежуточных станций может быть любой, но желательно начинать с первого агрега­та по ходу нефти.

При аварийной остановке одной из станций регуляторы давления других станций прикрывают заслонки, стремясь удержать в работе наибольшее число агрегатов. Оставшиеся в работе НПС работают со значительным дросселированием до выяснения обстановки. Для регулирования давления в каче­стве исполнительного механизма используются регулирующие клапаны и поворотные регулирующие затворы.

В аварийных ситуациях все НПС останавливаются диспет­чером РДП.

При переходе на другой режим работы участка МН диспет­чер ТДП задает районным управлениям число и схему вклю­чения агрегатов. При увеличении производительности участ­ка дополнительные агрегаты запускаются поочередно, начи­ная с головной НПС.

При отключении насосного агрегата изменение давления происходит в соответствии с кривыми «выбега». Давление на всасывании возрастает, а давление на нагнетании снижает­ся. При этом в сторону предыдущей станции фронт повышен­ного давления распространяется со скоростью до 1200 м/с. Скачок давления на фронте волны может достигать 0,8 МПа.

Сочетание объекта регулирования с устройством автомати­ческого регулирования называют системой автоматического регулирования (САР). В САР входят: чувствительный элемент (датчик); регулирующий элемент и исполнительное устройство.

Для защиты МН и НПС по давлениям применяются две сте­пени защиты — по предельному давлению и аварийному дав­лению.

Карты технологических режимов работы МТ составляют­ся в пределах минимальной и максимальной производитель­ности, исходя из возможностей и технического состояния тру­бопровода и оборудования.

Технологическая карта защит МТ устанавливает основные параметры давлений. Для нефтепроводов — максимальное давление на выходе НПС после регулирующего устройства; максимальное давление на выходе насосов в коллектор до ре­гулирующего устройства с учетом прочностных характеристик корпусов насосов и запорной арматуры; минимальное давле­ние на приеме НПС с учетом кавитационного запаса и упруго­сти паров нефти.

При переключениях на линейной части нефтепроводов без остановки перекачки закрытие задвижки производится толь­ко после открытия задвижек в новом направлении перекачки. Возобновление перекачки осуществляется после открытия за­порной арматуры линейной части участка нефтепровода.

При повышении давления до 0,2 МПа или понижении до 0,05 МП от установившегося значения диспетчеры РДП с це­лью выяснения причин обязаны опросить операторов МДГ1 и смежных РДП и доложить результаты руководству.

Причиной изменения давления может быть изменение сте­пени закрытия задвижек, прохождение очистных или инспек­ционных снарядов, прохождение нефти иной плотности и вяз­кости, начало или окончание налива нефти в резервуары.

При снижении или повышении давления диспетчеры РДП обязаны остановить перекачку на участке, закрыть линейные задвижки, локализовать место предполагаемой утечки и на­править на трассу бригаду работников линейно-эксплуатаци­онной службы (ЛЭС). Диспетчер ТДП принимает решение об изменении грузопотока нефти.

При обнаружении выхода нефти на линейной части МН диспетчеры РДП и ТДП обязаны остановить перекачку на ава­рийном участке нефтепровода, направить бригаду в указан­ный район и изменить грузопоток нефти.

После устранения причин возникновения нештатной си­туации и подтверждения готовности линейной части МН, НПС и нефтебаз к транспортировке и приему нефти перекачка во­зобновляется.

7. Рыночные аспекты эксплуатации трубопроводов

Россия как государство-экспортер нефти, газа, угля и урана обладает энергетической независимостью и самодостаточно­стью. Российская экономика в значительной степени привяза­на к производству нефти, газа и металлов: нефтегазовая от­расль обеспечивает до 32% ВВП. В первые годы XXI в. Россия добывала около 500 млн т условного топлива в нефтяном эквиваленте, из которых около 230 млн т экспортировала, и около 670 млн т у. т. в газовом эквиваленте, из которых около 210 млн т отправляла на экспорт. В соответствии с Энергетической стра­тегией на период до 2020 г. уровень добычи нефти в России достигнет520 млн т, а природного газа—720 млрд м³. При этом доля газа в расходной части баланса первичных энергоресур­сов составит 45%, а нефти и нефтепродуктов — 20%.

Однако вопросы энергетической безопасности все чаще выдвигаются на передний план, поскольку месторождения переходят в стадию падающей добычи, основные производ­ственные фонды стареют, оборудование изнашивается. При этом уровень обязательных экспортных поставок углеводород­ного сырья все более увеличивается.

Опасность заключается в том, что наша экономика может столкнуться с ситуацией завершения эксплуатационного цик­ла технических систем и соответствующим выбытием энерге­тических мощностей: износ основных фондов в энергетике и нефтедобыче достигает 60%, в нефтепереработке — 80%. На­бор рисков порождают также проблемы воспроизводства оте­чественной ресурсно-сырьевой базы: приращение запасов со­ставляет лишь 70% от уровня добычи.

Среди внешних факторов, негативно влияющих на энер­гетическую безопасность России, можно выделить следующие:

• резкие колебания цен на мировых энергетических рынках;
• дискриминационные действия по отношению к России на рынках энергоресурсов, оборудования и технологий;
• помехи для работы магистральных трубопроводов в тран­зитных странах, несанкционированный отбор ими российских энергоресурсов;
• стремление иностранных компаний добиться льготного доступа к российским трубопроводным мощностям.

Примером выдавливания России из системы поставок газа в район Ближнего Востока является история соревнования российского проекта «Голубой поток» и спонсированного США проекта газопровода через Каспийское море из Туркмении. В данном случае понадобилась активная поддержка проекта со стороны государства и авторитет «Газпрома», чтобы добиться осуществления варианта прокачки газа по дну Черного моря в Турцию. Попытки создания путей транспортировки углево­дородного сырья из Азербайджана, Казахстана и Туркмении, альтернативных российским, продолжаются и сегодня.

Много лет продолжаются переговоры между странами Ев­росоюза и Россией по Транзитному протоколу Европейской Энергетической хартии. Протокол составлен таким образом, чтобы открыть доступ производителей газа других стран к си­стеме магистральных газопроводов России. Это не выгодно для России, поскольку будет означать допуск транснациональных корпораций к льготным внутрироссийским тарифам на про­качку газа.

Сотрудничество между участниками мирового нефтяного рынка выстраиваются на конструктивной основе, поскольку у них совпадает главная цель: не допустить выхода цены на нефть из приемлемого для стран-экспортеров коридора. Логи­ка здесь такова: при дорогой нефти экономика стран-потре­бителей не будет иметь возможностей для роста, что невыгод­но странам-экспортерам. Кроме того, при высоких ценах на нефть не исключен переход на альтернативные виды топли­ва, что также невыгодно.

Тема присоединения России к организации ОПЕК обсуж­дается давно. Для стран ОПЕК очевидно, что манипулировать ценообразованием на рынке нефти можно лишь при условии тесного сотрудничества с независимыми экспортерами. Ос­новное отличие нефтяной отрасли России от стран ОПЕК зак­лючается в схемах транспортировки нефти потребителям. В арабских странах транспортировка углеводородов осуществ­ляется преимущественно танкерами, а в России — трубопро­водами. Система на основе танкеров является гибкой, посколь­ку в необходимых случаях позволяет резко сокращать добычу. Трубопроводная система является достаточно жесткой, по­скольку любые меры по регулированию добычи вызывают не­мало административных сложностей.

Российские мощности по экспорту нефти ограничены су­ществующей трубопроводной системой компании «Транс­нефть». Доля экспорта в добыче российских нефтяных компаний определяется квотой на их доступ к магистральным тру­бопроводам. Эта квота определяется компанией «Транснефть» пропорционально объему добычи компаний-экспортеров. Среднеотраслевая планка доли экспорта нефти установилась на уровне 36% от добычи.

Самый простой способ исключения дискриминации неф­тедобывающих компаний в предоставлении экспортных квот — это увеличение пропускной способности системы ма­гистральных трубопроводов. Следуя этой задаче государствен­ная компания «Транснефть» повышает мощность Балтийской трубопроводной системы, сооружает нефтепровод из Восточ­ной Сибири до тихоокеанского порта Находка, прорабатывает проект строительства нефтепровода Бургас —Александруполис. Реализация последнего проекта даст возможность транс­портировать нефть из России, минуя пролив Босфор.

Россия, располагая крупнейшими в мире запасами природ­ного газа (разведанные запасы составляют 50 трлн м³), при обес­печении внутренних потребностей и экспорта исходит из того, что трудности в газодобыче будут все более возрастать. В бли­жайшие годы увеличится потребность во вводе новых мощнос­тей как для компенсации падения добычи на основных место­рождениях (Медвежье, Уренгой, Ямбург), так и для добычи под новые контракты. Осваиваются новые газодобывающие реги­оны: полуостров Ямал, Ковыктинское газоконденсатное место­рождение в Восточной Сибири, нефтегазовые месторождения на Сахалинском шельфе и на шельфе арктических морей.

Одна из проблем российского нефтегазового комплекса — замкнутость на европейский рынок. Актуальной стратегичес­кой задачей комплекса является создание новых транспортных коридоров в Японию, Индию и Китай. В перспективе российс­кий газовый рынок может быть расширен за счет поставок газа в сжиженном виде. Для этого придется создавать новую отрасль: новые технологии, заводы и танкеры-газовозы.

Инфраструктура магистрального трубопроводного транс­порта России создавалась для прокачки значительных объе­мов нефти и газа на большие расстояния без возможностей широкого маневра и реверса. Развитие газового рынка России и долговременных обязательств по экспорту (российский газ экспортируется в 27 стран) требуют сооружения новых транс­портных систем и модернизации имеющейся магистральной и распределительной газотранспортной инфраструктуры. Перспективными экспортными потоками природного газа яв­ляются: Северо-Европейский по дну Балтийского моря от Вы­борга до Германии; газотранспортный проект Ковыкта—Ки­тай—Корея ; трансконтинентальный газопровод Ямал—Европа.

Основой технологической инфраструктуры газового рын­ка является Единая система газоснабжения России. Эта сис­тема охватывает: магистральные газопроводы высокого дав­ления протяженностью 150 тыс. км с 253 компрессорными станциями; система подземных хранилищ газа, формирую­щая резерв для покрытия сезонных колебаний спроса; цент­рализованная система диспетчерского управления потоками газа. Газ распределяется в 68 субъектах Российской Федера­ции местными региональными газораспределительными си­стемами низкого и среднего давления через 3630 станций.

Сеть подземных хранилищ газа (ПХГ) расположена вдоль трасс магистральных газопроводов и охватывает основные га­зопотребляющие районы страны. Мощность российских ПХГ составляет около 10% от ежегодных объемов газодобычи. Эта цифра существенно ниже стандартов функционирования зару­бежных газовых рынков и негативно влияет на показатели ма­невренности системы газоснабжения. В системе «Газпрома» экс­плуатируются 23 объекта хранения газа, из которых 7 размеще­ны в водоносных структурах и 16 в истощенных месторождениях. В 2002 г. в объекты ПХГ было закачано 46 млрд м³ газа.

Необходимый объем инвестиций в добычу и транспорт при­родного газа на ближайшие годы составляет 70 млрд долл. Доля основных фондов газовой промышленности, срок эксп­луатации которых превысил 10 лет, составляет более 80%. К настоящему времени 33 % газопроводов эксплуатируется свыше 20 лет. Потери газа из-за несовершенства промышлен­ного оборудования в отрасли составляют до 8 млрд м³ в год. Парк ГПА на 85% представлен газотурбинными установками, которые потребляют до 10% газа, поступающего в газопроводы. При проектном моторесурсе 16 лет около 20% мощностей газоперекачивающих агрегатов эксплуатируется более 25 лет. Проект замены отработавших свой ресурс газоперекачиваю­щих агрегатов оценивается примерно в 6 млрд долл.

Если сравнивать газовый бизнес с нефтяным, то в нефтя­ном бизнесе при дорогостоящей добыче относительно дешевая транспортировка. В газовом комплексе наоборот — дешевая добыча и относительно дорогая транспортировка. Для перекач­ки газа на дальние расстояния требуется огромная работа по сжатию газа турбинами большой мощности. Например, уста­новленные мощности «Газпрома» по перекачке газа до западной границы на расстояние 3 тыс. км составляют 45 млн кВт.

Основным документом, в соответствии с которым функци­онирует в настоящее время газовая отрасль России, является Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федера­ции», согласно которому система газоснабжения, промыслы, диспетчеризация являются единым народнохозяйственным комплексом. В перспективе из состава ОАО «Газпром» может быть выделена дочерняя транспортная компания, услуги ко­торой по транспортировке станут прозрачными, а доступ к трубе — недискриминационным.

Цены на газ в России значительно отличаются от цен на дру­гие виды топлива и цен на газ на европейском рынке. Тактика компенсации кризисных явлений в экономике за счет газовой отрасли привела к тому, что на российском рынке газ, как то­вар, выпадает из сферы рыночной экономики. С января 2004 г. оптовые цены на газ для разных регионов России установлены в пределах от 20 до 40 долл, за 1 тыс. м³. Экспортная цена про­дажи газа на границе Западной Европы в 5—10 раз дороже. Из- за протяженности маршрутов транспортировки природного газа до границы со странами Западной Европы доля транспор­тных расходов достигает 40 долл, за 1 тыс. м³ газа.

Формулировка закона «О газоснабжении в РФ» не содержит прямых предписаний по формированию разных ценовых сег­ментов газового рынка, однако предусматривает принципы государственной ценовой политики в области газоснабжения. К этим принципам, в частности, относится:

• месторож­дений газа, добычи, транспортировки, хранения и поставок газа:
• предоставление налоговых льгот организациям, осваива­ющим месторождения газа в отдаленных, труднодоступных районах, а также осуществляющим транспортировку добыто­го из этих месторождений газа.

Подготовленный Государственной Думой РФ законопроект «О магистральном трубопроводном транспорте» предусматри­вает следующие основные принципы государственной поли­тики в области трубопроводного транспорта углеводородов:

• осуществление государственной поддержки, направлен­ной на достижение эффективного и безопасного функциони­рования систем магистральных трубопроводов в целях разви­тия экономики и обеспечения энергетической безопасности России:
• установление правил доступа к услугам систем магист­рального трубопроводного транспорта для организаций, осу­ществляющих добычу и поставки углеводородов:
• государственное регулирование норм и правил по обеспе­чению промышленной и экологической безопасности функци­онирования систем трубопроводного транспорта.

Список использованных источников

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Уфа. ООО «Дизайн Полиграф Сервис» 2007-544 с.
2. Язев В.А, Тетельмин В.В. «Магистральные нефтегазопроводы». – М.: 2021-351 с.
3. Язев В.А., Тютюнник Основы нефтегазового дела. — М.: 2021-720 с.