авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 |
-- [ Страница 1 ] --

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «СЕВЕРНЫЕ МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ»

VIII НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ

МОЛОДЁЖИ ОАО «СЕВЕРНЫЕ МН»

20 – 22 ноября 2007 г.

МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ

УХТА, 2007

УДК 04 (061.3)

К 65

VIII научно-техническая конференция молодёжи ОАО «Северные МН» [Текст]:

материалы конф., г. Ухта, 20-22 нояб. 2007 г. / под ред. О.В. Чепурного. – Ухта:

УГТУ, 2007. – 72 с.

ISBN 978-5-88179-484-2 В сборнике представлены материалы VIII научно-технической конференции молодёжи ОАО «Северные МН» (20-22 ноября 2007 г.). Рассмотрены актуаль ные проблемы по направлениям: проектирование, строительство, эксплуатация и реконструкция магистральных нефтепроводов;

механо-энергетическое обору дование, защита от коррозии;

автоматизация систем управления технологиче скими процессами и связь;

промышленная, пожарная, экологическая безопас ность, охрана труда;

метрология, диспетчеризация, товарно-транспортная рабо та;

экономика, управление и правовые вопросы в сфере трубопроводного транспорта нефти.

Редакционная группа: Федоров В.Т.

Безродных И.А.

Кузнецов С.Е.

Чепурная А.В.

© ОАО «Северные магистральные нефтепроводы», ISBN 978-5-88179-484- Уважаемые участники VIII научно-технической конференции молодёжи ОАО «Северные МН»!

С 2000 года в ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» проводятся научно-технические конференции среди молодых специалистов. Год от года увеличивается число участников конференции, работников ОАО «СМН» и студентов. При этом требования к качеству пред ставленных научных докладов постоянно растут.

АК «Транснефть» активно развивается, наращивая объёмы строитель ства трубопроводной системы в восточном и южном направлениях. Укрепляя свою экономическую мощь, Компания нуждается в молодых специалистах, нацеленных на решение нестандартных производственных задач, умеющих видеть перспективу и радеющих за своё предприятие.

Научные форумы, которыми являются НТКМ, призваны повысить профессиональную и научную активность молодёжи, и с этой целью они успешно справляются. Уверен, что идеи и разработки, озвученные в секциях конференции, найдут свое практическое применение, что непременно ска жется на экономической эффективности предприятия.



Ежегодно издаваемый сборник материалов научно-технической конфе ренции поможет каждому из участников получить представление о пробле матике исследовательских работ, характере материала, позволит исключить возможность повторения заявленной темы.

От имени коллектива ОАО «Северные МН» и от себя лично поздрав ляю всех участников с открытием VIII научно-технической конференции мо лодёжи.

Желаю вам уверенности в своих силах и заинтересованных слушате лей, удачи, новых знакомств, справедливой оценки коллег. А победителям – достойно представить свои работы на заключительном этапе конференции.

Генеральный директор ОАО «Северные МН» О.В. Чепурной ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СТРОИТЕЛЬСТВО, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ УДК 622.692.4.07:620.197;

621. Материалы XXI века Брызгалов Д.А.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Предприятия нефтегазовой отрасли во всех странах имеют большое экономическое и стратегическое значение и строятся в расчете на многолет нюю эксплуатацию. Металлоконструкции и оборудование нефтегазовых предприятий эксплуатируются в сложных условиях, характеризующихся вы сокой коррозийно-эрозийной агрессивностью рабочих сред (технологические жидкие и газообразные среды, нефть и нефтепродукты и т.п.). Ремонт подоб ных сооружений требует больших затрат и крайне осложнён необходимо стью их вывода из технологического цикла, а также характерной для них территориальной удаленностью.

Проблема предотвращения развития коррозии наиболее актуальна для нефтяной и газовой промышленности, отказы объектов которой часто связа ны с взрывами, возгоранием, выбросом углеводородного сырья, разливом нефтепродуктов, что наносит значительный экономический и экологический ущерб, а в ряде случаев сопровождается человеческими жертвами. Борьба с коррозией представляет собой комплекс задач, включающих коррозионный мониторинг, создание оборудования в коррозионностойком исполнении и поддержание его надежности при эксплуатации.

Наиболее широко распространенным способом защиты металлических конструкций от коррозии является применение лакокрасочных материалов.

Правильный выбор покрытий позволяет максимально продлить сроки их службы и снизить эксплуатационные затраты. В связи с этим, главное требо вание к защитным покрытиям для объектов нефтегазового комплекса – спо собность обеспечить максимальную долговечность конструкции.

Целью работы является предложение решения проблем коррозийной защиты путём применения новой отечественной разработки – комплексной антикоррозийной защитной системы АРГОФ.

Предлагаемое покрытие обладает отличными защитными и эксплута ционными показателями:

универсальность нанесения покрытия (металл, бетон, дерево);

пониженные требования к подготовке поверхности и условиям для окраски: возможность нанесения на корродированную поверхность, возможность нанесения в интервале температур от - 10 до + 35 °С;

высокая термоустойчивость (рабочие температуры в интервале от - до + 230 °С);

полная инертность к действию нефтепродуктов;





устойчивость ко многим химически агрессивным средам (растворы кислот и щелочей, сернистый газ, соляной туман, калийные среды, морская вода и т.д.);

адгезия к различным материалам на уровне 1 балла;

длительный срок службы покрытия (в зависимости от среды 5-50 лет);

ремонтопригодность;

высокая гидрофобность (не впитывает в себя воду);

высокая абразивно- и износостойкость;

низкая цена (в сравнении с отечественными и зарубежными материа лами такого уровня).

Уже сейчас антикоррозионное покрытие на основе системы АРГОФ успешно решает проблему коррозии в различных отраслях промышленности:

нефтегазовый комплекс (резервуары для хранения нефти, нефтепро дуктов и пластовой воды, трубопроводы, нефтепромысловое оборудо вание, морские платформы);

химическая промышленность;

судостроение (нефтяные танкеры, сухогрузы для перевозки агрессив ных сред);

электромашиностроение и электроэнергетика (подстанции, опоры ЛЭП, пропитка и окраска электродвигателей, турбогенераторов);

Отличные защитные свойства антикоррозийного покрытия на основе системы АРГОФ подтверждены протоколами испытаний:

ЗАО Центральный ордена Трудового Красного Знамени научно исследовательский и проектно-конструкторский институт морского флота - покрытие АРГОФ рекомендовано для применения при постройке, экс плуатации и ремонте судов;

- покрытие АРГОФ рекомендовано для защиты от коррозии и повыше ния огнестойкости резервуаров и цистерн для хранения нефти и нефте продуктов.

ФГУП Государственный научно-исследовательский институт граждан ской авиации - покрытие АРГОФ рекомендовано для защиты внутренней поверхности цистерн для перевозки реактивного топлива РТ-1 и др.

ООО ПермНИПИнефть - эмаль АРГОФ-ЭП рекомендована для антикоррозионной защиты нефтяных резервуаров и резервуаров водоподготовки.

Ввиду столь высоких физико-химических показателей, имеет смысл провести аттестационные испытания покрытий АРГОФ на соответствие тех ническим требованиям «Правил антикоррозийной защиты резервуаров» и «Правил антикоррозийной защиты надземных трубопроводов, конструкций и оборудования объектов магистральных нефтепроводов» для использования в качестве системы антикоррозийной защиты на объектах трубопроводного транспорта нефти.

УДК 622.692.2-715. Предотвращение накопления и размыв донных отложений в стальных резервуарах Егорина Л.Н.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В процессе эксплуатации резервуаров для хранения нефти в их донной части скапливаются (отлагаются) конгломераты в виде смеси твердых и аморфных образований, которые состоят из механических частиц и «тяже лых» углеводородных соединений: парафинов, битумов, смол и асфальтенов.

Количество донных отложений при многолетней эксплуатации резервуара может достигать 15 % от его объема, что снижает полезную вместимость ре зервуара и приводит к коррозионному разрушению днища.

Для борьбы с отложениями парафина в настоящее время широко ис пользуются устройства предотвращения и размыва осадка (размывочные го ловки, устройства «Диоген», «Тайфун» и т. д.).

Для предотвращения выпадения осадков в резервуарах устанавливают специальные устройства – размывочные головки или гидравлическую систе му размыва донных отложений.

Предотвращение накопления и размыв парафинистого осадка на дне резервуара также может осуществляться с помощью системы размыва и предотвращения накопления парафинистого осадка в нефтяных резервуарах.

Эта система состоит из насосного агрегата, группы веерных кольцевых со пел, обвязывающих их трубопроводов, задвижки, фильтра, манометра.

В процессе эксплуатации описанных выше гидравлических систем размыва донных отложений выяснилось, что их эффективность не достаточна. Со временем трубопроводы системы разрушаются, подвижные части сопел засоряются, теряют подвижность, снижая эффективность размы ва. Проведение работ внутри резервуара опасно, трудоемко и требует значи тельных материальных затрат.

В конце 80-х годов начал применяться другой способ размыва донных отложений, который заключался в том, что весь объем нефти внутри резер вуара приводился в интенсивное движение с помощью специальных устройств путем формирования направленного потока нефти, меняющего свое направление. В этих устройствах струя нефти создается с помощью специального винта. В зависимости от его конструкции получают короткую расширяющуюся струю с большой опорной площадью и малой скоростью или длинную узконаправленную струю малого поперечного сечения с боль шой скоростью потока (устройства типа «Диоген», «Тайфун»).

Резервуары различного производства, эксплуатируемые в Германии, США, Канаде и других странах, оснащены стационарными винтовыми устройствами размыва, которые периодически включаются в работу. Срав нивая технико-экономические показатели отечественных и зарубежных устройств размыва донных отложений в резервуарах с нефтью, можно сде лать вывод, что отечественное устройство «Диоген-700» не уступает лучшим зарубежным аналогам, а его применение наиболее выгодно по стоимости.

УДК 621.64:620.197. Восстановление дефектных элементов и деталей трубопроводных систем методом железнения Первых А.В.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Трубопроводный транспорт является одним из наиболее развитых ви дов транспорта жидких и газообразных углеводородов. Существующая си стема магистральных трубопроводов обеспечивает транспорт нефти и газа потребителям России, странам СНГ и Западной Европы. Безопасная эксплуа тация трубопроводных систем зависит от множества факторов, основным из которых является своевременное и качественное проведение различного вида ремонтов. Трубопроводные системы изнашиваются, и задача обеспечения высоконадежного и безопасного транспорта углеводородов в условиях дефи цита финансовых и материальных ресурсов может быть эффективно достиг нута только за счет перехода на выборочные методы ремонта.

Существующие технологии выборочного ремонта локальных участков трубопровода предусматривают проведение большого объема работ, что зна чительно увеличивает сроки выполнения и их стоимость. Технико экономические показатели проведения выборочного ремонта трубопровода ещё более ухудшаются в зимний период, особенно в условиях Крайнего Се вера.

Таким образом, разработка современного метода выборочного ремонта, для увеличения срока службы элементов и деталей трубопроводов путем восстановления прочности металла, является актуальной задачей.

Ремонт локального дефекта стенки трубопровода с использованием ме тода электролитического наращивания металла на поврежденные участки поверхности, путем образования в растворах солей, кислот и щелочей (элек тролитов) при прохождении через них постоянного электрического тока за ряженных частиц – ионов. Это метод твердого осталивания или железнения, при восстановлении рабочих параметров деталей различного назначения.

УДК 622.692.4:621.792.8- Усовершенствование конструкции герметизатора «Каймана»

Крюков П.В.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

При вырезке дефектов и замене участков на линейной части маги стрального нефтепровода необходимо быстро и качественно произвести гер метизацию полости трубопровода.

Герметизатор может выполнять следующие задачи:

- герметизация полости нефтепровода;

- удержание статического давления;

- повторное использование герметизатора после проверки технического состояния его составных частей;

- очистка трубопровода при движении герметизатора.

Основной рабочей поверхностью герметизатора является герметизиру ющая оболочка, которая в процессе эксплуатации может быть повреждена.

Ремонт герметизатора производится на заводе Транснефтемаш г. Вели кие Луки, закупка герметизирующего элемента на ЗАО «Томский завод элек троприборов». На ремонт герметизатора, который мы рассматриваем в дан ной работе, было затрачено 239516 руб. Сам ремонт занял около двух меся цев. В связи с этим, хотелось бы предложить производить закупку запасных частей и производить ремонт герметизатора силами Вологодском РНУ, что приведёт к снижению затрат и срока проведения ремонта.

Также в своей работе я хочу предложить усовершенствование кон струкции герметизатора «Кайман».

Так как для замены герметизирующей оболочки необходимо разбол тить 48 болтов, предлагаю заменить болтовое крепление обжимными коль цами, которые будут крепиться на 4 шпильках, что снизит время ремонта и обеспечит простоту замены повреждённой герметизирующей оболочки гер метизатора.

УДК 622.692.4:621.643.23;

620. Разработка критериев оценки состояния материала трубопроводов по микротвердости Канева М.И., Чемыртан Н.Г.

Ухтинский государственный технический университет Основной задачей нефтегазотранспортных предприятий является надежная и безопасная эксплуатация трубопроводов.

Чаще обычного аварийные разрушения трубопроводов связаны не только с коррозией, но и с изменением текущего функционального состояния металла труб.

Среди неразрушающих методов оценки структурного состояния метал ла действующих нефтегазопроводов весьма перспективен метод измерения твердости с малой нагрузкой (ТМН). По своим задачам этот метод наиболее соответствует методу измерения микротвердости.

Разработка методики по оценке структурного состояния металла дей ствующих нефтегазопроводов методом твердости с малой нагрузкой и явля ется целью настоящей работы.

Для исследования были отобраны образцы трубной стали 17Г1С раз личных заводов-производителей. Проведены испытания на растяжение, в ре зультате чего определены характеристики основных механических свойств металла. Выполнена металлография структуры образцов стали. Проведены испытания на твердость под действием нагрузки В ходе испытаний измеряют микротвердость поверхности образца в нескольких областях и рассчитывают средние числа ТМН. Построены гра фики изменения средних значений твердости при малых нагрузках в услови ях одноосного нагружения. Установлены важные выводы: во-первых, под тверждена правильность выбора прибора и метода измерения твердости при малых нагрузках (он оказался чувствительным к изменению состояния спла ва 17Г1С, в данном случае – к напряженному), о чем свидетельствует изме нение средней твердости в процессе нагружения;

во-вторых, данные, полу ченные в разных областях образца различны, как и напряженное состояние, следовательно, можно сделать вывод о приемлемой разрешающей способно сти метода.

Кроме средних чисел ТМН были определены статистические показате ли результатов измерения на каждом шаге нагружения в каждой области. В результате их анализа установлено, что из всех перечисленных показателей наибольшую корреляционную зависимость с величиной приложенных нагру зок имеет дисперсия выборки ТНМ. Построены графики зависимости дис персии от напряжений в образце.

Результатом лабораторных испытаний стали следующие научно практические выводы: во-первых, по показаниям микротвердости можно оценить напряжения в металле трубопроводов, во-вторых, можно устано вить, ниже эти напряжения физического предела текучести или нет, в третьих, определить испытывал ли металл в прошлом пластические дефор мации, в-четвертых, оценить его пластические свойства.

УДК 622.692.4:658.382. Эксплуатация опасных производственных объектов магистрального транспорта нефти по их действительному техническому состоянию Гановский А.Е.

ООО "Фирма "Севертехдиагностика" Системный кризис экономики страны, породивший технические и фи нансово-экономические проблемы, связанные заменой выработавшего свой ресурс основного промышленного оборудования, требовал поиска новых решений в области технической диагностики и неразрушающего контроля.

В указанных условиях одним из самых привлекательных методов НК оказался метод акустической эмиссии (АЭ). Опыт применения данного мето да показывает, что существующая технология позволяет выявлять не только трещиноподобные дефекты, но и коррозионные повреждения и зоны пласти ческой деформации. Важнейшим преимуществом является способность об наруживать как недопустимые повреждения внутренней структуры материа ла, так и дефекты, ещё не достигшие критического размера, но имеющие тенденцию к развитию.

Тем не менее, прогноз разрушения объекта с развивающимся дефектом по данным акустической эмиссии представляет собой достаточно нетриви альную проблему. Даже применяя дополнительный дефектоскопический контроль традиционными методами (ультразвуковым, рентгеновским, маг нитным и т.п.), зачастую можно лишь констатировать превышение геомет рических размеров дефекта браковочного уровня, но не степень его опасно сти. Это связано с тем, что традиционные методы проводят оценку опасности дефекта по косвенным признакам и ничего не говорят о том, на какой стадии развития находился дефект в момент проведения АЭ контроля.

На современном уровне развития АЭ метода существуют только два решения, позволяющие осуществлять безопасную эксплуатацию производ ственного объекта, имеющего дефект. Для уверенного прогнозирования раз вития дефектов необходим либо непрерывный мониторинг, либо регулярный периодический контроль.

Регулярный контроль имеет тот недостаток, для его проведения требу ется значительный объём подготовительных работ, зачастую превышающий стоимость собственно диагностики.

Стационарные системы контроля (комплексы мониторинга) лишены вышеуказанного недостатка и позволяют осуществлять непрерывный кон троль и прогнозирование технического состояния опасных объектов.

В предлагаемом докладе рассматриваются вопросы построения систем мониторинга на опасных производственных объектах магистрального транс порта нефти и, как следствие, переход к эксплуатации данных объектов по их действительному техническому состоянию.

УДК 622.692.4- Альтернативные методы очистки внутренней полости МН от АСПО Кораблёв А.Д.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

При эксплуатации МН важным моментом является поддержание за данного проходного сечения. Это достигается путем удаления асфальто парафинистых отложений (АСПО) с внутренней поверхности трубопровода.

На сегодняшний день для удаления АСПО используется промывка участков трубопроводов перекачиваемой нефтью, однако этот способ не поз воляет эффективно бороться с отложениями. Также проводится механиче ская очистка внутренней полости МН путем периодических пропусков очистных устройств (ОУ).

При этом имеется масса недостатков, таких как высокая трудоемкость процессов пуска и приема ОУ, необходимость внесения корректировок в ре жим работы МН, сложности дренажа нефти из камеры приема в зимнее вре мя и другие.

Альтернативой механической очистке может выступать использование удаляющих АСПО веществ. Данный метод наряду с высокой эффективно стью более технологичен и менее вреден с экологической точки зрения.

Весьма перспективными с этой точки зрения выглядят металлосодер жащие ПАВ, общей формулой Ме-(R-СОО)n, представляющие собой соли жирных кислот, где R – углеводородный радикал, содержащий 6 – 9 атомов углеводорода.

Использование подобных присадок может дать комплексный эффект:

- существенное снижение парафиноотложения во внутренней полости МН, технологических трубопроводах и резервуарах;

- улучшение реологических свойств нефти за счет ингибирования об разования парафинами объемной кристаллической решетки;

- снижение потерь УВ при «малом» и «большом» дыханиях резервуа ров, за счет уменьшения ДНП нефти.

Особенно перспективно выглядит использование таких ПАВ при стро ительстве новых МН в приполярных областях для повышения надежности, технологичности и экологичности процесса транспорта нефти.

УДК 629.056. Применение спутникового GPS навигатора в условиях работы ЛЭС Кабаев Н.В.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В условиях работы линейной эксплуатационной службы возникает необходимость в точных измерениях расстояния и поиске требуемого участ ка как на местности, так и на МН. Поиск дефектных участков МН, как один из видов работ производимых ЛЭС, требует использования измерительного приспособления.

Для выполнения производственных задач ЛЭС предлагаю использовать спутниковый GPS навигатор.

Для поиска требуемого участка или точки необходимо внести в навига тор отправную точку текущего местоположения (координаты вносятся авто матически), затем, продвигаясь в направлении требуемого участка (направ ление указывается на дисплее), наблюдаем за цифровым отображением рас стояния на дисплее.

В качестве источника питания прибора используются две батарейки типа АА. После включения прибора GPS приемник начинает проводить по иск спутников для расчета местоположения.

Прибор имеет широкий спектр применения в позиционировании в условиях трассы. Его использование существенно улучшит качество произ водства работ и сократит время на их выполнение.

УДК 622.692.4:622.278-6(470.1/.2) Аналитический обзор основных достижений в области технологии транспорта вязкой нефти и нефтепродуктов в осложнённых условиях северных широт Булейко В.В.

Ухтинский государственный технический университет 1. В настоящее время в большинстве промышленно развитых стран существует тенденция увеличения добычи парафинистых и высоковязких нефтей, а также производства высоковязких и быстрозастывающих нефте продуктов, вследствие чего все большее внимание уделяется проблемам, свя занным с их транспортированием по трубопроводам.

2. Один из самых распространённых способов снижения вязкости и уменьшение коэффициента гидравлического сопротивления – повышение температуры.

3. Осуществление способа «горячей» перекачки при попутном обогре ве нефтепровода или мазутопровода позволяет создать оптимальную темпе ратуру перекачки жидкости по всей длине трубопровода, обеспечить пуск и периодическую работу независимо от времени остановки, но в этом случае требуется обустройство его теплоносителем. В случае «горячей» перекачки трубопроводы оборудуют средствами путевого подогрева.

4. Для наиболее правильного выбора того или иного способа подогре ва, как показала зарубежная практика проектирования, сооружения и эксплу атации «горячих» нефтепроводов, при рассмотрении проектов и осуществле нии строительства «горячих» трубопроводов в каждом конкретном случае необходимо проводить тщательный технико-экономический анализ. На дан ный момент в качестве источников попутного подогрева широко распро странены жидкие и газообразные теплоносители (пар, горячая вода, масло, дымовые газы и т.п.).

5. В последние годы за рубежом стали применять различные способы электроподогрева высоковязких нефтей и мазутов.

6. В мировой практике применяются также и другие способы, обеспе чивающие нормальную работу трубопроводов, например с помощью добав ления разбавителей.

7. Более рациональным способом, чем перекачка с разбавителями, может оказаться применение специальных присадок, полученных из оста точных фракций первичной переработки легкой нефти.

8. Использование полимерных присадок позволило найти оптималь ный способ решения проблемы транспортирования нефти на одном из под водных промыслов в Мексиканском заливе.

9. Один из способов подготовки вязких нефтей и нефтепродуктов для трубопроводного транспорта – термообработка. Еще более существенный эффект достигается при сочетании термообработки с «горячей» перекачкой, в особенности в случае дальнего транспорта нефтепродукта.

10. В качестве хорошей перспективы за рубежом рассматривается воз можность обеспечения надежного режима транспортирования вязкой и вы соковязкой нефтей путем их предварительной структурной обработки с це лью изменения характеристики по вязкости.

УДК 665.613.22:665.7.038. Оптимизация ввода депрессорной присадки на основании данных, полученных в процессе изучения выпадения парафиновых отложений из нефти, транспортируемой по МН «Уса-Ухта-Ярославль»

Рочева Э.В., Кримчеева Г.Г.

Ухтинский государственный технический университет Строительство пункта подогрева на НПС «Чикшино» способствовало увеличению количества выпадающего из нефти парафина, приходящего из трубопровода вместе с очистным скребком на НПС «Синдор» и НПС «Ми кунь». Основными факторами, влияющими на выпадение парафина, являют ся физико-химические свойства перекачиваемой нефти, изменение темпера турного режима нефти во время движения по трубопроводу, содержание рас творенных газов, характер движения жидкости и др. Выпадение твердого па рафина из раствора происходит при температуре 12 - 20 °С, а расплавляется парафин при температуре 50 - 55 °С. Одним из условий образования парафи новых отложений является низкая температура, при которой уменьшается растворимость парафина в нефти. При снижении температуры нефть стано вится перенасыщенной, и из нее выпадают кристаллы парафина – на этом свойстве основан метод визуальной поляриметрической методики измерения температур насыщения нефтей парафинами. В результате проведения опыта получили, что температура массового выпадения парафина из Усинской нефти составляет 40 °С.

Дополнительно были проведены исследования по измерению темпера туры выпадения парафинов с помощью прибора для определения температу ры насыщения нефти парафином (ПТП – 1М). На основе полученных резуль татов был построен график, из которого следует, что парафин начинает вы падать при 42 – 43 °С. Так же были произведены расчеты по определению места наибольшего выпадения парафина, которые показали, что примерно на 63 км от НПС «Чикшино» отложения достигают максимальной толщины.

На участке НПС «Чикшино» - НПС «Ухта-1» выпадение парафина бу дет меньшим по отношению к другим участкам из-за небольшой удаленно сти от пункта подогрева на НПС «Чикшино». Выпадение парафина на участ ке НПС «Ухта-1» - НПС «Синдор» будет максимальным, так как на этот уча сток приходится место наибольшего оседания парафиновых отложений.

Участки НПС «Синдор» - НПС «Микунь» и НПС «Микунь» - НПС «Урдома»

так же характеризуются значительными отложениями парафина в связи с удаленностью от пункта подогрева, а также из-за более низких высотных от меток местности, по которым проходит трубопровод. Одним из направлений предотвращения парафинообразования и удаления уже образовавшихся от ложений является использование химических реагентов. Для перекачиваемой смеси нефтей в ОАО "СМН" совместно с РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина была создана депрессорная присадка ДПН-1 на базе отечественных сополи меров этилена с винилацетатом (этилен) и углеводородного растворителя (зимнее дизтопливо).

Таким образом, из вышеуказанных аспектов можно сделать вывод об оптимизации ввода модификаторов на участке НПС «Чикшино» - НПС «Ур дома»: на участках «Ухта-1» - «Синдор» и «Микунь» - «Урдома» необходимо вводить депрессорные присадки. На остальных участках ввод присадок ме нее необходим, а так как химические реагенты отличаются высокой стоимо стью, можно снизить расходы на их приобретение, если вводить их на опре деленных выборочных участках.

УДК 624. Влияние грунтовых условий площадки строительства на эксплуатацию зданий и сооружений нефтеперекачивающей станции Золотоус И.Г.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Надежная эксплуатация объектов магистральных нефтепроводов обу славливается качественным выполнением инженерно-изыскательских, про ектных и строительно-монтажных работ на всех этапах реализации проекта.

Типовые проекты по строительству НПС АК «Транснефть» предусмат ривают при строительстве зданий и сооружений устройство полов в помеще ниях на грунтовом основании, преимущественно – искусственном (использу емый грунт – привозной).

Грунтовое основание является важнейшим конструктивным элементом любого здания и сооружения, так как его отказ чаще всего приводит к выходу из строя всего сооружения, то есть сооружение становиться ненадежным [1].

В докладе проведен анализ состава грунтов площадки НПС «Таёжная»

по данным инженерных изысканий и условий строительства.

Анализ состояния полов при эксплуатации зданий НПС «Таёжная» в гарантийный период показал наличие различных дефектов.

Для выявления причин проблемы рассмотрены показатели, влияющие на состояние грунтов.

Рассчитаны глубины промерзания при различных температурах наруж ного воздуха и продолжительности их воздействия, а также построены гра фики зависимости, которые представлены в докладе.

Замечено, что при понижении температуры на 10 градусов за одинако вый промежуток времени глубина промерзания увеличивается на 10…20 см, но при этом с течением времени скорость промерзания замедляется. Причи нами замедления «процесса промораживания» являются теплофизические свойства грунта, которые уже на глубине 4…5 м показывают постоянную температуру грунта в любое время года.

Считается, что температура начала замерзания (Тbf) – это наивысшая и наиболее устойчивая температура, наступающая вслед за температурным скачком и обусловленная кристаллизацией наименее связной с минеральным скелетом воды в объеме грунта, охлажденного до температуры ниже нуля.

Тbf для разных грунтов различна (для песка 0о С, для глины = -0,5…-1,5о С) и зависит в основном от влажности [1].

В качестве итоговой оценки рассмотрена относительная деформация и высота поднятия ненагруженного основания.

В заключении определены причины локальных просадок полов зданий НПС «Таёжная», в качестве основной – недостаточный контроль за сохран ностью оснований в период отрицательных температур. Даны рекомендации по недопущению в дальнейшем подобных ошибок.

- hпр, м 2, - 2, - 1, - 1, - 0, Z, сут 0 30 60 90 Рис. 1. Зависимость глубины промерзания суглинков от количества суток с отрицательной температурой воздуха началазамерзания Тbf, оС - Температура - - - 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 Влажность W, % Рис. 2. График температуры начала замерзания грунта в зависимости от влажности Литература 1. Симягин В.Г. Основания и фундаменты. Проектирование и устрой ство: Учеб. пособие / В.Г. Симягин. – М.: Издательство Ассоциации строи тельных вузов, 2007. – 496 с.: ил.

2. ОАО «Гипротрубопровод». «Увеличение пропускной способности магистрального нефтепровода «Уса-Ухта» до 23,3 млн. т/год». Инженерные изыскания. НПС «Таежная». Технический отчет. Г.0.000.0801-СМН/ГТП 0478/0.02.000-И. Часть 1. 2004.

3. Белецкий Б.Ф. Технология и механизмы строительного производ ства: Учебник / Б.Ф. Белецкий. – изд. 3-е. – Ростов н/Д: Феникс, 2004. – 752 с.

МЕХАНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ УДК 658.26:620. Применение энергосберегающих технологий в системах теплоснабжения Лашков В.В.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В настоящее время все больше уделяется внимание энергосберегаю щим технологиям во всех областях жизнедеятельности. С появлением циф ровых систем автоматики и современных исполнительных механизмов в си стемах управления и регулирования, появились возможности создания прин ципиально новых систем, обладающих большими возможностями. Наряду с системами автоматики все более широкое применение получают преобразо ватели частоты для частотного регулирования скорости вращения асинхрон ных и синхронных электродвигателей малой и средней мощности. Также, наряду с уже известным оборудованием, на рынке постоянно появляется но вое оборудование, позволяющее более широко использовать возможности автоматики в области энерго и ресурсосбережения. Все это дает широкие возможности для решения множества вопросов в отношении экономичности, безопасности и надежности производства.

В области теплоэнергетики так же накопилось немало вопросов, на ко торые можно найти ответ благодаря новым технологиям. Это вопрос о спо собе регулирования количества тепловой энергии, отдаваемой потребителю, и вопрос о разделении циркуляционных контуров котельных и потребителей тепловой энергии с применением пластинчатых теплообменников. При ре шении этих вопросов необходимо обращать внимание на решение задач как теплоснабжения, так и горячего водоснабжения.

Одним из решений энергосбережения в системах теплоснабжения яв ляется максимальное приближение к потребителю первичных источников энергии, что позволяет минимизировать потери тепловой энергии. Еще од ним способом энергосбережения является многоуровневая система регули рования отопления. В последнее время широкое распространение получила двухконтурная система теплоснабжения с постоянной температурой тепло носителя в тепловой сети и установкой домовых теплообменников. Еще од ним примером системы теплоснабжения может служить двухконтурная си стема теплоснабжения с внутренним контуром котельной. Предлагается ре конструкция существующей системы теплоснабжения НПС «Зеленоборск» с организацией дополнительного контура на НПС и поселок Зеленоборск.

В результате реконструкции системы теплоснабжения НПС «Зелено борск» ожидается:

- уменьшение расхода таблетированной соли при эксплуатации установ ки водоумягчения;

- увеличение срока службы и межремонтного периода установки водо умягчения;

- увеличение ресурса котлов, за счет улучшения качества котловой воды;

- возможность раздельного регулирования теплоотдачи на НПС и по селке.

Все эти факторы следует учесть при оценке экономической эффектив ности проекта.

УДК 622.692.4:621.646.98- Устройство для сброса избыточного давления из полости под крышкой запорной арматуры, возникающего вследствие температурного расширения жидкости Гурьянов Д.С.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Современное предприятие по транспорту нефти располагает сложным комплексом сооружений и служб.

Сложный комплекс сооружений и служб должен соответствовать со временному уровню развития технологии транспорта нефти и обеспечивать бесперебойную работу предприятия.

Транспортировка нефти сопровождается значительными потерями, ос новной причиной которых является негерметичность различных соединений.

Одним из таких соединений является фланцевое соединение корпус крышка запорной арматуры, а в частности запорной арматуры надземного расположения.

Основной причиной разгерметизации соединения корпус-крышка за порной арматуры является разрушение прокладки из-за воздействия повы шенного давления (выше номинального) в полости под крышкой запорной арматуры в положении «закрыто».

Повышенное давление в полости под крышкой запорной арматуры возникает из-за температурного расширения жидкости, вследствие воздей ствия на арматуру прямых солнечных лучей в теплое время года.

В работе предложено устройство (клапан) для сброса избыточного дав ления из полости под крышкой запорной арматуры, возникающего вслед ствие температурного расширения жидкости.

Клапан устанавливается в полость арматуры на внутренний патрубок и соединяет полость под крышкой запорной арматуры с полостью трубопрово да.

Клапан состоит из:

- корпуса, в котором находится седло;

- запорного органа (шарик);

- пружины;

- верхней и нижней крышек.

На входном и выходном отверстиях клапана установлены сетки, кото рые служат для предотвращения попадания в клапан посторонних предметов.

Клапан настроен на номинальное давление запорной арматуры. При повышении давления в полости под крышкой запорной арматуры выше но минального происходит открытие клапана, и избыточное давление сбрасыва ется в полость трубопровода, что предотвращает разрушение прокладки фланцевого соединения корпус-крышка запорной арматуры.

В работе произведены расчеты усилия пружины и расчеты на проч ность элементов клапана.

УДК 621.182. Модернизация системы химводоподготовки котельной филиала ОАО «Северные МН» БПТОиК Шледин А.О.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В настоящее время в теплоэнергетике очень большое внимание уделя ется химводоподготовке и водоочистке. Это связано непосредственно с не удовлетворительным качеством исходной воды для подпитки сетевой воды.

Химводоподготовка котельной филиала ОАО «Северные МН» БПТО иК имеет только одну ступень обработки подпиточной воды – это умягчение, т.е. удаление солей жесткости. Но из-за большого содержания железа в ис ходной воде, катионит, применяемый в качестве реагента в фильтрах умягчителях, быстро теряет свои обменные свойства, что приводит к его ежегодной замене.

Выходом из сложившейся ситуации является установка обезжелезыва телей воды, которые не только понизят содержание железа в исходной воде до требований СанПиН, но и продлят срок службы катионита.

Основная задача состоит в том, чтобы железо, находящееся в воде в растворенной форме Fe2+, перевести в нерастворимую – Fe3+.

Существуют несколько путей обезжелезывания воды:

- безреагентное окисление (аэрация);

- ионный обмен;

- мембранные методы;

- каталитическое окисление (реагентное) с последующей фильтрацией.

Последний способ является наиболее эффективным и менее затратным, и в зависимости от применяемой фильтрующей среды может требовать или не требовать химических реагентов для ее регенерации.

Но борьба с содержанием железа в подпиточной воде является недо статочным условием обеспечения требуемого качества сетевой воды. Необ ходимо улучшать и постоянно поддерживать ее показатели. В этой ситуации современным выходом является установка магнитного шламоотводителя на обратном трубопроводе тепловой сети перед котлом. Это не только позво лить снизить содержание железа и цветности в циркуляционной воде, но продлит срок службы котлов, тепловых сетей и другого теплоэнергетическо го оборудования, т.к. магнитный шламоотводитель ограничивает процесс коррозии, улавливает минеральные и органические частицы, предотвращает образование накипи и удаляет ее с поверхностей нагрева, если она уже имеется.

Модернизация системы химводоподготовки котельной в целом приве дет к:

1. приведению показателей подпиточной и сетевой воды к нормируемым;

2. продлению срока службы эксплуатируемого теплоэнергетического оборудования без капитальных ремонтов;

3. уменьшению затрат на замену фильтрующего элемента (катионита) установок водоумягчения котельной;

4.уменьшению затрат на проведение ежегодной промывки систем отопления зданий.

УДК 622.692.4- Модернизация клапана пружинного предохранительного СППК4-200- Чипиго А.В.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Одним из самых ненадежных и недолговечных узлов клапана пружин ного предохранительного является сопло. Это объясняется тем, что посадоч ная поверхность сопла постоянно подвергается эрозии со стороны механиче ских примесей, содержащихся в нефти, а также ее коррозионным воздей ствием.

Герметичности затворов предохранительных клапанов уделяется осо бое внимание, так как предохранительные клапаны часто являются источни ками утечек вредных продуктов. Кроме загрязнения атмосферы, эти утечки приводят к потерям ценных продуктов.

Для обеспечения условия размыва или срыва парафинового слоя на седле клапана и его тарелки в месте контакта необходимо обеспечить турбу лентный режим течения нефти при больших значениях числа Рейнольдса.

Целью доклада является установка завихрителя на входе в клапан предохранительный для предания потоку турбулентного режима течения.

Это обеспечит промывку посадочной поверхности сопла и улучшит герме тичность клапана.

В докладе произведен анализ функционального назначения и конструк тивного исполнения сопла. Произведен анализ основных параметров, осо бенностей эксплуатации, конструктивных недостатков.

Предложена конструкция завихрителя, состоящего из двух втулок и лопаток, расположенных под определенным углом, который устанавливается на входе в клапан.

Завихритель создает необходимый турбулентный поток и обеспечивает смывание парафинового слоя, образующегося на уплотнительной поверхно сти сопла при его неоднократном срабатывании.

Рассмотрены монтаж, техническое обслуживание, хранение и утилиза ция клапана предохранительного.

Произведен расчет завихрителя, а также рассчитано количество предо хранительных клапанов, необходимых для нормальной работы нефтепровода.

Произведен расчет снижения выбросов в атмосферу и сокращения по терь нефти за счет установки модернизированных клапанов на площадке.

Рассчитаны экономические показатели эффективности от внедрения модернизированного клапана пружинного предохранительного. Анализ ре зультатов расчетов показывает, что увеличение прибыли происходит за счет значительного увеличения срока службы, уменьшения затрат на ремонт и снижения эксплуатационных затрат.

УДК 622.276.5.054.3:681.518. Диагностика насосных агрегатов магистральных нефтепроводов Забалуев И.М., Мартынов И.М., Филиппов А.В., Ягубов З.Х., Токарев В.В.

Ухтинский государственный технический университет В представленном докладе приводится структурная схема устройства, позволяющего повысить достоверность при диагностике состояния насосных агрегатов магистрального нефтепровода.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе диагно стики насосных агрегатов магистрального нефтепровода, включающем ис следования частотного спектра полученного сигнала и его интерпретацию, исследуемый сигнал получают непосредственно из нефтепровода, который является каналом передачи сигнала, затем анализируют динамику изменений спектра полученного сигнала и сравнивают его с частотой опорного сигнала, определяя неисправности насосных агрегатов.

В процессе эксплуатации центробежные насосные агрегаты, установ ленные в магистральных нефтепроводах, постоянно находятся в напряжённо деформированном состоянии, колёса и лопасти насосных агрегатов подвер гаются комплексному воздействию со стороны транспортируемой нефти. Из вестные способы и устройства, основанные на приёме акустических сигна лов, возбуждаемых в контролируемой конструкции в случае неисправности, имеют низкую чувствительность, обусловленную наличием помех при экс плуатации магистрального нефтепровода в реальных условиях и большой уровень затухания при передаче сигнала.

Известен также способ диагностики состояния элементов центробеж ного насосного агрегата, электропривода и электродвигателя, включающим в себя исследования вибрации и температуры в подшипниках вала электро привода насосного агрегата и их интерпретацию.

Этот способ позволяет осуществлять диагностику с высокой разреша ющей способностью, но, вследствие размещения датчиков непосредственно на валу электродвигателя, не позволяет получать информацию о состоянии колеса лопастей центробежного насосного агрегата. Поэтому предлагаемый способ по сравнению с известными техническими решениями является зна чительно усовершенствованным вариантом диагностики состояния насосных агрегатов.

Сравнение с прототипом показывает, что предложенный способ отли чается от известного тем, что необходимый сигнал, соответствующий коле баниям жидкости нефтепровода зафиксированным вибродатчиком, получа ется не с подшипников вала электродвигателя насосного агрегата, а непо средственно с нефтепровода, который является каналом распространения ко лебаний.

В предложенном способе введены дополнительные операции по опре делению возникающих в насосном агрегате дефектов.

Сущность предложенного способа заключается в следующем: исполь зуется другая, отличная от известных, форма передачи сигналов, и достигае мый технический результат по своей сути превышает функциональные воз можности известных решений.

УДК 622.692.4.076:620. Факторы, влияющие на снижение защитных свойств антикоррозионных покрытий подземных трубопроводов Волкова А.Н.

Ухтинский государственный технический университет Надежность и долговечность работы магистральных трубопроводов за висит от состояния противокоррозионной защиты, и в частности от состоя ния изоляционного покрытия.

К факторам, влияющим на снижение защитных свойств покрытий, отно сятся: грунтовые условия, температурный фактор, катодная поляризация и каче ство строительства.

Перемещение подземного трубопровода относительно окружающего его грунта, а также воздействие давления со стороны последнего, являются основными причинами возникновения напряжений, действующих на изоля ционное покрытие [1].

Неправильная эксплуатация трубопровода (резкий перепад температур перекачиваемого продукта, перекачка продукта с температурой выше про ектной, создание циклических температурных перепадов на стенках трубо провода в связи с сезонными изменениям, нестабильной работой установок по нагреву нефти и т.д.) также снижает защитные свойства покрытий.

Катодная поляризация может приводить к снижению защитной спо собности изоляционных покрытий, поскольку в зоне дефекта интенсифици руется процесс потери сцепления покрытия с трубой, т.е. процесс отслаива ния покрытия от края повреждения, который получил название "катодное от слаивание".

Долговечность и защитная способность покрытий зависят также и от качества изоляции, технологии ее нанесения и балластировки.

На основании вышесказанного можно сделать вывод, что для снижения вредного влияния этих факторов необходимо: применять качественные изо ляционные материалы, следить за качеством изоляции при транспортировке, хранении, приготовлении, нанесении, соблюдать технологию прокладки тру бопроводов, технологию и условия нанесения изоляции, не увеличивать по ляризационный потенциал выше допустимого ГОСТом, не перекачивать продукт с температурой выше проектной, не допускать резких перепадов температур перекачиваемого продукта, а также применять балластировочные устройства, не оказывающие механическое воздействие на покрытие.

Литература 1. Способы оценки состояния полимерного ленточного покрытия трас сового нанесения и назначение участков газопровода для переизоляции / А.С. Кузьбожев, Ю.А. Теплинский, Н.И. Мамаев, Э.В. Бурдинский // Обз.

инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – С. 5-9.

УДК 622.692.4.054-112. Оценка напряженно-деформированного состояния тройниковых соединений технологических трубопроводов Петров С.В.

Ухтинский государственный технический университет Одной из областей, где возможно применение оценки напряженно деформированного состояния, являются тройниковые соединения техноло гических трубопроводов.

Очень часто на технологических трубопроводах возникает необходи мость в устройстве различного рода ответвлений, для чего используются тройниковые соединения различных конструкции, представляющих собой сопряжение двух цилиндрических оболочек под прямым углом. Тройнико вые соединения применяются при подключении отводов к магистральным трубопроводам, при устройстве перемычек, на переходах трубопроводов че рез водные преграды в две и более ниток и, главным образом, при сооруже нии трубопроводов в зданиях и на территориях компрессорных и насосных станций.

Трубопроводные системы, работающие в условиях самокомпенсации, подвержены воздействию не только однократных загружений. При пуске и остановке, а также при изменении температуры транспортируемых продук тов трубопроводные системы подвергаются повторным загружениям и, сле довательно, в прямолинейных и криволинейных участках появляются пере менные напряжения.

Такие условия эксплуатации могут вести к изменению параметров ме ханических свойств материала за счет проявлений деформационного старе ния и усталостных процессов.

На основе результатов тензометрии, было выяснено существенное раз личие в величинах деформаций в разных местах сложных трубных элемен тов. Это подтверждается разным ходом прямых приращения деформации в каждом конкретном месте установки тензодатчика. Как показал проведенный анализ, метод тензометрии достаточно точен, что подтверждается проведен ным расчетным анализом подобного трубного узла.

Литература 1. Красулин И.Д. Напряженное состояние и несущая способность тройниковых соединений / И.Д. Красулин // Строительство трубопроводов. – 1964. – №10. – С. 5–24.

2. Красулин И.Д. О напряженном состоянии тройниковых соединений после пластического деформирования / И.Д. Красулин. // Сб. трудов ВНИИСТ. – Советское радио, 1971. – С. 382–392.

3. Зацепин В.В. Анализ методов расчета напряженного состояния тройникового соединения трубопровода // Обз. инф. Сер. Транспорт и под земное хранение газа /В.В. Зацепин. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 52 с.

УДК 622.692.4.053:621. Применение самонесущих изолированных проводов при реконструкции электроснабжения линейной части магистрального нефтепровода “Ухта-Ярославль” (технологического участка “Ухта-Приводино”) Пигулин С.В.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В настоящее время при строительстве новых и реконструкции суще ствующих линий электропередач значительное внимание уделяется приме нению самонесущих изолированных проводов, так как одним из современ ных требований, предъявляемых к строительству и реконструкции высоко вольтных линий электропередач, является применение самонесущих изоли рованных проводов.

Провода СИП предназначены для передачи и распределения электри ческой энергии в воздушных силовых и осветительных сетях на напряжение от 0,6/1 кВ (СИП-1A;

2A;

4;

5) и до 20 кВ (СИП-3).

Преимущественная область применения СИП: для магистральных воз душных линий электропередач и ответвлений к вводам в жилые дома, хозяй ственные постройки.

Перед традиционными неизолированными проводами самонесущие изолированные провода имеют ряд преимуществ: обладают высокой надеж ностью в обеспечении электрической энергией, простотой монтажных работ, возможностью подключения новых абонентов под напряжением, без отклю чения остальных от энергоснабжения, и как следствие, сокращение сроков ремонта и монтажа. Все эти преимущества делают предпочтительным при менение провода СИП при реконструкции электроснабжения линейной части магистрального нефтепровода «Ухта-Ярославль».

УДК 622.692.4:620.193/. Контроль коррозионного состояния нефтепроводов Можаров А.Г., Безуглов А.А.

Ухтинский государственный технический университет Концепция безопасной эксплуатации и продления срока службы маги стральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» предусматривает полу чение полной информации о техническом состоянии системы трубопроводов при помощи интегрированного четырехуровневого диагностического кон троля.

Контроль осуществляется методами внутритрубной диагностики с определенной периодичностью, несколькими видами внутритрубных снаря дов (ВИС).

Проведение инспекций выполняется в определенном порядке:

На первом этапе – производится первичное обследование участков нефтепровода по соответствующим типам дефектов каждым типом ВИС.

Второй этап – осуществляется в течение 3 лет после первичной диагно стики тем же типом ВИС для определения изменения параметров дефектов и особенностей стенки трубы.

Третий этап – предполагает выполнение периодических внутритруб ных обследований каждого участка МН по соответствующим типам дефек тов с интервалами в 3 – 6 лет. Задачами повторных инспекции являются: об наружение новых особенностей;

уточнение и подтверждение старых особен ностей;

анализ выполненных ремонтов с заменой трубы и изоляции;

анализ выборочного ремонта дефектов, выявленных при предыдущих инспекциях;

регистрация изменений в состоянии линейной части трубопровода со време ни прошлого обследования.

После окончания прогона по участку трубопровода и извлечения де фектоскопа из камеры приема, информация считывается из накопителей и поступает на обработку.

Особенности, зарегистрированные при предыдущей инспекции, по данным повторной, могут быть подтверждены, не подтверждены, устранены полностью, отремонтированы, разбиты на несколько групп.

Все обнаруженные особенности заносятся в «Журнал дефектов, соеди нительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенно стей».

На заключительном этапе обработки формируются «Журнал особенно стей», «Журнал раскладки труб», на весь продиагностированный участок трубопровода. Тщательно выверяется расположение маркерных пунктов и составляется список точек – ориентиров, в который входят задвижки линей ной части, вантузы, маркерные пункты, установленные на местности и за фиксированные прибором. При повторных пропусках ВИП привязка к одним и тем же маркерным пунктам даст возможность идентифицировать любой обнаруженный дефект и сравнить нынешнее состояние с прошлым его со стоянием. Это представляется важным для оценки скорости развития дефек тов нефтепровода.

УДК 621. Проблемы коррозионной усталости нефтегазового оборудования Латыпова Г.И.

Уфимский государственный нефтяной технический университет Одним из наиболее опасных видов коррозионно-механического разру шения нефтепроводов, резервуаров и аппаратов нефтепереработки является коррозионная усталость. Трещины усталости создают предпосылки для хрупкого разрушения, и в этом одна из главных причин их опасности. Ни при каких других видах разрушения характеристики прочности не зависят от такого большого числа факторов, как при усталостном разрушении. Основ ными из них являются: особенности материала и технологии изготовления (структура, режим термической и механической обработок, поверхностное упрочнение, состояние поверхности, ее шероховатость);

конструкция дета лей (наличие концентраторов напряжений);

режим нагружения (вид и вели чина напряженного состояния);

среда, контактирующая с деталью. Как пра вило, коррозионно-усталостные трещины зарождаются в дефектах основного металла и металла сварного шва. Весьма важно выявлять очаги формирова ния трещин на ранней стадии развития. Коррозионные трещины могут быть обнаружены различными дефектоскопическими методами: с помощью де фектоскопа, движущегося внутри трубы, акустической эмиссии, вихретоко вым методом и т.д. При обнаружении трещиноподобных дефектов возникает проблема о возможности дальнейшей эксплуатации оборудования. Поэтому актуальной и важной задачей является оценка остаточного ресурса нефтегазо вого оборудования, эксплуатируемого в условиях малоциклового нагружения.

Для решения поставленной задачи были проведены усталостные испы тания на сталях 17Г1С и ВСт3сп, широко распространенных в нефтегазовой отрасли. В результате проведения исследований на воздухе, в коррозионной среде в виде 3% -го NaCl и в карбонат-бикарбонатном электролите (1н. Na HCO3+ 1н. Na2CO3) как без поляризации, так и с ее наложением получены аналитические зависимости скорости роста трещины от коэффициента ин тенсивности напряжений и их параметры. Выбор карбонат-бикарбонатной среды обусловлен тем, что при работе станций катодной защиты и протек торной защиты образуется слой катодных отложений, представляющих со бой соли угольной кислоты. Коррозионная среда 3%-й NaCl имитирует пла стовую и подтоварную воду. Установлено, что для указанных условий наиболее адекватной является параболическая зависимость. Предложена ме тодика расчета остаточного ресурса нефтегазового оборудования, в частно сти трубопроводов, резервуаров, аппаратов нефтепереработки в рамках ли нейной механики разрушения с трещиноподобными дефектами.

УДК 622.692.4.076:620.193/. Опробование метода магнитной обработки для снижения коррозионной активности среды в трубопроводе Федоров П.В, Корепанова В.С.

Ухтинский государственный технический университет Опыт эксплуатации трубопроводов, транспортирующих жидкие угле водороды, показывает, что, несмотря на существующие системы очистки и подготовки продукта, в трубопроводы в виде эмульсии может попадать от 0,1 до 4 % пластовой воды, содержащей коррозионно-активные компоненты.

На отдельных участках трубопроводов поток может расслаиваться с выделе нием свободной воды. Такие участки характеризуются значительной скоро стью коррозионных процессов, повреждающих внутреннюю поверхность труб.

В ряде случаев коррозия развивается вплоть до полного утонения стен ки с разгерметизацией трубопровода и утечкой среды, что приводит к серь езным экологическим последствиям.

Предлагается применение безреагентного метода магнитной обработки перекачиваемой среды.

Основные недостатки такого метода в случае применения на продукто проводе связаны с отсутствием данных о снижении коррозионной активно сти конкретной среды. В данной работе исследовалась возможность приме нения магнитной обработки на трубопроводе. Для исследований был изго товлен соленоид с расчетной напряженностью поля 915 кА/м при силе тока в обмотке 160 А. Экспериментально была установлена зависимость создавае мой напряженности поля, измеряемая теслометром от силы тока.

Модельный раствор омагничивали магнитным полем различной напряженностью, помещая емкость внутрь соленоида и последовательно определяли скорость коррозии стали 17ГС в растворе. При этом были полу чены следующие результаты:

1. Скорость коррозии линейно снижается от 0,9 до 0,4 мм/год при напряженности 300 А/см и далее стабилизируется.

2. Установлены зависимости эффективности обработки от времени и от объемной доли омагниченного раствора в смеси с необработанным – ско рость коррозии со временем линейно повышается. Для смеси установлена граничная концентрация омагниченного раствора – 10 % при Н = 500 кА/м, N = 10. Повышение концентрации незначительно снижает скорость коррозии, снижение – резко ее увеличивает.

3. Установленны регрессионные зависимости скорости коррозии от до ли омагниченного раствора для различных Н и N.

4. Определенно, что, как и в статическом варианте на эффективность обработки влияет число перемагничиваний определяемое, в данном случае, частотой на выходе генератора, а также скважностью импульсов.

Полученные результаты позволили спроектировать электромагнитную установку, устанавливаемую на трубопроводе. Установка может быть осу ществлена с врезкой байпасной линии под давлением.

УДК 681.518.5:665.632.013.002. Разработка методов оценки коррозионной повреждённости металла нефтепроводов в лабораторных условиях Глотов И.В.1, Агиней Р.В. 1. ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»


2. Ухтинский государственный технический университет Достаточно часто при проведении лабораторных исследований корро зионной стойкости металла нефтегазопроводных труб возникает необходи мость оценить коррозионную поврежденность. В общем случае все методы делятся на два вида.

1. Прямые методы, оценивающие потерю металла образца прямыми измерениями глубины повреждения или взвешиванием.

2. Косвенные методы – оценка скорости коррозии путем снятия поля ризационных кривых или оценка коррозионной активности среды с помо щью датчиков коррозии, в частности резистометрический.

Наиболее целесообразным, при незначительной глубине коррозионного поражения фрагмента металла, является оригинальный метод, заключаю щийся в анализе фотографий участка металла. При этом анализируются не сколько характерных типов видоизмененной поверхности образца после воз действия на него коррозионной среды и электрического тока катодной защи ты, например трех: пленки гематита, магнетита и стальной поверхности, не подверженной электрохимическим изменениям.

При анализе определяют суммарную площадь каждой составляющей поверхности, используя для этого программу Adobe PhotoShop (рисунок).

Если при этом измерить среднюю глубину повреждений каждой составляю щей, можно интегрально оценить коррозионную поврежденность фрагмента металла. По способу подана заявка на изобретение РФ.

Рис. Пример обработки фотографии образца с подсчетом суммарной площа ди магнетита в программе Adobe PhotoShop УДК 621.64:620.179.16-026. Совершенствование методов оценки типа течения среды в трубопроводе Ануфриев В.С., Мартынов С.Ю., Александров Ю.В.

Ухтинский государственный технический университет Опыт эксплуатации трубопроводов, транспортирующих жидкие угле водороды, показывает, что, несмотря на существующие системы очистки и подготовки продукта, в трубопроводы в виде эмульсии может попадать от 0,1 до 4 % пластовой воды, содержащей коррозионно-активные компоненты.

На отдельных участках трубопроводов поток может расслаиваться с выделе нием свободной воды. Такие участки характеризуются значительной скоро стью коррозионных процессов, повреждающих внутреннюю поверхность труб.

Существующие методы определения степени расслоения, в частности при помощи поплавка, крайне неудобны для использования на действующем трубопроводе. В связи с этим, наиболее приемлемыми являются ультразву ковые методы исследования.

Существуют три основных схемы ультразвуковых методов исследова ния. Первая и вторая схема со стационарно установленными преобразовате лями, третья – с подвижными. Однако для работы этих схем необходимо не сколько преобразователей, установленных определённым образом, поэтому их применение весьма затруднительно.

В ходе анализа было найдено решение, позволяющее проводить оценку плотности фаз перекачиваемой среды, выполняемой с помощью одного сов мещенного пьезоэлектрического преобразователя (ПЭП). Предлагаемый спо соб основан на определении разности акустических свойств исследуемых сред методом многократных отражений ультразвука.

В ходе многократных экспериментальных опытов найдено оптималь ное условие метода многократных отражений ультразвука – соотношение амплитуды любой пары смежных импульсов должно быть примерно равно 0,8. Для этих условий были определены оптимальные характеристики пьезо электрического преобразователя: частота – 5 МГц, диаметр пьезопластины – 12 мм. Введение акустических колебаний данной частоты позволяет полу чать разные значения амплитудно-временного распределения импульсов акустических колебаний в случае контакта стенки трубопровода с различны ми фазами.

Реализован алгоритм расчета амплитудно-временного распределения импульсов акустических колебаний для частоты пьезоэлектрического преоб разователя 5 МГц и установленных акустических характеристик.

Расчетным путем получены критерии контакта трубы с различными фазами перекачиваемой среды по параметрам амплитудно-временного рас пределения сигналов: 0,80 – для контакта стенки металла с газовой фазой;

0,76 – для контакта стенки металла с нефтью;

0,74 – для контакта стенки ме талла с водной фазой.

УДК 622.692.4.076:620. Методы борьбы с коррозийным разрушением, улучшение эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов Хлыстова А.А.

Ухтинский горно-нефтяной колледж Управление эксплуатационной надежностью магистральных нефтепро водов представляет собой процесс системной реализации комплекса сбалан сированных мер, основанных на регулярном мониторинге изменения каче ства труб, под влиянием внутренних и внешних факторов. Важным и не за мыкающим по своему приоритету управленческим фактором является метод оценки эксплуатационной стойкости антикоррозийных покрытий, предна значенных для обеспечения длительной эксплуатационной перспективы труб в условиях коррозийной агрессии. Для обеспечения эффективной работы нефтепровода необходимо предотвратить возможность развития процесса коррозии. Основными видами коррозии являются коррозия с потерей массы (общая язвенная канавочная) и сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением. Последний вид коррозионного поражения проявляется в сероводородосодержащей среде и является наиболее опасным. Одним из факторов, определяющих аномально высокую скорость коррозии, является присутствие в стали особого типа неметаллических включений, которые назвали условно корозионноактивными неметаллическими включениями (КАНВ). Опасными являются только включения, образующиеся при опреде ленном соотношении входящих в них элементов – кальция, алюминия, серы, марганца и т.д. Основными направлениями борьбы с коррозией внутренней поверхности труб нефтепромысловых трубопроводов является применение:

различных технологических мероприятий;

ингибиторов коррозии;

высоко эффективных, экономичных и защитных покрытий (полимерные, силикат ные, металлические, комбинированные);

труб из коррозионностойких и не металлических материалов.

Для поддержания эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов осуществляется контроль качества антикоррозийных покры тий.

Литература 1. Теплинский Ю.А. Управление эксплуатационной надежностью ма гистральных газопроводов / Ю.А. Теплинский, И.Ю. Быков: Учебник. – М. – 2007. – 400 с.

2. Промысловые трубопроводы и оборудование / Ф.М. Мустафин [и др.]: Учебник. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 2004. – 662 с.: ил.

УДК 621.791/1792:658. Целесообразность 100 % контроля сварных соединений конструкции РВС Кожинов М.И.,1 Свирида М.М. 1. ООО «Дианекс»

2. Ухтинский государственный технический университет Дефектоскопия сварных швов включает визуальные и физические ме тоды контроля качества сварных швов. В отношении визуальных методов можно отметить, что для резервуаров, находящихся в эксплуатации, главной их целью является обнаружение возможных трещин в сварных швах и око лошовных зонах.

Выявленные при осмотре трещины подлежат устранению. Все осталь ные дефекты, в том числе: наплывы, подрезы, поры, форма усиления шва – для резервуаров, длительное время находившихся в эксплуатации, не явля ются определяющими. Исправление таких дефектов может дать отрицатель ный эффект, поскольку повторное проведение сварочных работ вызывает дополнительные остаточные напряжения и структурные изменения стали.

Требование «бездефектности» часто является причиной ухудшения эксплуатационных свойств, так как многократные ремонты с целью устране ния дефектов приводят к тому, что разрушение происходит из-за локальных напряжений, возникших после ремонта. А при проведении повторного УЗ контроля ремонтных зон, выявляются новые тонкие дефекты, у которых уве личенная отражательная способность, чем до локального нагрева. Это ведет к повторному ремонту, а затем дефектная зона подвергается вырезке и за мене. И так далее.

Очевидно, что выводить резервуар из эксплуатации для проведения за чистки, дегазации и ремонта каждые четыре-пять лет из-за десятка мелких дефектов – убыточно для любой нефтяной компании.

На основании анализа научно-технической литературы и реального статистического материала можно убедиться, что в действующих норматив ных документах [1, 2] по диагностированию резервуаров существенно завы шен объем контроля для вертикальных стальных резервуаров со стационар ной крышей. Продлевать срок службы для каждого резервуара необходимо индивидуально, учитывая фактическое его состояние и реальные условия эксплуатации. Это позволит более рационально использовать материальные и трудовые затраты Литература 1. ОР-16.01-60.30.00-КТН-044-3-05. Регламент вывода из эксплуата ции, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резер вуаров и ввода в эксплуатацию. – М., 2005.

2. РД-16.01-60.30.00-КТН-063-05. Правила технической диагностики резервуаров. – М., 2005.

УДК 622.692.4. Применение магнитного метода для оценки микроструктуры стали 17Г1С Усольцев М.Е., Бобров В.Л., Петров С.В.

Ухтинский государственный технический университет Надежность технологического оборудования зависит от трех основных аспектов: режима эксплуатации, исходного и текущего качества материалов, степени защищенности от повреждающих факторов. При этом соответствие механических свойств и структуры металлических материалов обычно опре деляют по результатам испытаний на статическое растяжение [1] и металло графических исследований [2].

Однако в связи с тем, что такие испытания носят разрушающий харак тер, они не могут быть применены на действующих объектах. Поэтому, в данной работе поставлена задача – исследовать взаимосвязь между механи ческими свойствами, структурой металла и показаниями, основанными на измерении и анализе коэрцитивной силы [3]. Одним из таких методов явля ется магнитный индукционный метод, в частности, основанный на измере нии и анализе коэрцитивной силы – Нс.

Для исследования были отобраны семь образцов стали марки 17Г1С различных заводов-производителей, вырезанных из труб 122012мм, дли тельный период проработавших в составе линейной части магистральных га зопроводов. Сталь 17Г1С относится к группе углеродистых низколегирован ных сталей феррито-перлитного класса, легированных углеродом до 0,3, марганцем до 1,6, кремнием до 0,7 %.

Как видно из представленных данных, все испытанные образцы удо влетворяют требованиям нормативно-технической документации, за исклю чением относительного удлинения, которое у образцов № 4, 6, 7 не соответ ствует требованиям ГОСТ. Исследуемые образцы по росту прочностных свойств условно были разделены на две группы.

Таким образом, установлено, что магнитный метод измерения коэрци тивной силы является чувствительным к изменению (в том числе локально му) микроструктуры нормализованной стали 17Г1С. Чувствительность коэр цитиметрического метода позволяет решать задачу оценки текущего оста точного ресурса трубопроводных систем и других стальных конструкций.

Экономическая эффективность от внедрения магнитного метода дости гается за счет снижения материальных и энергетических затрат. Увеличива ется время межремонтного периода за счет точной оценки эксплуатационно го периода.

Литература 1. Испытание материалов: Справочник / Пер. с нем. – М.: Металлургия, 1979. – 447 с.

2. Лаборатория металлографии / Е.В. Панченко [и др.];

под ред. проф.

Б.Г. Лившица. – М.: Металлургия, 1965. – 439 с.

3. Бида Г.В. Коэрцитиметрия в неразрушающем контроле / Г.В. Бида, А.П. Ничипурук // Дефектоскопия. – 2000. – № 10. – С. 3 – 28.

АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ И СВЯЗЬ УДК 622.692.4:004.422. Программный модуль СДКУ «Гидроуклон»

Голодный К.В.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Тема данной работы связана с проектированием и разработкой про граммного обеспечения (ПО) по отображению совмещенного графика давле ний и профиля местности магистральных нефтепроводов ОАО «Северные МН».

Основной целью при создании ПО являлось обеспечение возможности наглядного оперативного отображения давлений в магистральных нефтепро водах, а также слежения за выходом давлений за установленные пределы, поэтому выделены следующие основные задачи:

оперативное и историческое отображение эпюр фактических давле ний в магистральном нефтепроводе;

контроль давления при проведении работ на линейной части нефте провода, при сниженных режимах;

обеспечение средством визуального контроля давления вдоль трас сы нефтепровода и оперативного информирования при выходе дав ления за установленные нормы:

o максимальное допустимое рабочее давление в секции трубы;

o максимальное допустимое давление на секции трубы с обна руженным дефектом.

В результате реализации поставленных задач разработан программный модуль «Гидроуклон», функционирующий в одном из трёх режимов: «ис полнения», «просмотра предыстории» и «разработки».

В режиме «исполнения» отображаются графики, производится обнов ление данных и расчет давлений с заданной периодичностью, слежение за выходом давлений выше несущей способности трубы. При выходе давления выше несущей способности трубы или дефекта обеспечивается звуковая и визуальная сигнализация. Визуальная сигнализация заключается в выводе параметров, привязанных к участку трубопровода, где обнаружено критиче ское давление.

Трек текущего давления отображается в двух режимах: только текущее давление и текущее давление на фоне. В режиме «только текущее давление»

трек прорисовывается тонкой линией на общем фоне графика и показывает распределение давления в данный момент времени. В режиме «на фоне предыстории» трек текущего давления прорисовывается на фоне предысто рии текущего давления за выбранный интервал времени. Фон предыстории – это область между треком текущего давления с минимальными и максималь ными значениями на выбранном интервале.

Модуль позволяет определить и зафиксировать параметры установлен ного режима. Если в течение 10 минут давление на заданном участке не из менилось (т. е. изменения были в пределах заданной погрешности), то дан ное состояние считается установленным режимом и сохраняется.

В режиме «просмотра предыстории» программа позволяет просматри вать графики на основе накопленных данных за заданный предыдущий пери од работы системы.

В режиме «разработки» выполняется настройка конфигурационных па раметров и ведение базы данных по объектам нефтепровода.

Практическая значимость работы состоит в том, что в результате со здан инструмент, с помощью которого решаются задачи по визуальному контролю давлений в магистральных нефтепроводах, контролю над выходом давлений за установленные пределы, просмотру эпюры давления на основе исторический данных.

В июле 2007 года программный модуль «Гидроуклон» прошёл приё мочные испытания и принят в промышленную эксплуатацию в ОАО «Северные МН».

УДК 622.692.4.052:681.586. Применение разделительных сосудов с разделительной мембраной.

Актуальность и перспективы Аржанов Д.В.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Для поддержания технологического процесса и безаварийной работы по перекачиванию нефти существует необходимость контролирования дав ления на линейной части нефтепровода. Это реализуется посредством отбора давления и установкой аналоговых датчиков давления. Датчик соединяется импульсной трубкой через разделительный сосуд. Эксплуатируемые сосуды имеют много недостатков.

Несовершенство применяемых разделительных сосудов влечет за собой ряд негативных и недопустимых факторов, приводящих к неточным показа ниям и отказам в работе датчиков давления. В процессе работы нефтепрово да под большим давлением в разделительном сосуде происходит диффузия (смешивание) нефти и тосола, вследствие чего агрессивная среда попадает на чувствительный элемент датчика давления, и как результат – неточное пока зание, так же образуются парафинистые пробки в импульсной трубке, при водящие к «провалам» показаний приборов. Периодические плановые и ава рийные остановки, а также технологически необходимые откачки нефти при проведении врезок ведут к заполнению отбора давления нефтью.

Решение данной проблемы предлагает фирма «Энергосервер». Разде лительные сосуды с разделительной мембраной, полностью исключающие смешивание агрессивной среды с разделительной жидкостью. Данная про дукция имеет высокий показатель эргономичности. Не требуется специаль ного вакуумного оборудования, маленькие объемы разделительной жидко сти, широкий диапазон рабочих температур. Применение данных разделите лей позволит сократить расход тосола при проведении ТО и ТР.

Разделители имеют класс точности 0,2%, поэтому есть возможность установки не только на линейном участке нефтепровода, но и на НПС.

Литература 1. РД 153-039.4Р-154- 2. веб-сайт: www.energoserver.ru УДК 622.692.4:052:681. Модернизация системы автоматики узла подключения релейных НПС Старцев Г.Н.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

На данный момент в ОАО «Северных МН» половина всех нефтепере качивающих станций оснащена релейными системами автоматики, которые работают уже на протяжении длительного времени без каких-либо суще ственных изменений или реконструкций. Надежность данных систем автома тики со временем сильно снижается. Значительный износ приходится на уложенную в земле кабельную продукцию, которому способствуют сезонные перепады температуры, а также влажность.

За последний промежуток времени произошло несколько остановок нефтеперекачивающих станций вследствие самопроизвольного открытия или закрытия задвижек узла подключения НПС. Причиной этого явились повре ждение кабелей, по которым осуществляется управление задвижками узла подключения НПС.

Для предотвращения остановок и простоя нефтеперекачивающих стан ций в дальнейшем существует несколько путей решения данной проблемы:

1) полная реконструкция системы автоматики НПС;

2) замена кабелей задвижек узла подключения НПС;

3) модернизация системы автоматики узла подключения НПС.

В связи с масштабным строительством АК «Транснефть» ВСТО рекон струкции нефтеперекачивающих станций ОАО «Северные МН» временно приостановлены, поэтому в рассмотрении первого варианта в данном докла де нет необходимости.

Для замены кабелей задвижек узла подключения НПС необходимо:

- приобрести новую кабельную продукцию;

- выкопать траншею или возвести эстакаду от операторной до ЩСУ уз ла подключения НПС;

- уложить новые кабели;

- произвести подключение кабельной продукции.

Данный вариант при реализации предполагает большие экономические затраты, а также займет продолжительный промежуток времени.

Для реализации третьего пути решения проблемы необходимо телеме ханизировать узел подключения НПС путем установки контроллера в ЩСУ, передающего информацию и принимающего команды управления задвижка ми от контроллера станционной ТМ. В качестве линий связи между данными контроллерами возможно использовать существующие кабели управления и сигнализации задвижками.

Модернизировать систему автоматики узла подключения НПС можно, используя оборудование, освободившееся после прошедших реконструкций.

Главным достоинством данной схемы подключения является то, что нет необходимости прокладки новых кабелей, а даже при повреждении ста рого кабеля происходит только потеря связи с контроллером без самопроиз вольного открытия или закрытия задвижек на узле подключения НПС.

В докладе представлена схема работы системы автоматики узла под ключения НПС на примере одной задвижки. Приводится обоснование целе сообразности модернизации системы автоматики узла подключения НПС в системе ОАО «Северные МН» с технической и экономической стороны.

УДК 622.692.4.052:004.738.5.057. Реализация качества обслуживания в сетях TCP/IP Броткин И.С.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»



Pages:   || 2 |
 

Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

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.