Современные тенденции развития насосостроения для нефтегазовой отрасли Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

УДК 621.512

И.Р. Байков1, e-mail: Pte@rusoil.net; О.В. Смородова1, e-mail: olga_smorodova@mail.ru;

С.В. Китаев1, e-mail: Svkitaev@mail.ru; М.Г. Петров2, e-mail: Maxim.petrov2012@hotmail.ru; Н.Р. Рязапов3

1 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия).

2 МУП «Уфимские инженерные сети» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия).

3 ЯНАО «Северо-Уральское управление Ростехнадзора» (Ноябрьск, Россия).

Современные тенденции развития насосостроения для нефтегазовой отрасли

В статье рассмотрены вопросы эффективности эксплуатации насосов нефтегазовой отрасли, включая процессы добычи, подготовки, транспорта и переработки углеводородного сырья. В соответствии с программой РФ по им-портозамещению и в целях оптимизации закупок технологического оборудования рассмотрены параметры эффективности насосного оборудования 20 заводов России.

Для оснащения процессов нефтепереработки насосами отобрано 10 машиностроительных заводов. Представлены результаты сравнения среднего коэффициента полезного действия насосов по производителям России. Показано, что в среднем заявленные величины по заводам мало отличаются друг от друга. Для оценки фактических значений эффективности представлены результаты эмпирической оценки коэффициентов полезного действия насосов разных производителей.

Выборка оборудования для эксперимента (более 200 насосов) систематизирована по производителям, году начала эксплуатации и величине коэффициента полезного действия. Установлено, что производство насосов для перекачки конкретного потока (нефть, мазут, гудрон, бензин, дизельное топливо, вода, очищенные стоки, флегма, этилен-гликоль, крекинг-остаток, метилдиэтаноламин и пр.) зачастую монополизировано отдельными заводами. Такая ситуация вызывает затруднения при выборе альтернативных вариантов производителей для закупок. Разработаны рекомендации по выбору поставщиков насосов для каждого технологического потока завода с точки зрения энергетической эффективности. Показано, что при закупке насосного оборудования необходимо проводить приемо-сдаточные стендовые испытания. Это позволит адекватно оценить фактическое соответствие энергетической эффективности насоса его паспортным характеристикам.

Рассмотрены требования международного стандарта качества API для насосов. Показано, что надежность и безопасность эксплуатации насосов достигается обеспечением герметичности конструкции и особого исполнения элементов. Названы отечественные заводы - производители насосов, удовлетворяющих требованиям стандарта API.

Ключевые слова: насос, нефтепродукт, коэффициент полезного действия, герметичность, эффективность.

I.R. Baikov1, e-mail: Pte@rusoil.net; O.V. Smorodova1, e-mail: olga_smorodova@mail.ru;

S.V. Kitaev1, e-mail: Svkitaev@mail.ru; М.G. Petrov2, e-mail: Maxim.petrov2012@hotmail.ru; N.R. Ryazapov3

1 FSBEI HE «Ufa state petroleum technical University» (Ufa, Republic of Baschkortostan, Russia).

2 Municipal unitary enterprise «Ufa engineering networks» (Ufa, Republic of Baschkortostan, Russia).

3 YNAO North Ural Department of Rostekhnadzor (Noyabr'sk, Russia).

Modern Tendencies of Pump Building Development for Oil and Gas Industry

In the article the questions of oil and gas branch pumps efficiency, including processes of extraction, preparation and hydrocarbon raw materials pumping are considered. In accordance with the import substitution program and in order to optimize the procurement of technological equipment, the efficiency parameters of 20 factories pumping equipment in Russia are considered.

To equip the oil refining processes with pumps, 10 pumping plants were selected. The results of the pumps comparison average efficiency by manufacturers in Russia are presented. It is shown that, on average, the declared values for the plants are practically the same value. To assess the actual efficiency values, the results of the pumps efficiency empirical evaluation from different manufacturers are presented.

30

№ 5 май 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

PUMPS. COMPRESSORS

The selection of equipment for the experiment (more than 200 units) was systematized according to manufacturers, the year of operation and the value of the coefficient of efficiency. It is established that the production of pumps for the particular stream (oil, fuel oil, tar, gasoline, diesel fuel, water, purified effluent, reflux, ethylene glycol, cracking residue, methyldiethanolamine, etc.) is often monopolized by individual plants. This situation causes difficulties in choosing alternative manufacturers' options for procurement.

Recommendations are developed for the selection of pump suppliers for each technological stream of the plant in terms of energy efficiency. It is shown that when purchasing pumping equipment it is necessary to conduct acceptance test bench tests. This will allow an adequate assessment of the actual compliance of the pump's energy efficiency with its passport characteristics.

The requirements of the international quality standard API for pumps are considered. It is shown that reliability and safety of operation of pumps is achieved by ensuring tightness of its design and special execution of elements. The domestic manufacturers of pumps that satisfy the requirements of the API standard are named.

Keywords: pump, oil product, coefficient of efficiency, tightness, efficiency.

Простои Downtime Эксплуатация 9 Operation 9

Утилизация Utilization 4% Монтаж Installation 9% Экология Environmental Expenditures

1 % Покупка Purchase 10%

Обслуживание и ремонт Maintenance and Repair 32%

Электроэнергия Electrical Power 32%

Рис. 1. Структура эксплуатационных затрат за жизненный цикл насоса Fig. 1. Operation Cost Structure during Pump Lifecycle

Современное состояние дел в области эксплуатации насосного оборудования характеризуется следующими тенденциями [1]:

• большая часть отказов оборудования происходит по причине его неудовлетворительного состояния;

• отсутствие государственного финансирования модернизации и реконструкции устаревшего оборудования определяет существенное отставание его уровня от зарубежного;

• ненадежная работа насосного оборудования обусловлена также неоптимальными режимами его работы [2]: большинство насосов годами работают на подачах, равных 50-60 % номинальных с завышенными напорами, а на пусковых режимах - на 10-15 % нагрузок [3].

Работа центробежного насоса на режимах с недогрузом крайне нежелательна: обратные токи жидкости на входе в рабочее колесо вызывают повышенную вибрацию подшипниковых опор, при этом работоспособность торцовых уплотнений и подшипниковых опор минимизируется. Коэффициент полезного действия (КПД) насосов при работе на таких режимах на 25-35 % ниже номинальных значений.

В статье рассматриваются насосы для перекачки технологических потоков нефтепереработки (нефть, гудрон, дизельное топливо, мазут, вода, крекинг-

остаток, флегма, гидрогенизат, фракции разных температурных уровней, бензин, керосин, этаноламин, вакуумный газойль и пр.) мощностью 32-630 кВт следующих типов: НК, НКВ, 1Д, К, 20НД, 12НДС, НПС, НЦН-Е, ПЭ, 5НГК. На нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и других предприятиях отрасли оплата незапланированных ремонтов [4] составляет одну из наиболее весомых составляющих затрат за период жизни насоса (рис. 1). Проводимая в России планомерная работа по импортозамещению технологического оборудования в соответствии с Государственной программой от 15 апреля 2014 г. № 328 «Развитие про-

мышленности и повышение ее конкурентоспособности» ставит во главу угла изыскание возможности расширения парка отечественного оборудования, в том числе технологических насосов. В целях оптимизации проведения закупок был выполнен анализ рынка оборудования на территории России. Были рассмотрены более 20 российских предприятий - производителей насосного оборудования для перекачки нефти, нефтепродуктов и прочих технологических потоков [5]: сырая нефть, мазут, гудрон, бензин, дизельное топливо, оборотная вода, очищенные стоки, коагулированная вода, флегма, отбензиненная нефть, этиленгликоль,

Ссылка для цитирования (for citation):

Байков И.Р., Смородова О.В., Китаев С.В., Петров М.Г., Рязапов Н.Р. Современные тенденции развития насосостроения для нефтегазовой отрасли // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 5. С. 30-35.

Baikov I.R., Smorodova O.V., Kitaev S.V., Petrov M.G., Ryazapov N.R. Modern Tendencies of Pump Building Development for Oil and Gas Industry. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 5, P. 30-35. (In Russian)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 May 2017

31

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

Л- ^-ф- Л-

сч«ж Лг // i

Рис. 2. Значение оптимального КПД насосов отечественных производителей Fig. 2. Optimal Efficiency Coefficient of Pumps Manufactured by Russian Producers

Прочие Others 6%

Ливны Livny 9% Катайск Kataysk

30/0 Сумы Sumy 10%

Волгоград Volgograd 49%

Бобруйск Bobruisk 23 %

Рис. 3. Структура отечественного насосного парка НПЗ по производителям Fig. 3. The Structure of Russian Types of Pumps at Oil Refinery Plants by Producers

крекинг-остаток, метилдиэтаноламин, фракции нефтепереработки различного температурного диапазона. По результатам обзора были отобраны 10 предприятий, выпускающих насосы для НПЗ. На рис. 2 представлено значение КПД наилучших насосов отечественных производителей. Видно, что проектная документация насосов разных предприятий определяет средний КПД агрегатов на достаточно высоком и стабильном уровне - разброс значений составляет 70-82 %.

Однако фактическое подтверждение высоких заявленных показателей энер-

гоэффективности в настоящее время не организовано, стендовые приемо-сдаточные испытания на НПЗ в основном не проводятся. Для оценки фактической величины КПД насосов было проведено выборочное обследование агрегатов общим количеством более 250 ед. (более 30 % установленного) на примере одного из нефтеперерабатывающих заводов России [6]. За период с 1960 по 2013 г. отечественное насосное оборудование для производственных цехов НПЗ было поставлено следующими предприятиями (рис. 3):

• ОАО «Бобруйский машиностроительный завод» (г. Бобруйск);

• ОАО «Волгоградский завод нефтяного машиностроения» (г. Волгоград);

• ОАО «Ливгидромаш» (г. Ливны);

• ЗАО «Катайский насосный завод» (г. Катайск);

• ООО «Сумский машиностроительный завод» (г. Сумы).

В рамках инструментального обследования был выполнен контроль прямым измерением параметров работы насосов - подачи, напора, электрической мощности. Отклонения паспортных значений КПД насосных агрегатов по производителям от фактических величин, определенных измерениями, приведены ниже (рис. 4).

Для корректности сравнения группой независимых экспертов был произведен сравнительный анализ обезличенных заводов-изготовителей группы вышеуказанных заводов, представленных насосными агрегатами, введенными в эксплуатацию после 2000 г. (рис. 5а). В результате планомерной работы по обновлению насосного парка доля агрегатов, введенных в эксплуатацию в этот период, достигла 45 % от количества отечественного оборудования, находящегося в настоящее время в работе. Сводные результаты анализа приведены в таблице. Установлено, что основной поставщик насосов для обследованного НПЗ, завод № 4, имеет наихудшие показатели: 65 % практически новых насосов данного завода характеризуются на 15-25 % заниженным КПД по сравнению с паспортным. Наибольшее соответствие паспортному режиму показали насосы завода № 1:

18

16 14 12 10

Бобруйск Волгоград Bobruisk Volgograd

■ До 1990 г. Before 1990

Ливны Livny

1990-2000 гг. 1990-2000

Катайск Kataysk

После 2000 г. After 2000

Рис. 4. Средние значения отклонения КПД насосов от паспортного значения по производителям, % Figure 4. Average Deviations in Pump Efficiency in Comparison with Pump Specifications by Producers, %

32

№ 5 май 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

PUMPS. COMPRESSORS

Завод № 1 Завод № 2 Завод № 3 Завод № 4 Producer 1 Producer 2 Producer 3 Producer 4

Завод №1 Завод №2 Завод №3 Завод №4 Producer 1 Producer 2 Producer 3 Producer 4

а) a) б) b)

Рис. 5. Показатели насосов разных производителей (эксплуатация после 2000 г.): а) доля насосов (%) с отклонением КПД от паспортного значения не более 10 %; б) отклонение КПД от паспортного значения, %

Figure 5. Parameters of Pumps Manufactured by Different Producers (in operation after 2000: a) Percentage (%) of Pumps with Deviation in Efficiency under 10 %; b) % Deviation in Pump Efficiency

100 % насосов этого производителя, находящиеся в эксплуатации с 2006 г., имеют отличие фактического КПД от паспортной величины не более чем на 7,5 %.

По результатам анализа составлен рейтинг производителей отечественного

насосного оборудования для оптимизации затрат при закупках (рис. 5б). Рейтинг показал,что перспективными поставщиками насосов НПЗ с точки зрения энергетической эффективности насосного оборудования следует считать заводы № 1 и 2.

Наибольшее отклонение КПД от паспортных величин имеют новые насосы завода № 4: лишь 18 % насосов имеют отклонение КПД в пределах 10 %. Следует отметить, что среди предприятий имеются поставщики оборудования не только для НПЗ, но и для добычи нефти, магистрального транспорта и внутрипромысловых перекачек продукции скважин. Для технологических процессов нефтепереработки поставить насосное оборудование могут лишь несколько заводов.

Так, альтернативы предприятию ОАО «Волгограднефтемаш» по производству насосов типов НК и НКВ в России практически нет. Неплохо показавшие себя Катайский, Бобруйский заводы и «Ливгидромаш» не в полной мере удовлетворяют требованиям закупок НПЗ по следующим причинам. Катайский завод в основном специализируется на насосах для перекачки воды, нефтяные насосы производит малых подач и напоров. Такая же линейка выпускаемого оборудования - и на заводе «Ливгидромаш».

КОМПЛЕКСНАЯ АВТОМАТИЗАЦИЯ

Нижний Новгород Совнаркомовская, 13 +7 (831) 282-11-17 www.ekra.tech info@ekra.tech

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

Распределение насосов производителей по отклонению фактического КПД от паспортного значения (эксплуатация после 2000 г.), %

Classification of Pumps and Their Producers Depending on Efficiency Deviations in Comparison with Pump Specifications (in operation after 2000), %

Отклонение КПД от паспорта, % Efficiency Deviations in Comparison with Pump Specification, % Завод Producer

№ 1 № 2 № 3 № 4

0-5 - 8,3 42,9 -

5-10 100,0 66,7 28,6 18,2

10-15 - - - 15,2

15-20 - 8,3 - 45,5

20-25 - 16,7 - 21,2

25-30 - - 14,3 -

30-35 - - 14,3 -

Бобруйский завод является зарубежным предприятием и не отвечает требованиям поставки насосов отечественных производителей. Для закупок насосов перекачки воды имеется достаточное количество производителей, причем номинальное значение КПД практически одинаково у разных потенциальных поставщиков. Для поставки насосов перекачки нефти и нефтепродуктов круг производителей ограничен. Альтернативой производству ОАО «Волгограднефтемаш» могут явиться предприятия ОАО «Димитров-градхиммаш», НПФ «Насос» и ОАО «Щелковский насосный завод». Насосные агрегаты неплохого качества поставляет ОАО «АНОД», однако сами насосы производятся в Чехии. Альтернативой типам насосов НК и НКВ может стать применение насосов ЦНСн для нефти и нефтепродуктов. Доступным производителем насосов такого типа является предприятие ОАО «Ди-митровградхиммаш» (входит в Группу «ГМС»).

При решении сохранить объемы поставок насосного оборудования от ОАО «Волгограднефтемаш» необходимо выполнить требования об обеспечении производством качества поверхностей рабочих колес и корпусов насосов. При этом на площадке НПЗ необходима организация входного контроля требуемых параметров закупаемого оборудования проведением стендовых приемо-сдаточных испытаний.

Следует отметить предприятие ОАО «Щелковский насосный завод». Его

силами производятся горизонтальные консольные насосы серии НКА. Ценовой уровень - приемлемый, линейка насосов практически полностью перекрывает поля необходимых для НПЗ параметров. В соответствии с сертификатом качество изготовления насосов отвечает требованиям международного стандарта American Petroleum Institute (API).

Стандарт American Petroleum Institute ISO 13709:2009/API 610 является определяющим в области насосостроения документом за рубежом и в России. Аналогичные документы регламентируют требования к герметичным насосам с магнитной муфтой и с мокрым ротором (API 685) и показатели систем уплотнений вала для центробежных и роторных машин (API 682) [7]. В соответствии с требованиями API 610 для насоса, перекачивающего нефть и нефтепродукты с подачей более 360 м3/ч, рекомендуется применять только двухопорную конструкцию; при перекачивании двухопорными насосами жидкостей с температурой более 200 °С или с плотностью менее 700 кг/м3 - применять двухопорные насосы с радиальным разъемом корпуса; номинальная подача насоса должна быть в пределах 80-110 % от оптимальной подачи; предпочтительный рабочий диапазон подач должен быть в пределах 70-120 % от оптимальной подачи; расположение напорного патрубка, который не создает дополнительного момента от его нагрузки от трубопроводов, полностью литое

рабочее колесо, ребра охлаждения на корпусе подшипников, посадка подшипников на корпус - вот основные решения, которые соответствуют API 610. Максимальной взрыво- и пожаробе-зопасностью обладают герметичные насосы с магнитным приводом, исполненные в соответствии с требованиями API 685. По результатам рейтинга предприятий-поставщиков насосного оборудования нефтеперерабатывающим заводам России в 2013 г. в группе «Центробежные насосы» лидером признана компания Hermetic-Pumpen GmbH, специализирующаяся на выпуске такого насосного оборудования. Вторым направлением усилий конструкторов, которое в последние годы становится все более значимым, является деятельность по повышению КПД насосов [8]. Около 90 % потребляемой оборудованием НПЗ электроэнергии приходится на насосное оборудование, а доля затрат на покупную электроэнергию в общих затратах на производство НПЗ составляет около 25 %. В соответствии с Государственной программой Российской Федерации «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года» совокупный удельный расход энергии на переработку нефти за период 20002020 гг. должен снижаться примерно на 1 % ежегодно.

Целенаправленная деятельность по усилению безопасности эксплуатации насосных агрегатов и повышению их надежности напрямую не способствует росту их энергетической эффективности. Для увеличения КПД насосов требуются усилия, приложенные именно в этом направлении.

По результатам работы конструкторов ряда предприятий-производителей по изучению течения в проточных частях центробежных насосов были получены формы оптимальных профилей лопаток рабочих колес. Такая конструкция позволяет минимизировать эффекты, возникающие в пограничном слое (вязкое трение, отрыв потока), и существенно поднять КПД насоса (на величину до 13-17 % по сравнению с аналогами), что снижает удельные затраты электроэнергии на привод насосов.

34

№ 5 май 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

PUMPS. COMPRESSORS

Говоря о повышении эффективности насосов, следует учесть, что качественное литье и механическая обработка каналов колеса позволяют снизить осевое и радиальное воздействие на него и на подшипниковые опоры. Автономной некоммерческой организацией «Центр энергосбережения РБ» предложена технология обработки чугунных рабочих колес, позволяющая повысить КПД насосов на величину до 10 % для новых и до 50 % для насосов, находящихся в длительной эксплуатации [9]. Особое внимание при разработке современных энергоэффективных насосов уделяется уменьшению вибраций [10]. Эксплуатация насоса при значениях показателей вибрационного состоя-

ния в пределах допустимого позволяет увеличить срок службы торцевого уплотнения. Кроме того, на насосах рекомендуется применять исключительно подшипники SKF. В перспективе рассматривается возможность установки подшипников скольжения, что позволит дополнительно снизить вибрацию в опорах и повысить механическую составляющую КПД на 5-7 %.

ВЫВОДЫ

1. Проведен инструментальный контроль энергетической эффективности отечественных насосов нефтепереработки. Результаты косвенных измерений КПД систематизированы по производителям насосов (пять машиностроительных за-

водов) и году ввода в эксплуатацию. Установлено, что для ряда производителей фактическое значение КПД насосов существенно отличается от заявленных паспортных величин на 7^35 %.

2. Показано, что для гарантированного обеспечения КПД насосного оборудования при закупках необходимо проводить стендовые приемо-сдаточные испытания.

3. В качестве основного направления современного насосостроения рекомендуется обеспечение надежности и безопасности эксплуатации насосов при одновременном повышении энергетической эффективности за счет конструктивных следований международным стандартам API 610, 682 и 685.

References:

1. Trofimov A.Yu., Burdigina Ye. V., Smorodova O.V. Conditions of Pumping Equipment for Primary Oil Refining. Proceedings of the 10th International Research and Practice Conference «Pipeline Transportation - 2015», 2015, P. 387-390. (In Russ.)

2. Baikov I.R., Kostareva S.N., Smorodova O.V. Energy saving in the operation of pumps. Neftegazovoe delo = Oil and gas business, 2016, No. 14-3, P. 84-87. (In Russian)

3. Baikov I.R., Valieva L.R. Optimization of operating modes of centrifugal pumps. Izvestiya vysshkh uchebnkh zavedenij. Neft' i gaz = News of higher educational institutions. Oil and gas, 1989, No. 8, P. 64-68. (In Russian)

4. Baikov I.R., Shaibakov R.A., Eliseev M.V., et al. Analysis of the causes of failure of pumping equipment based on empirical data. Ekspozitsiya Neft' Gaz = Exposition Oil Gas, 2017, No. 1(54), P. 53-55. (In Russian)

5. RakhmatuUin Sh.I., Rozhkov D.G., Karamyshev V.G. On the anti-cavitation stability of a pump when operating on a boiling liquid. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov = Problems of collecting, preparing and transporting oil and oil products, 2009, No. 2, P. 79-82. (In Russian)

6. Rusov E.V., Grishin V.N. Experimental studies to assess the effect of rotational speed on efficiency Centrifugal pump. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov = Problems of collecting, preparing and transporting oil and oil products, 2004, No. 63, P. 195-206. (In Russian)

7. Zakharov N.P., Tazhigulov A.M. To the issue of increasing the reliability and efficiency of operation of the pumping station. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov = Problems of collecting, preparing and transporting oil and oil products, 2007, No. 4, P. 80-83. (In Russian)

8. Baikov I.R., Kitaev S.V., Fairushin Sh.Z. Diagnosis of the technical condition of reciprocating compressors. Energobezopasnost' i energosberezhenie = Energy security and energy saving, 2015, No. 3, P. 28-30. (In Russian)

9. Baikov I.R., Suleymanov A.M., Trofimov A.Yu., at al. Increasing the efficiency of centrifugal pumps by treating a cast iron impeller. Neftegazovoe delo = Oil and gas business, 2016, Vol. 14, No. 4, P. 108-112. (In Russian)

10. Volkova I.O., Borisov K.A., Grigor'ev E.A. Assessment of energy efficiency of the enterprise. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov = Problems of collecting, preparing and transporting oil and oil products, 2003, No. 62, P. 217-222. (In Russian)

Литература:

1. Трофимов А.Ю., Бурдыгина Е.В., Смородова О.В. Состояние насосного оборудования установок первичной переработки нефти // Мат-лы X Междунар. учеб.-науч.-практич. конф. «Трубопроводный транспорт - 2015». С. 387-390.

2. Байков И.Р., Костарева С.Н., Смородова О.В. Энергосбережение при эксплуатации насосов // Нефтегазовое дело. 2016. № 14-3. С. 84-87.

3. Байков И.Р., Валиева Л.Р. Оптимизация режимов работы центробежных насосов // Изв. вузов. Нефть и газ. 1989. № 8. С. 64-68.

4. Байков И.Р., Шайбаков Р.А., Елисеев М.В. и др. Анализ причин отказов насосного оборудования по эмпирическим данным // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 1 (54). С. 53-55.

5. Рахматуллин Ш.И., Рожков Д.Г., Карамышев В.Г. Об антикавитационной устойчивости насоса при работе на кипящей жидкости // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2009. № 2. С. 79-82.

6. Русов Е.В., Гришин В.Н. Экспериментальные исследования по оценке влияния частоты вращения на КПД центробежного насоса // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2004. № 63. С. 195-206.

7. Захаров Н.П., Тажигулов А.М. К вопросу повышения надежности и эффективности эксплуатации насосной станции // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2007. № 4. С. 80-83.

8. Байков И.Р., Китаев С.В., Файрушин Ш.З. Диагностирование технического состояния поршневых компрессоров // Энергобезопасность и энергосбережение. 2015. № 3. С. 28-30.

9. Байков И.Р., Сулейманов А.М., Трофимов А.Ю. и др. Повышение КПД центробежных насосов путем обработки чугунного рабочего колеса // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 4. С. 108-112.

10. Волкова И.О., Борисов К.А., Григорьев Е.А. Оценка энергоэффективности предприятия // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2003. № 62. С. 217-222.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 May 2017

35