Отв. Кавитация это главный источник проблем с насосами
 Скачать 1.7 Mb.
|
|
Особенности последовательной перекачки Н. При последовательной перекачке Н с разным содержанием воды, а также мех. примесей или солей объем смеси дополнительно увеличивается из-за смывания солей, отложений или мех. примесей со стенок ТП партией нефти с меньшим содержанием этих примесей. Например, при последовательной перекачке обессоленной и сырой нефти головная часть партии обессоленной нефти будет насыщаться солями, смываемыми со стенок ТП, где они скопились в период прохождения партии сырой нефти. Вследствие значительного объема смеси последовательную перекачку сырых и обессоленных Н проводят с твердыми разделителями. При последовательной перекачке Н применяются манжетные разделители с манжетами из полиэтилена. Диаметр и форма манжет подобраны таким образом, что между ними и стенкой трубы остается пленка нефти и они работают в зоне полужидкостного трения, что позволяет существенно уменьшить износ манжет. Использование разделителей при последовательной перекачке сырых и обессоленных Н позволяет уменьшить в 5 раз количество потерь обессоленной нефти. ПрНиКС. Помпаж. Помпаж - неустойчивая работа компрессора, характеризуемая резкими колебаниями напора и расхода перекачиваемой среды. Помпаж, или неустойчивый режим работы, нагнетателя является наиболее опасным автоколебательным режимом в системе нагнетатель-газопровод, приводящий к срыву потока в проточной части нагнетателя. При помпаже возможен периодический выброс газа из напорной полости на всас нагнетателя. При штатной работе нагнетателя поток газа имеет определённый расчётный угол атаки (i) на рабочие лопатки. При таком угле входа потока в рабочее колесо обтекание лопаток нагнетателя происходит плавно, без завихрений. Угол входа потока (i) зависит прежде всего от расхода газа через нагнетатель. В случае снижения расхода газа через нагнетатель до значения примерно 60% от расчётного, угол атаки (i) увеличится до критического значения и произойдёт так называемый срыв потока с рабочей лопатки. В результате этого срыва резко снизится эффективность работы ступени нагнетателя, т. е. упадёт степень сжатия. Давление, создаваемое нагнетателем в напорной полости будет намного меньше чем в напорном коллекторе и газ с более высоким давлением из напорной полости устремится на всас нагнетателя. Т.е. возникнет обратное течение газа в проточной части нагнетателя. Антипомпажная защита. Антипомпажные устройства: 1. противопомпажные гидравлические регуляторы; 2. пневматические регуляторы; 3. электронные контроллеры. Регулирование работы компрессора: 1. перепускным клапаном; 2. сбросным клапаном; 3. дросселированием во всасывающем трубопроводе; 4. поворотом лопаток направляющего аппарата. ПрНиКС. Q-H характеристика. Наиболее важной и распространенной является напорная (рабочая, основная) хар-ка. Эта хар-ка может быть рассчитана с помощью теоретических зависимостей или измерена на специальном испытательном стенде. Хар-ка ТП - зависимость потери напора от расхода:  Хар-кой насоса наз. зависимость развиваемого им напора от подачи: H=a-b∙Q^(2). Однако, когда необх. совместно решать уравнения хар-к насоса (станции) и ТП, целесообразно принять: H=a-b∙Q^(2-m).  В паспортах существующих насосов, как правило, приводятся напорные хар-ки для соответствующей частоты вращения вала насоса. Рабочей точкой системы, состоящей из нескольких насосов и нескольких ТП, наз. точка пересечения суммарной Q-H хар-ки всех насосов с суммарной Q-H хар-кой всех ТП системы. Раб. точка системы характеризует гидродинамическое единство ее элементов и показывает, что насосы развивают только такие напоры и подачи, которые равны гидравлическому сопротивлению и пропускной способности трубопроводов. ПрНиКС. Расстановка насосных по трассе. Размещение НПС на трассе МН производится графическими построениями на сжатом профиле трассы при известных значениях следующих параметров: • гидравлического уклона для основной магистрали i; • гидравлического уклона для участков с лупингами (вставками) iл(iв); • напоров, развиваемых основными насосами каждой НПС (Hст i); • величины подпора на входе в основные насосы головной и промежуточных НПС hпн; • остаточного напора на входе в конечные пункты эксплуатационных участков и МН в целом Hкп.  Построение начинается с того, что в начале МН с учетом вертикального масштаба откладывается напор,развиваемый основными насосами первой НПС. Затем вычисляется длина перегона, на который хватило бы напора Hcт1 при условии, что МН был бы горизонтальным, и откладываем ее от начала МН с учетом горизонтального масштаба. Соединив полученные точки, получаем линию гидравлического уклона в трубопроводе постоянного диаметра без лупингов и вставок. Точка пересечения данной линии с профилем соответствует месту расположения второй станции. При наличии лупингов (вставок) задача расстановки НПС по трассе усложняется, так как необходимо распределить общую длину лупингов по перегонам между станциями. Лупинг наиболее целесообразно размещать в конце перегона между НПС, так как в этом случае металл труб наименее нагружен давлением. ТА. Виды теплотехнических расчётов ТА. Полный расчет ТА включает тепловой (конструктивный - тепловой первого рода; поверочный - тепловой второго рода) и гидравлический расчеты. При конструктивном расчете задаются либо принимаются: тип аппарата и характеристики поверхности теплообмена; параметры теплоносителей на входе и выходе; тепловой поток Q либо расходы теплоносителей. Необходимо рассчитать поверхность ТА, то есть фактически сконструировать его. Порядок выполнения такого расчета: 1. Если заданы расходы теплоносителей, то из уравнения теплового баланса определяют тепловой поток, который нужно передать от горячего теплоносителя к холодному. 2. Задаются скоростями течения теплоносителей и конструктивными особенностями ТА. 3. С учетом принятой схемы движения теплоносителей определяют средний температурный напор ∆tср. 4. Определяют средние параметры теплоносителей и их теплофиз. свойства. 5. Определяют коэф. теплоотдачи, а затем коэф. теплопередачи. 6. Из уравнения теплопередачи рассчитывают площадь поверхности теплообмена. 7. По определенной площади F рассчитывают длину трубок ТА. При поверочном расчете известны конструкция ТА, площадь его поверхности, расходы теплоносителей и их начальные параметры. Необходимо рассчитать параметры теплоносителей на выходе из ТА. Одним из методов поверочного расчета является метод итераций (последовательных приближений). Для этого задаются конечной Т одного из теплоносителей, из уравнения теплового баланса рассчитывают конечную Т второго и выполняют конструктивный расчет. Если полученная в результате расчета площадь поверхности не совпадает с площадью поверхности имеющегося ТА, расчет повторяют, задавшись другим значением Т теплоносителя на выходе. Целью гидравлического расчета является определение сопротивления, создаваемого теплообменником, и мощности, необходимой для перемещения через него жидкости. Гидравлическое сопротивление теплообменника складывается из потери давления на преодоление трения и потери давления, расходуемого на преодоление местных сопротивлений. ТА. Классификация ТА и теплоносителей. Теплообменные аппараты (ТА) – это устройства, предназначенные для нагревания, охлаждения или для изменения агрегатного состояния теплоносителя. В ТА один теплоноситель (теплоотдающий) передает теплоту другому теплоносителю (тепловоспринимающему). По принципу работы ТА могут быть разделены на две большие группы: поверхностные и контактные. В поверхностных ТА теплоносители омывают поверхность твердой стенки или тела. Поверхностные ТА разделяются на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных ТА обменивающиеся теплотой теплоносители протекают одновременно, и передача теплоты происходит через разделяющую их стенку. В регенеративных ТА одна и та же поверхность теплообмена через определенные промежутки времени омывается то горячим, то холодным теплоносителями. Сначала поверхность отбирает теплоту от горячей среды и нагревается, затем поверхность отдает теплоту холодной среде. Контактные ТА делятся на смесительные и барботажные. В аппаратах смесительного типа нагреваемый и греющий теплоносители перемешиваются. В барботажных аппаратах греющий теплоноситель прокачивается через нагреваемый или наоборот, не смешиваясь с ним. По роду теплоносителей различают ТА: жидкость-жидкость; пар-жидкость; газ-жидкость; пар-пар; пар-газ; газ-газ. В зависимости от изменения агрегатного состояния (а.с.) теплоносителей ТА делят: без изменения а.с.; с изменением а.с. одного теплоносителя; с изменением а.с. обоих теплоносителей. В ТА могут протекать различные процессы теплообмена: нагрев; охлаждение; кипение; конденсация; вымораживание; ректификация и т.д. В зависимости от этих процессов ТА можно называть: подогреватели, охладители, испарители, конденсаторы и т.д. По характеру движения теплоносителей относительно теплопередающей поверхности ТА делят на два типа: с естественной (испарители, выпарные аппараты, водогрейные котлы) и с принудительной (рекуперативные ТА) циркуляцией теплоносителей. По конструкции рекуперативные ТА делят: кожухотрубные с прямыми гладкими трубами; кожухотрубные с U-образными трубами; кожухотрубные с оребренными трубами; секционные «труба в трубе»; змеевиковые; спиральные; пластинчатые; пластинчато-ребристые; ламельные. В зависимости от взаимного направления потоков теплоносителей различают схемы: прямоток, противоток, перекрестный ток, смешанный ток, а также сложные схемы тока. Теплоноситель - это рабочая среда, которая нагревается или охлаждается в процессе теплообмена. Условия выбора теплоносителя: иметь большую теплоту парообразования, плотность и теплоемкость, малую вязкость, иметь необходимую термостойкость и не оказывать неблагоприятного воздействия на материалы аппаратуры, быть недорогим, доступным, нетоксичным, взрывобезопасным. В качестве теплоносителей используются: насыщенный водяной пар, горячая вода, продукты сгорания (выхлопные газы), воздух, высокотемпературные теплоносители (соляные растворы, глицерин, этиленгликоль, минеральные масла). ТА. Методы интенсификации процесса теплообмена. Для интенсификации (повышения эффективности) процессов теплообмена применяют следующие приемы: - предотвращение отложений (шлама, солей, коррозионных окислов) путем систематической промывки, чистки и специальной обработки поверхностей теплообмена и предварительного отделения из теплоносителей веществ и примесей, дающих отложения; - продувка трубного и межтрубного пространств от инертных газов, резко снижающих теплообмен при конденсации паров; - искусственная турбулизация потока. При низких значениях числа Re, соответствующих дотурбулентным режимам, можно искусственной турбулизацией потока (турбулизирующими решетками, искусственной шероховатостью, созданием пульсации или закручиванием потока и т.д.) достичь значений коэф-та теплоотдачи, соответствующих развитому турбулентному режиму. Однако в связи со снижением эффекта, получаемого от искусственной турбулизации, при повышении числа Re может наступить момент, когда темп роста теплоотдачи и развитие турбулентности будет экономически бесполезным; - оребрение поверхности теплообмена, целесообразное как для повышения коэф-та теплопередачи, так и для снижения массы ТА. Поверхность оребрения, в 5-10 раз превосходящая поверхность несущих трубок, не подвержена одностороннему давлению, а поэтому ребра можно выполнять из более тонкого материала, чем стенки труб, и этим достичь значительного снижения массы аппарата и расхода металла. По возможности ребра выполняются полыми внутри. Тепловоспринимающая среда протекает внутри ребер, что значительно улучшает коэф. теплопередачи. ТА. Особенности расчётов ТА. Тепловые расчеты строятся на основе уравнения теплового баланса и приобретают специфический вид в зависимости от схемы течения теплоносителя и наличия фазовых переходов в процессе теплообмена. Схема течения теплоносителей непосредственно влияет на интенсивность теплопередачи и в совокупности с конфигурацией поверхности ТА служит для получения оптимального соотношения эффективности передачи тепла и габаритных размеров ТА. Основной характеристикой, зависящей от схемы течения является массовая теплоемкость (водяной эквивалент) - произведение массового расхода на теплоемкость (G∙c). Определение необходимого количества теплоты для передачи от горячего теплоносителя к холодному основывается на уравнении теплового баланса: Q=Qгор=Qхол. Тепловая мощность ТА равна количеству теплоты, переданному от гор. теплоносителя, прошедшему через стенку и отданного хол. теплоносителю за исключением тепловых потерь: Qгор=Qхол+ΔQ. При допущении отсутствия тепловых потерь тепловая мощность ТА определяется как количество переданного или полученного тепла: Q=G∙δh (G-расход теплоносителя; δh-изменение удельной энтальпии). Для однофазных теплоносителей δh=сР∙ δТ. При фазовом переходе (кипение, конденсация) δh=r (r-скрытая теплота фазового перехода). Теплоемкость сР определяется по сред.арифм. между начальной и конечной Т в ТА, а теплота фазового перехода при Т насыщения. При изменении агрегатного состояния гор. теплоносителя (конденсация): Q=G1∙r1= G2∙r2∙(t2’-t1”). Эффективность ТА (Е) - отношение фактического теплового потока QФ к максимально возможному QMAX, которое представляет собой количество теплоты противоточного ТА с бесконечно-большой поверхностью, принимая, что внешние потери отсутствуют. Температурный напор (Δt) - это отрицательное значение отношения количества тепла, переданного в ед. времени к массовой теплоемкости. Коэффициент теплопередачи (k) показывает, какое количество теплоты переходит в единицу времени от более нагретого к менее нагретому теплоносителю через 1 м2 теплообменной поверхности при разности температур между теплоносителями 1К. Через плоскую стенку: 1/k=1/α1 + δ/λ + 1/α2 + Rзаг, где λ- коэф. теплопроводности стенки; α1,2-коэф. теплоотдачи от гор. теплоносителя стенке и от стенки хол. теплоносителю соответственно; Rзаг- сопротивление загрязнений стенки. Эксп. Эксплуатация газопроводов. Очистка газа от мех. примесей. Природным газом называют смесь горючих газов, добываемых из недр земли. Основной составляющей природного газа является СН4, содержание которого достигает 98%. Остальная часть смеси состоит из предельных УВ. Кроме того, в состав природных газов в небольших количествах входят N2 и СО2, иногда H2S, Н2 и др. Природные и попутные газы, транспортируемые по МГ, почти всегда содержат различные твердые (песок, пыль, сварочный грат, окалину) и жидкие (воду, конденсат, масло) примеси. Расстояния, на которых должны располагаться КС, определяются гидравлическим расчетом. МГ представляет собой сложное инженерное сооружение в состав которого входят: 1) головные сооружения; 2) стальной ТП с ответвлениями, ЗА и линейными сооруж.; 3) КС; 4) ГРС; 5) аварийно-ремонтные пункты (АРП); 6) устройства линейной и станционной связи; 7) устройства катодной, протекторной и дрен. защиты; 8) ПХГ; 9) вспомогательные сооруж. После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступает в МГ. МГ может быть постоянного и переменного диаметра. В некоторых случаях он состоит из двух или нескольких газопроводов, уложенных параллельно по одной трассе. В зависимости от рабочего Р (СП 36.13330.2012) устанавливают два класса магистральных газопроводов: 1) свыше 2,5 до 10,0 МПа включительно; 2) свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно. Для отключения отдельных участков газопровода на МГ предусматривается установка отключающей арматуры, на расстоянии не более чем через 25 км. Кроме того, установка отключающей арматуры обязательна в следующих местах: а) на обоих берегах водных преград при пересечении их газопроводом в две нитки и более; б) при каждом ответвлении МГ; в) по обеим сторонам проезжего автомобильного моста при прокладке по нему МГ; г) на участках МГ, примыкающих к КС, на расстоянии 500-700 м от границ территории КС (краны безопасности). Линейные краны на МГ устанавливаются с ручным пневматическим или пневмогидравлическим приводом. Для опорожнения МГ на обеих сторонах участков между отключающей арматурой устанавливаются продувочные свечи (на расстоянии не менее 5 м от отключающей арматуры при диаметре газопровода до 500 мм. В результате гидравлического сопротивления в трубопроводе Р вдоль него падает. В связи с этим на МГ сооружаются КС, предназначенные для повышения Р до величин, определяемых прочностью металла труб. При этом пропускная способность МГ значительно возрастает. На МГ для перекачки газа применяются оборудованные ЦН с приводом от ГТ или ЭД. ГРС сооружаются в конце каждого МГ или ответвления от него и предназначаются для следующих целей: а) снижения Р газа до требуемого и поддержания этого Р в заданных пределах; б) дополнительной очистки газа от мех. примесей; в) дополнительной одоризации поступающего к потребителям газа; г) учета и регулирования расхода газа, отпускаемого потребителям; д) защиты МГ от недопустимого повышения давления. Производительностью МГ или его участка называется количество газа, поступающего в него за год. Пропускной способностью МГ или его участка называется макс. количество газа, которое может быть передано по МГ или участку газопровода в сутки при макс. использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме. Для сооружения МГ применяются бесшовные или сварные трубы из низколегированных сталей. Допускается герметичность МГ проверять опрессовкой воздухом по нормам испытаний, согласно СП 62.13330.2011*. При эксплуатации МГ контролю подлежат следующие основные показатели: а) Р газа в начале и в конце участка, на выходе с промысла и на отводах на ГРС; б) количество транспортируемого газа, Т его на входе и выходе КС, средняя по участку, на входе в ГРС; -в) наличие конденсата, влаги, сероводорода, тяжелых УВ и загрязнений в газе, Р на входе и выходе КС, количество работающих агрегатов и режим их работы; г) исправность оборудования на КС и ГРС, герметичность МГ; д) режим закачки газа в ПХГ, режим отбора газа постоянными и буферными потребителями и другие показатели, характеризующие состояние МГ, его сооружений и оборудования. Эксп. Эксплуатация нефтепроводов. В состав линейной части МН в соответствии с СП 36.13330.2012 и ВИТП 2-86 входят: • ТП (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, ЗА, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств, а также блокировочные ТП, установки ЭХЗ от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики ТП; • ЛЭП, предназначенные для обслуживания ТП и устройства электроснабжения и дистанционного управления ЗА и установками ЭХЗ ТП; • противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения ТП; • емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных УВ; • здания и сооружения линейной службы эксплуатации ТП; • постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы ТП, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения ТП; • пункты подогрева нефти и нефтепродуктов; • указатели и предупредительные знаки. Линейная часть в отношении выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов МН на прочность и устойчивость (в том числе определения толщины стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии с СП 36.13330.2012. ЗА линейной части ТП, устанавливаемая через каждые 10-30 км, предназначена, в основном, для отсекания участка ТП при аварии или ремонтных работах. Нефть с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел предохранительных устройств, узел учета и направляется в РП. Здесь осуществляется ее отстаивание от воды и мех. примесей, а также замер количества. Для откачки нефти из резервуаров используется подпорная насосная. Из нее через узел учета нефть направляется в магистральную насосную, а затем через узел РД и камеру пуска средств очистки и диагностики - в МН. Эксп. Нормативно-техническая документация. Закон РФ «О промышленной безопасности опасных промышленных объектов» принят Гос. Думой РФ от 21.07.1997 г. N 116-ФЗ. Закон «О пожарной безопасности» принят Гос. Думой РФ от 21.12.94. N 69-ФЗ, редакция от 24.01.98 СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы». ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений». ВНТП 2-86 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов». ВРД 39-1.10-069-2002 «Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов». НиД. Виды стратегий технического обслуживания, роль диагностики в каждой стратегии. 1. Стратегия ремонтов после отказа применяется в случае использования многочисленных недорогих машин с дублированием каждого ответственного участка технологич. процесса. Механич. оборудование эксплуатируется до выхода из работоспособного состояния – до отказа. Затраты на ТО в этом случае минимальны. Возникающие отказы непредсказуемы и приводят к существенным затратам по их ликвидации. Данная стратегия используется по отношению к недорогому вспомог. оборудованию, имеющему резервирование. В этом случае замена механизма дешевле, чем затраты на его ТОиР. При отсутствии резервирования производственный процесс на время ремонта приходится останавливать. Часто при экспл. оборудования до выхода из строя проводятся периодические измерения вибрационного состояния машины. Это позволяет рационально выбирать время ремонта и своевременно обеспечить подготовку к ремонту. 2. Стратегия планово-предупредительных ремонтов должна обеспечивать безотказную работу оборудования путём принудительной замены узлов и деталей в сроки, устанавливаемые на основе статистического анализа отказов. Установленное среднее значение норматива заранее предполагает аварийные отказы одних деталей и замену других, не отработавших свой ресурс. Следовательно, данная стратегия не исключает возможность возникновения аварийных отказов. Фактически оказывается, что не менее 50% регламентных ремонтных воздействий выполняются без особой необходимости. В некоторых случаях безотказность работы оборудования после ТОиР снижается, иногда временно, до момента окончания процесса приработки, а иногда постоянно. Снижение показателей надёжности обусловлено появлением отсутствовавших до обслуживания дефектов монтажа. Возникновение около 70% отказов вызвано принудительным обслуживанием МиО. 3. Стратегия ремонтов по состоянию. По этой стратегии обслуживания состояние машин и механизмов контролируется периодически или в зависимости от результатов диагноза и прогноза технич. состояния. Ремонт проводится в оптимальные сроки, в необходимом объёме. Основой для этого служит знание фактического состояния механизма. Это позволяет минимизировать объём ремонтов и обеспечить безаварийную работу. Эффективность применения стратегии может быть эквивалентна стоимости 30% общего парка машин. На основании информации о технич. состоянии решаются задачи: - определение сроков и объёмов ремонта; - выявление механизма с наихудшими параметрами, требующего немедленной замены; - оценка качества проведенного ремонта; - оценка состояния и качества монтажа нового оборудования. Эффективность решения этих задач обеспечивается за счёт ремонта наиболее изношенного оборудования, ликвидации ошибок монтажа и контроля состояния оборудования, вступающего в эксплуатацию после ремонта. Виды стратегий технического обслуживания и ремонта подразделяют на две группы: пассивные и активные. Пассивные стратегии в той или иной форме отвечают на изменение технического состояния. Соответственно – это ремонт после отказа либо ремонт по состоянию, когда оборудование достигнет предела своего возможного использования. В этом случае имеется возможность одновременного отказа нескольких механизмов, тогда необходимость в ремонтных работах превысит возможности ремонтной службы, что может привести к остановке технологического процесса. Активные стратегии влияют на состояние оборудования до возникновения необходимости ремонта путём предупредительной замены узлов и деталей либо устранением отклонений и неисправностей в работе механизмов (активная стратегия ремонтных воздействий). Принудительная замена деталей не всегда экономически оправдана, однако повышает безотказность работы оборудования. Проблематичным, в данном случае, является выбор рациональных сроков и объёмов заменяемых деталей. Если техническое состояние оборудования известно, появляется возможность снизить объёмы ремонтов и увеличить срок службы оборудования. Это осуществляется путём выявления и устранения дефектов и повреждений, приводящих к снижению ресурса. НиД. Диагностика вращающихся механизмов. Диагностика механизмов с узлами вращения представляет собой обнаружение и контроль развития дефектов собственно узлов вращения (валов, роторов, рабочих колес и т.п.), соединительных муфт и подшипников, в которых эти узлы вращаются, а также элементов механич. передач, передающих крутящий момент. Основными методами при диагностике вращающихся механизмов являются: 1. Метод измерения электроразрядной активности (частичные разряды, искрения в контактах и пакете активной стали, пазовые разряды и т.д.). Основным преимуществом является то, что мы не только умеем фиксировать и различать основные дефектов, но и произвести локацию каждого типа сигналов отдельно. 2. Метод гармонического анализа емкостного тока. Позволяет определить надежность крепления токоведущих элементов, пакета активной стали, а также состояния подшипников и качество центровки валов ЭД и механизма. Преимущество метода в том, что он абсолютно помехозащитен, так как на емкостный ток влияет только взаимное геометрическое расположение внутренних элементов машин. 3. Метод гармонического анализа виброскоростей. Позволяет определить зоны максимальной вибрации отдельно для каждого типа дефекта (токоведущих элементов, пакета активной стали или подшипников). Достоинство этого метода в том, что измеряется не общая вибрация, в которую делают вклад все элементы электрической машины, а отдельно каждый из элементов. Затем проводится локация не по максимумам общей вибрации, а по максимумам каждого вида виброявлений отдельно. 4. Метод контроля диссипационных явлений (тепловизионный контроль). Позволяет увидеть степень развитости дефектов, как в подшипниках, так и в токоведущих элементах и пакете активной стали. Появление на корпусе зон локального нагрева, вызванных внутренним проблемами, показывает, что дефекты развиваются давно и необходимо готовиться к ремонту или замене оборудования. НиД. Мониторинг технического состояния объекта. Мониторинг состояния — наблюдение за состоянием объекта для определения и предсказания момента перехода в предельное состояние. Результат мониторинга состояния объекта представляет собой совокупность диагнозов составляющих его субъектов, получаемых на неразрывно примыкающих друг к другу интервалах времени, в течение которых состояние объекта существенно не изменяется. Система мониторинга (состояния оборудования): совокупность процедур, процессов и ресурсов, реализованных с использованием диагностической сети, позволяющая по результатам измерений заданных параметров в заданных точках и наблюдений за работой оборудования получить информацию о текущем техническом состоянии оборудования, опасностях и рисках, связанных с его применением, требуемых действиях обслуживающего персонала и другие сведения, необходимые для реализации установленных предупреждающих мер. Мониторинг технического состояния потенциально опасных объектов является основой их безопасного функционирования. При мониторинге осуществляется контроль процессов, протекающих в элементах конструкции объекта и окружающем грунте в целях раннего обнаружения негативного изменения их НДС, которое может привести к переходу объекта в аварийное состояние. Магистральный трубопровод является потенциально опасным производственным объектом, авария на котором может привести к катастрофическим последствиям. Бесперебойная и безопасная эксплуатация магистрального трубопровода должны быть гарантированы с высокой степенью вероятности. Сложные природные условия эксплуатации, большие протяженности, дополнительно повышают риски возникновения аварийных ситуаций. Это предъявляет особые требования к обеспечению надежности трубопроводов и, в первую очередь, к системам и методам контроля параметров их технического состояния. В системе мониторинга технического состояния магистрального трубопровода осуществляется мониторинг влияющих факторов: -сейсмических и тектонических событий, - мониторинг НДС трубопровода, -температур и деформаций грунтов в наиболее опасных местах. Сбор. Какие факторы определяют целесообразность применения низкотемпературной сепарации при подготовке газа к магистральному транспорту? Низкотемпературные технологические процессы применяются для обработки природных газов ГКМ с целью осушки и извлечения целевых компонентов - тяжелых УВ и инертных газов при наличии их заметных количеств. Метод извлечения компонентов С5+ из конденсатосодержащего газа посредством использования физических поглотителей без одновременного применения низкотемпературных процессов в настоящее время вообще не используется в практике промысловой обработки газа. Основным низкотемпературным методом промысловой подготовки газа в России остается процесс НТС с охлаждением газа за счет использования избыточного по сравнению с газопроводом давления на входе в установку. НТС применяется при газоконденсатном соотношении не превышающим 100 см3/м3. Охлаждение газа осуществляется посредством его дросселирования (эффект Джоуля-Томсона). Процесс дросселирования является изоэнтальпийным и приводит к значительному снижению Т газа (3-4,5 °С на 1 МПа). Сбор. Почему перед поступлением нефти в электродегидратор в нее добавляется вода? Наличие в нефти пластовой воды, солей (хлориды, сульфаты, гидрокарбрнаты) и механических примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования НПЗ. Поскольку соль в нефти растворена в воде, удаление соли и воды одновременно с помощью электродегидратора - это простое решение. Однако произвести обессоливание в один этап невозможно. Поэтому при высокой концентрации соли, в нефть добавляют пресную воду и промывают несколько раз в электродегидраторе, состоящем из двух-трех последовательно соединенных ступеней. Снижение содержания солей в нефти при помощи электродегидратора дает значительную экономию: примерно вдвое увеличивается ресурс установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов. Необходимо подогревать эмульсию до электростатической дегидрации для того, чтобы способствовать разрушению стабилизированных эмульсий. Эта термо- и электростатическая дегидрация может быть спроектирована в виде одного резервуара (термосепаратора). Сбор. Почему при регенерации гликоля, насыщенного водой, его подогревают до 120 градусов? Гликоли широко применяют в качестве абсорбентов при осушке природного, нефтяных и углеводородных газов. Это обусловлено высокой гигроскопичностью, стойкостью к нагреву и возможностью регенерации (восстановления) гликолей. Насыщенный гликоль отводится из сепаратора, нагревается в теплообменнике (десорбере) потоком регенерированного гликоля и поступает на питание в верхнюю часть насадочной колонны регенерации. Стекая вниз по насадке, гликоль подогревается. Влага при этом постепенно переходит в паровую фазу и поднимается на верх колонны. Пары воды выводятся с верха колонны и конденсируются в холодильнике. Вследствие низкой упругости паров потери гликолей незначительные. Т кипения и упругость паров воды и гликолей сильно различаются, что облегчает регенерацию поглотителя. Сбор. Каков механизм действия ПАВ при разрушении нефтяных эмульсий? Для разрушения эмульсии применяются деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые способствуют снижению стойкости нефтяных эмульсий. Назначение деэмульгаторов: - хорошие деэмульгаторы должны обеспечивать не только сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции; - в большинстве нефтей присутствуют мех. примеси, частицы которых собираются на поверхности раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулы воды. Деэмульгаторы обеспечивают коалесценцию (слияние капель), но помехой слиянию являются стабилизаторы эмульсии. Растворимые в воде эмульгаторы способствуют образованию эмульсий «вода в нефти». Деэмульгаторы обволакивают частицы мех. примесей тонкой пленкой, которая выделяется из нефти и удаляется вместе с водой. Сбор. Каковы отличия свойств нефти (плотность, вязкость, газовый фактор) в пластовых и поверхностных условиях? Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400-1000 м3 на 1 м3 нефти. Плотность нефти изменяется в широких пределах от 0,71 до 1,04 г/см3. В пластовых условиях за счет большого объема растворенного в нефти газа плотность ее в 1,2-1,8 раза меньше, чем в поверхностных условиях после ее дегазации. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных N2 или CO2, несколько возрастает с ростом Р. Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой Т и Р. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе и с увеличением Т; повышение Р вызывает некоторое увеличение вязкости. Меньшей вязкостью обладают легкие нефти, а большей – тяжелые. В пластовых условиях вязкость нефти в десятки раз меньше, чем той же нефти на поверхности после ее дегазации. Газосодержание или газовый фактор – это количество газа в 1м3 (или на 1т) дегазированной нефти, т.е. газовый фактор – это количественный показатель того, какое количество газа было растворено в нефти в пластовых условиях, способное перейти в свободное состояние при извлечении нефти на поверхность. Газовый фактор может достигать 300-500 м3/т, но чаще – в пределах 30-100 м3/т. Сбор. Каковы основные методы разрушения нефтяных эмульсий? |