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:     | 1 |   ...   | 3 | 4 ||

«I Содержание НОВОСТИ ОТРАСЛИ Газовая промышленность (Москва), 13.03.2014 1 ...»

-- [ Страница 5 ] --

ИСПЫТАТЕЛЬНЫЙ СТЕНД ДЛЯ ВИБРАЦИОННОЙ ДИАГНОСТИКИ ПОДШИПНИКОВ КАЧЕНИИ В УСЛОВИЯХ ПРОИЗВОДСТВА Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 89, 90, 91, Выпуск: 3 УДК 681.518. А.Ю. Кяорякин, P.P. Гареев (ООО «Газпром добыча Уренгой», РФ, Новый Уренгой), В. У. Ямалиев (Уфимский государственный нефтяной технический университет, РФ, Уфа), А.А. Мацибора (ООО «Газпром добыча Уренгой», РФ, Новый Уренгой) E-mail: rustemmp@rambler.ru Контроль технического состояния подшипников является основным и наиболее важным аспектом работ по диагностированию состояния роторного оборудования, надежность которого в первую очередь определяется состоянием подшипниковых узлов. Установка дефектного подшипника на эксплуатируемое оборудование, что происходит на большинстве промышленных предприятий, приводит не только к неплановому останову механизма, но и к необходимости проведения ремонтных работ. В статье описан способ организации системы контроля технического состояния подшипников качения в производственных условиях путем использования имеющегося в наличии оборудования. Данная система виброконтроля позволит исключить установку дефектных подшипников на действующее оборудование и, соответственно, необходимость повторных ремонтных работ. Методику контроля технического состояния подшипников качения на основе регистрации ударных импульсов со спектральным анализом можно рекомендовать для обнаружения основных видов дефектов подшипника в стадии зарождения.

Ключевые слова: роторное оборудование, диагностирование, подшипники качения, входной виброконтроль, виброскорость, ударные импульсы, испытательный стенд.

Надежность работы роторного оборудования, составляющего большую часть технологического оборудования предприятий (более 30% на установках комплексной подготовки газа ООО «Газпром добыча Уренгой»), в значительной степени определяется состоянием его подшипниковых узлов, которое лимитирует ресурс механизма в целом. По статистике наиболее часто возникающих механических повреждений в насосных агрегатах, 41% отказов приходится на неисправность подшипников [1].

Контроль вибрации подшипников - это операции, включающие проведение измерений одного или нескольких параметров вибрации подшипников, определение их соответствия или несоответствия установленным нормам и сортировку подшипников по этим признакам. Следует отметить, что способы диагностирования подшипников должны основываться на методах обнаружения повреждений подшипника на ранних стадиях их развития, т.

е. на методах обнаружения малых отклонений параметров технического состояния от номинальных, соответствующих нормативно-технической документации. В качестве основного критерия оценки технического состояния подшипников качения по вибрации используется критерий соответствия среднего квадратического значения (СКЗ) виброскорости (корень квадратный из среднего значения квадратов значений виброскорости, взятых во временном интервале, мм/с). Основанием служит тот принцип, что факторы, вызывающие погрешность вращения подшипника, вызывают также динамическую вибрацию элементов подшипника. Установленные вибрационные разряды подшипников (Ш - Ш9), которые зависят от типа, габаритов и конструктивной разновидности подшипника, определяют рекомендуемые верхние предельные значения (нормы) уровней виброскорости в полосах низких (50-300 Гц), средних (300-1800 Гц) и высоких (1800-10000 Гц) частот [2].

Исключить вероятность применения заведомо дефектных и некачественных подшипников, содержание которых в партии может колебаться от 10 до 90% [1], позволяет проведение входного контроля новых подшипников в Управлении аварийных и восстановительных работ ООО «Газпром добыча Уренгой» на специализированном стенде марки СВК-А.

Осуществляемый виброконтроль по оценке технического состояния подшипников качения основан на динамическом диагностировании вибраций деталей подшипника при модельной раскрутке внутреннего кольца относительно наружного. Применение стендов контроля подшипников эффективно и экономически оправданно во многих отраслях промышленности, так как попытка сэкономить на качестве неминуемо приведет к еще большим расходам. А своевременное использование вибродиагностического оборудования предотвращает поломку ответственных дорогостоящих машин из-за применения некачественных подшипников, приводящую к аварии или несчастному случаю на производстве.

Но зачастую на производстве применяют подшипники, бывшие в употреблении и непригодные для дальнейшей эксплуатации либо дефектные по причине хранения в неудовлетворительных условиях.

Установка таких подшипников на действующее оборудование приводит не только к выходу его из строя и внеплановой остановке технологического процесса, что может привести к значительному экономическому ущербу, но и к необходимости демонтажа и разборке механизма для замены подшипника, поскольку практически все повреждения подшипников приводят к неплановому останову работы механизма. Возникает необходимость повторной проверки качества подшипников непосредственно перед установкой на специализированном стенде, расположенном, как правило, в значительной удаленности от газовых промыслов. С этим связаны дополнительные транспортные издержки и сопутствующий простой технологического оборудования (при отсутствии соответствующей замены).

Поэтому авторами было предложено организовать систему контроля технического состояния подшипников непосредственно в условиях промысла на базе применения имеющегося в наличии оборудования. Для реализации данной системы в качестве испытательного стенда вибрационной диагностики подшипников качения используется переоборудованный токарный станок марки МК6055 (без потери основных функций металлообработки), а виброанализатором служит диагностический прибор Leonova Infinity(1). Данная система контроля позволяет полностью исключить вероятность установки дефектного подшипника на действующее оборудование в производственных условиях.

На рис. 1 представлен испытательный стенд входного контроля подшипников качения на базе токарно-винторезного станка марки МК6055. Установленный в патроне подшипник качения (5) диагностируется анализатором Leonova Infinity (1) при помощи закрепленных на резцедержателе суппорта датчика вибрации (4) и датчика ударных импульсов (3) при различных частотах вращения шпинделя.

При вибродиагностировании на испытательном стенде для имитации условий эксплуатации создается искусственное контролируемое усилие на подшипник в радиальном и осевом направлении. Для этого на рукоятке поперечного и продольного суппорта имеется возможность устанавливать динамометрический ключ со шкалой замера моментного усилия (см. рис. 1, 6). Для винтовой пары поперечного суппорта токарного станка справедливо соотношение:

[Формула.

Материал доступен в pdf-версии издания.] После подстановки значений получена аналитическая зависимость радиального усилия F(p) от момента вращения рукоятки поперечного суппорта Мкр для токарного станка марки МК6055:

F(p) = 370 M(Kp). (2) Программно-аппаратный комплекс прибора Leonova Infinity позволяет производить замер СКЗ виброперемещения, виброскорости и виброускорения, а также уровня ударных импульсов(2) со спектральным разложением данных видов сигналов. Для правильной оценки состояния подшипника необходимо заблаговременно ввести в диагностический прибор следующие данные:

тип, класс, средний диаметр и скорость вращения внутреннего кольца подшипника.

Выводимые на экран компьютера или монитор прибора промежуточные параметры сильных (LR) и слабых (HR) ударных импульсов, измеренные по ненормализованной шкале в децибелах, являются абсолютными значениями, не выражающими состояние подшипника. Последующая оценка технического состояния подшипника производится по математически рассчитываемым параметрам состояния:

код состояния CODE дает категорию состояния подшипника в виде буквенного кода (А - наилучшее, D - наихудшее состояние);

число LUB отражает состояние смазки (принимает значение в относительных единицах: от 6 полная смазка до 0 - отсутствие смазки);

показатель состояния COND отражает степень ухудшения условий работы или повреждения подшипника: чем больше значение, тем хуже состояние (см. сноску 1).

Для апробации и испытания стенда входного контроля в производственных условиях было проведено диагностирование подшипников с имитацией дефекта присутствия механических примесей на наружном кольце (рис. 2), внутреннем кольце, сепараторе, телах качения, при коррозионном износе и различной степени смазки.

Исходя из представленной ниже формулы (4), произведен расчет частоты перекатывания тел качения по наружному кольцу для подшипника N 224 при частоте вращения внутреннего кольца N = 400 мин(-1): f(H) = 28,125 Гц.

Известно, что вибрация, создаваемая подшипником качения, характеризуется следующими основными частотами, зависящими от конструктивных параметров его деталей:

частота вращения сепаратора относительно наружного кольца определяется соотношением:

[Формула.

Материал доступен в pdf- версии издания.] частота перекатывания тел качения по наружному кольцу:

[Формула.

Материал доступен в pdf- версии издания.] частота перекатывания тел качения по внутреннему кольцу:

[Формула.

Материал доступен в pdf- версии издания.] частота вращения тел качения относительно поверхности колец:

[Формула.

Материал доступен в pdf- версии издания.] При спектральном анализе виброскорости подшипника с дефектом присутствия механической примеси на наружном кольце амплитудное значение на частоте дефекта наружного кольца подшипника (f(H) = 28,125 Гц) не превысило допустимую норму (V = 1,31 мм/с). Однако присутствие данного вида дефекта привело к возрастанию амплитуды (V= 12,84 мм/с) на частоте f = 3,125 Гц, которое не несет какой-либо информации о состоянии подшипника и присутствующих дефектах (рис. 3, а).

Аналогичная картина на спектре виброускорения (рис. 3, б) не позволила выявить присутствие дефекта того же подшипника при тех же условиях (f(H) = 28,125 Гц;

А = 0,23 мм/с(2)). В результате наиболее информативным оказался спектр ударных импульсов (рис. 3, в), четко реагирующий на присутствие дефектов в подшипнике (f(H) = 28,125 Гц;

SD = 37,61% - величина, выраженная в процентах от общей энергии сигнала ударных импульсов).

Таким образом, методики вибродиагностирования подшипников, подробно описанные в существующем российском стандарте [2], базируются на анализе параметра виброскорости (как энергетической характеристики), не могут быть использованы для оценки полного технического состояния подшипников качения и непригодны для раннего обнаружения и идентификации дефектов из-за отсутствия в сигнале виброскорости информации о степени повреждения деталей подшипника. Предельные нормы СКЗ виброскорости в зоне оборотных частот и в полосе 10-1000 Гц (общий уровень) могут быть превышены только при достижении аварийного состояния подшипника [5].

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Прахов И. В. Оценка поврежденности насосных агрегатов по значениям параметров гармоник токов и напряжений электропривода: дисс.... канд. техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 2012. - 150 с.

2. ГОС7 Р ИСО 15242-1:2004. Подшипники качения. Методы измерения вибрации. Ч. 1. Основные положения. - М.: Изд-во стандартов, 2005.

3. Анурьев В. И. Справочник конструктора-машиностроителя: в 3-х т. - Т. 2 / Под ред. И.Н.

Жестковой. - М.: Машиностроение, 2001. - 777 с.

4. Генкин М.Д., Соколова А. Г. Виброакустическая диагностика машин и механизмов. - М.:

Машиностроение, 1987. - С. 248-250.

5. Соколова А.Г., Балицкий Ф.Я. Вибромониторинг машинного оборудования и раннее обнаружение эксплуатационных повреждений // Вестник научно-технического развития. - 2008. - N 7 (11). - С.

45-50.

*** (1) Паспорт анализатора Leonova Infinity LE0801.

(2) [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.spminstrument.ru/methods/spm/ PETROBRAS ЗАПИЛИЛА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ОЧЕРЕДНОЙ ТЕРМИНАЛ СПГ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 3 Бразильская нефтегазовая компания Petrobras объявила 24 января 2014 г. о запуске в эксплуатацию регазификационного терминала Bahia Regasification Terminal (TRBA), расположенного в районе г.

Сальвадор, штат Баия на востоке страны.

Мощность нового терминала СПГ, ставшего уже третьим для компании, составляет 14 млн м(3) природного газа в сутки. Таким образом, с запуском TRBA общая производственная мощность Petrobras по регазифика-ции СПГ выросла до 41 млн м(3)/сут, что в 1,5 раза превышает мощности по импорту природного газа в Бразилию из соседней Боливии. Инвестиции в строительство нового терминала составили около 1 млрд долл. Работы начались в 2012 г. и были завершены в запланированные сроки.

В настоящее время компания Petrobras владеет еще двумя терминалами по приему СПГ: Ресёт, расположен в штате Сеара на северо-востоке страны (7 млн м(3) газа в сутки), и Guanabara Bay в штате Рио-де-Жанейро на юго-востоке (20 млн м(3) газа в сутки).

Наличие сети терминалов по регазификации СПГ позволяет Бразилии диверсифицировать источники импортируемого в страну природного газа, значительно повышая энергетическую безопасность страны.

По информации Petrobras, Upstream, LNG Industry ВЛИЯНИЕ ПАВ НА ОБРАЗОВАНИЕ ЭМУЛЬСИИ В ПРОЦЕССЕ ЩЕЛОЧНОЙ ДЕМЕРКАПТАНИЗАЦИИ ЛЕГКОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 93, 94, Выпуск: 3 УДК 665. С.Е. Уханов, В.Г. Рябов, С.С. Галата, B.C. Пушкова (Пермский национальный исследовательский политехнический университет, РФ, Пермь) E-mail: rvg@pstu.ru Удаление сероводорода и меркаптанов из углеводородного сырья становится с каждым годом все более актуальной задачей. Ужесточение требований к продуктам нефтегазопереработки с точки зрения их экологической чистоты ставит задачу совершенствования методов демеркаптанизации легких нефтяных фракций и газоконденсатов. В настоящее время для очистки нефти и газа от меркаптанов широко используется технология щелочной окислительной демеркаптанизации [1, 2].

Как показали проведенные авторами исследования 13,47, повысить результативность щелочной окислительной демериаптанизации можно введением в систему «углеводород - водный раствор щелочи» некоторых поверхностно-активных веществ (ПАВ). Применение в лабораторном процессе щелочной демеркаптанизации оптимального количества ПАВ позволяло в ходе экспериментов в десятки раз снизить содержание в углеводородном сырье трудноизвлекаемых меркаптанов по сравнению с процессом, проводимым в идентичных условиях, но при отсутствии ПАВ.

Ключевые слова: углеводороды, меркаптаны, щелочная экстракция, поверхностно-активные вещества, эмульсия, гексан-гептановая фракция.

Входе изучения экстракции меркаптанов из модельных гексановых растворов в присутствии различных ПАВ в ряде случаев отмечалось образование стойких эмульсий, для разрушения которых требовалось дополнительное время. Эмульгирование препятствовало полному отделению гексана от щелочного раствора меркаптидов, снижало эффективность демеркаптанизации модельных растворов и вело к загрязнению углеводорода щелочью. Поскольку все ПАВ в той или иной степени способствовали образованию эмульсии в системе «вода -гексан», этот вопрос требовал более тщательного изучения.

Для проведения исследований было выбрано одно из ПАВ, обладающее ярко выраженной активностью в процессе щелочной экстракции меркаптанов и относительно невысокой эмульгирующей способностью, что делало его наиболее перспективным для использования при демеркаптанизации углеводородного сырья. Была изучена эмульгирующая способность этого ПАВ в зависимости от его содержания в водном растворе щелочи.

Методика испытаний состояла в следующем. К равным объемам раствора бутил-меркаптана в гексане и водного раствора щелочи, содержащего 10% NaOH, добавляли расчетное количество ПАВ.

Смесь помещали в цилиндр и эмульгировали с помощью мешалки с частотой вращения мин(-1). Время перемешивания жидкостей во всех опытах составляло ровно 60 с, после чего мешалку останавливали и сразу замеряли высоту столба эмульсии и время, необходимое для ее разрушения. Результаты проведенных испытаний приведены в табл. 1.

Полученные данные свидетельствуют, что исследуемое ПАВ действительно способствовало образованию эмульсии в процессе демеркаптанизации модельного раствора, причем стойкость эмульсии возрастала пропорционально количеству ПАВ в системе.

Одновременно с определением стойкости эмульсии после каждого испытания замерялось и остаточное количество бутилмеркаптана в модельном растворе методом потенциометрического титрования. Объединенная информация о влиянии данного ПАВ на образование эмульсии и экстракцию бутилмеркаптана из модельного раствора приведена на рисунке. Графическое представление экспериментальных данных особенно наглядно показывает, что в интервале массовых долей ПАВ 0,03-0,09% время разрушения эмульсии растет практически линейно. График, отражающий остаточное содержание меркаптана в гексановом растворе, представляет в этой области вогнутую кривую с точкой перегиба около 0,05% ПАВ. На основании этих данных можно было предполагать, что при таком содержании ПАВ процесс демеркаптанизации уже идет достаточно эффективно, а стойкость образующейся эмульсии еще не так высока. Следовательно, применение ПАВ в процессе демеркаптанизации должно вызывать заметное увеличение степени извлечения меркаптанов, но не оказывать серьезных затруднений при отделении очищенного сырья от водно-щелочного раствора.

Это предположение было экспериментально проверено в процессе щелочной демеркаптанизации гексан-гептановой фракции (ГГФ) по замкнутому циклу в присутствии оптимального (0,1%) и сниженного вдвое (0,05%) количества ПАВ. Для этого в лабораторных условиях был изучен процесс очистки ГГФ, отобранной с установки демеркаптанизации ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка», в присутствии ПАВ. По данным анализов, содержание меркаптановой серы в пробах ГГФ составляло 0,1781%. Демеркаптанизацию ГГФ проводили раствором щелочи с содержанием NaOH 10% и катализатора окисления меркаптидов ИВКАЗ в количестве 5 ррт как в присутствии, так и в отсутствии ПАВ. Методика экспериментов в основном воспроизводила производственный цикл и состояла в следующем. Равные объемы ГГФ и 10%-го водного раствора щелочи, содержащего также определенное количество ПАВ и катализатора окисления ИВКАЗ, помещали в лабораторный экстрактор и энергично перемешивали в течение мин. По завершении экстракции реакционную смесь переносили в сепаратор щелочи и после отстаивания делили на водный и органический слой.

В органическом слое определяли остаточное содержание меркаптанов и по результатам анализов делали вывод об эффективности демеркаптанизации.

Водный слой (щелочной раствор меркаптидов) переносили в регенератор щелочи, где меркаптиды окисляли продувкой воздухом при температуре 50 °С в течение 30 мин. После охлаждения содержимое регенератора переносили в сепаратор дисульфидов, где в результате гравитационного отстоя смесь делилась на водно-щелочной раствор и дисульфиды. Для более полного и быстрого отделения дисульфидов в сепаратор добавляли 5-10 мл чистого гексана. Раствор дисульфидов в гексане направляли на утилизацию, а регенерированный раствор щелочи возвращали в новый цикл демеркаптанизации, дополнив его до 50 мл свежим раствором.

В первом и втором циклах демеркаптанизация ГГФ проводилась только щелочным раствором, содержащим катализатор ИВКАЗ. ПАВ в систему добавили перед третьим циклом. Это было сделано, чтобы сравнить эффективность процесса демеркаптанизации в присутствии ПАВ и без него.

Результаты проведенных экспериментов приведены в табл. 2. Как следует из полученных данных, однократное введение в систему оптимального количества ПАВ (0,1%) позволило полностью очищать ГГФ от меркаптанов на протяжении всех циклов эксперимента. Иначе говоря, степень демеркаптанизации ГГФ с величины около 75% без ПАВ увеличилась до 100% после его добавления.

Следует также отметить, что образование эмульсии, для разрушения которой потребовалось около 10 мин, в этом эксперименте наблюдалось лишь в третьем цикле, сразу после введения в раствор ПАВ. В последующих циклах эмульсия разрушалась за 1-3 мин, а с седьмого по двенадцатый цикл стойкая эмульсия не образовывалась вообще, в то время как положительное влияние ПАВ на степень демеркаптанизации было очевидным.

В табл. 3 приведены результаты демеркаптанизации ГГФ в присутствии ПАВ в количестве, сниженном вдвое относительно оптимального. При этом присутствие ПАВ позволило удержать степень демеркаптанизации углеводородного сырья на достаточно высоком уровне, хотя при переходе от цикла к циклу процесс очистки в целом стал менее стабильным. Тем не менее даже в четырнадцатом и пятнадцатом циклах степень демеркаптанизации ШФЛУ составляла 100%, что, несомненно, было обусловлено присутствием ПАВ в щелочном растворе. Следует отметить, что в данной серии экспериментов образования стойкой эмульсии не наблюдалось ни в одном цикле.

Таким образом, проведенные исследования показали, что образование эмульсии при работе с исследованным ПАВ в области его оптимальных концентраций относительно невелико и не создает препятствий проведению процесса демеркаптанизации. В то же время эффективность удаления меркаптанов из легких углеводородных фракций в присутствии ПАВ существенно возрастает и может достигать 100%, даже если его содержание снижено вдвое относительно оптимального.


*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Фомин В.А., Вильданов А.Ф., Мазгаров A.M., Луговской А.И. Внедрение процесса демеркаптанизации ББФ на ГФУ Рязанского НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. - 1987. - N 12.

- С. 14-15.

2. Ахмадуллина А.Г., Кижаев Б.В., Нургалиева Г.М. и др. Гетеро-каталитическая демеркаптанизация легкого углеводородного сырья // Нефтепереработка и нефтехимия. - 1994. - N 2. - С. 39-41.

3. Уханов С.Е., Рябов В.Г., Галата С.С. Применение поверхностно-активных веществ в процессе демеркаптанизации углеводородного сырья // Технологии нефти и газа. - 2011. - N 2. - С. 21-25.

4. Уханов С.Е., Галата С.С., Рябов В.Г. и др. Изучение влияния поверхностно-активных веществ на скорость процесса щелочной демеркаптанизации углеводородного сырья // Вестник Пермского национального исслед. политех, ун-та. Химическая технология и биотехнология. - 2012. - N 13. - С.

87-91.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ФРАКЦИОННОЙ РАЗГОНКИ ПО ЭНГЛЕРУ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 96, 97, 98, Выпуск: 3 В. В. Прытков (ООО «ТюменНИИгипрогаз», РФ, Тюмень), А. Г. Касперович (ИТЦ ООО «Газпром переработка», РФ, Москва), О.А. Омельченко, Д. А. Рычков (ООО «ТюменНИИгипрогаз», РФ, Тюмень) E-mail: Rychkov@tngg.ru УДК 552.578.1: При выполнении расчетов подготовки, переработки и транспорта углеводородной продукции требуется определение физико-химических характеристик потоков, которое наиболее часто осуществляется в ходе экспериментальных исследований или с помощью корреляционных методик.

Расчет с применением корреляционных методик не всегда дает приемлемые результаты, а экспериментальные методы исследования часто оказываются дорогостоящими и затратными по времени. Авторами предпринята попытка детального термодинамического моделирования экспериментальных методик определения таких характеристик для сокращения числа экспериментальных исследований и достижения приемлемой точности. В настоящей статье описана методика расчета разгонки по Энглеру. Данная методика в сочетании с другими оригинальными методиками положена в основу метода создания имитационных поточных моделей, разработанного авторами. Основные аспекты метода описаны в работах [1-3].

Ключевые слова: физико-химические характеристики потоков, экспериментальные исследования, модельные термодинамические расчеты, разгонка по Энглеру.

[Полный текст публикации доступен в pdf-версии издания] *** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] РОСНЕФТЬ И GENERAL ELECTRIC РАСШИРЯЮТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ СОТРУДНИЧЕСТВО Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 3 Соглашение об учреждении совместных предприятий подписали президент, председатель правления ОАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин и главный исполнительный директор GE Джеффри Иммельт. Документ был подписан в присутствии Председателя Правительства России Дмитрия Медведева. Соглашение направлено на расширение научно-технического сотрудничества между двумя компаниями и предусматривает на первой стадии создание двух специализированных центров (прикладной инженерный и учебный). Целью прикладного инженерного центра станет развитие проектов ОАО «НК «Роснефть» с использованием продукции и технологий GE Oil & Gas (дочерняя компания GE). Ключевые функции центра включают сотрудничество между ОАО «НК «Роснефть» и GE в рамках модернизации существующих и создания новых разработок при строительстве нефтегазовых проектов компании, от общего концептуального проектирования до конкретных конфигураций продукции, локализацию оборудования для проектов и обучение в области прикладного проектирования и смежных технических направлений для расширения производственного потенциала инженеров и технических менеджеров Роснефти. Приоритетные направления деятельности включают разработку решений в области торговли газом, включая СПГ и КПГ, производства электроэнергии, повышения эффективности производства, в том числе модернизации технологий добычи, шельфового и подводного оборудования, а также переработки и нефтехимии.


Работа исследовательского центра будет сосредоточена на разработке новых совместных технологий и модернизации существующих технологий компаний-партнеров. Основными темами работы центра станут технологии монетизации газа, нефтепереработки и нефтехимии, в том числе СЖТ (преобразование попутного нефтяного газа в синтетическое жидкое топливо) и создание новых полимеров, разработка шельфовых и глубоководных месторождений нефти и газа, способы повышения нефтеотдачи. В центре будут созданы новые технологии и решения, по которым планируется обеспечение соответствующей защиты прав интеллектуальной собственности.

Первоначальный общий взнос в центры от Роснефти и GE составит 20 млн долл. на паритетной основе. Дополнительное совокупное финансирование в размере 50 млн долл. будет предоставлено сторонами после определения конкретных задач. Стороны намереваются совместно инвестировать в центры до 400 млн долл. до 2020 г.

Создаваемые центры позволят компании «Роснефть» сохранить высокие показатели добычи на суше и опережающими темпами осваивать арктический шельф России, применяя самые современные и безопасные технологии.

По итогам подписания соглашения Игорь Сечин отметил, что «реализация данного проекта позволит НК «Роснефть» и GE создать уникальную для России площадку проведения НИОКР.

Особенно важной задачей центров будет локализация оборудования и технологий для нужд Роснефти. Проектный подход к деятельности Исследовательского центра существенно увеличит потенциал совместного финансирования научно-технических разработок, что является фундаментальным фактором для развития российской экономики. Кроме того, реализация соглашения позволит создать дополнительные рабочие места, а также подготовить для нужд компании и российской экономики специалистов высочайшего уровня».

Главный исполнительный директор GE Джеффри Иммельт заявил: «Мы видим большие перспективы в последовательном развитии нефтегазового сектора в России, крупнейшего в мире.

Мы рады тому, что этим соглашением закрепляем наше стратегическое сотрудничество с компанией «Роснефть». Документ направлен на развитие российских компетенций и технологий, которые позволят повысить производительность, и будет способствовать росту нефтегазового сектора в России».

По информации ОАО «НК «Роснефть»

ПОКАЗАТЕЛЬ ДЛЯ ОЦЕНКИ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОТРАНСПОРТНОГО УЗЛА Дата публикации: 13.03. Автор: А. Г. Ванчин (филиал ООО «Газпром трансгаз Москва» Курское Л ПУМ Г, РФ, Курская обл.), E-mail: a/ex vanchin@mail.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 101, 102, Выпуск: 3 УДК 622.691.4. Данная статья посвящена вопросу снижения затрат на транспортировку природного газа. В качестве объекта исследований выбран магистральный газотранспортный узел, так как решение поставленной задачи напрямую связано с решением проблемы определения возможных вариантов режима работы газотранспортного узла и последующего обоснованного выбора из этих вариантов оптимального с точки зрения затрат на работу оборудования при транспортировке газа и затрат на содержание этого оборудования. Практическими целями применения разрабатываемых в этом исследовании методов являются организация на научной основе указанных аспектов деятельности персонала линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) и объективная оценка получаемых результатов.

Ключевые слова: диагностика, транспорт природного газа, показатель эффективности, коэффициент технического состояния, газоперекачивающий агрегат, экспресс-метод.

Характеристика понятия «магистральный газотранспортный узел», особенности его функционирования и структура. Простое определение понятия «магистральный газотранспортный узел» в том смысле, в котором оно будет использоваться в данной статье, - это газокомпрессорная станция с прилегающими участками магистральных газопроводов. В более общем случае - это ряд газокомпрессорных станций, работающих параллельно с прилегающими к ним участками магистральных газопроводов, объединенных в единую многониточную систему.

Чтобы уяснить место магистрального газотранспортного узла в единой магистральной газотранспортной системе (МГТС), кратко рассмотрим структуру ее управления. На уровне Центрального производственно-диспетчерского департамента (ЦПДД) ОАО «Газпром» решается главная задача рациональное распределение потоков газа по Единой системе газоснабжения России исходя из требуемых объемов внутренних и экспортных поставок газа. Далее ниже уровнем - центральные производственно-диспетчерские службы (ЦПДС) газотранспортных предприятий осуществляют оперативное планирование, контроль и управление режимами в целях обеспечения заданных ЦПДД параметров транспорта газа потребителям, надежной и экономичной работы МГТС предприятия. В рамках своих полномочий, как уже было сказано, ЦПДС газотранспортного предприятия ставит технологические задачи по объему и параметрам транспортируемого газа каждому конкретному ЛПУМГ. В такой системе основные задачи диспетчерского пункта ЛПУМГ состоят в сборе данных телеизмерений, передаче их на региональный уровень, контроле состояния и реализации команд, полученных от ЦПДС, по управлению технологическими объектами. На этом уровне кроются главные ресурсы повышения эффективности транспорта газа. Поэтому данное исследование направлено на производственные объекты уровня ЛПУМГ.

По территориальному признаку конкретный магистральный газотранспортный узел может в значительной мере совпадать с зоной ответственности конкретного ЛПУМГ. Но существуют и различия в содержании этих понятий, которые далее будут разъяснены.

Технологические границы элементарного типового газотранспортного узла показаны на упрощенной схеме однониточного магистрального газопровода (рисунок).

Такие границы выбраны с учетом зоны максимального влияния воздействий эксплуатирующего персонала КС N на общие показатели транспорта газа и удобны с точки зрения унификации моделей и последующего суммирования затрат последовательно по газотранспортным узлам при определении эффективности работы газопровода в целом.

Однако возможно определение границ и в рамках сложившегося административного деления ответственности за участки газопроводов между соседними ЛПУМГ. Это не имеет принципиального значения для дальнейшего хода разработок при условии наличия измерительной аппаратуры по определению параметров транспортируемого газа на устанавливаемых границах газотранспортных узлов.

Структура предлагаемого показателя эффективности и экономичности при оценке работы магистрального газотранспортного узла. Проблеме оценки эффективности работы газотранспортного оборудования и систем посвящено большое число работ [1-15]. К настоящему времени накоплен достаточно большой опыт разработки и внедрения методов диагностики, методик теплотехнических испытаний в целях оценки основных показателей эффективности работы и технического состояния оборудования.

Однако нельзя не отметить, что решение задачи принятия технически и экономически обоснованных решений по организации оптимальных технологических режимов составляет определенные трудности.

Как правило, в рамках каждого линейного производственного управления магистральных газопроводов существует ряд вариантов выполнения транспортных заданий. Эти варианты обусловлены разнообразием установленного оборудования, наличием разных способов организации технологической схемы каждого компрессорного цеха (КЦ) и режима совместной работы нескольких КЦ при многониточном режиме работы газопроводов, объединенных в общий «коридор». Варьируются многие технические и экономические условия работы объектов МГТС.

Для решения указанной задачи предложен показатель эффективности и экономичности работы газотранспортного узла.

В качестве основного показателя эффективности и экономичности при оценке работы газотранспортного узла предлагается рассматривать отношение сумм всех переменных составляющих затрат для оптимальных и текущих параметров работы газотранспортного узла.

В контексте данной работы переменные составляющие затрат - это затраты, которые находятся в непосредственной зависимости от организации режима работы газотранспортного узла.

Формула для вычисления предложенного показателя эффективности:

[Полный текст публикации доступен в pdf-версии издания] *** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания]

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 ||
 





 
© 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.