- •Порядок проектирования мт
- •2. Выбор оптимальной трассы трубопровода
- •3. Нагрузки и воздействия на мт
- •4. Расчет на прочность, деформации и устойчивость.
- •5. Испытание и приемка
- •6. Особенности сооружения на болотах и ммг
- •Строительство на ммг
- •7. Диагностика мт
- •8. Сооружение подводных мт
- •Подводные переходы нефтепроводов
- •Диагностика линейной части газопровода.
- •Надземные трубопроводы
- •11. Аварии и их ликвидация
- •Ликвидация аварий на мн
- •Ликвидация аварий на мг
- •12. Ремонт основного оборудования станций и хранилищ
- •Ремонт оборудования станций
- •13 Выбор наивыгоднейшего способа тран-та нефтегруза.
- •15. Технологический расчет н/пров.
- •16. Увеличение пропускной способности нефтепровода.
- •17. Режим работы неф-да при изменении вязкости нефти, остановке нпс или насосов, сбросах и подкачках нефти.
- •18. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •19. Эксплуатация мн при недогрузке.
- •20.Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •20. Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •21.Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтей и нефтепр-ов.
- •22. Мероприятия по уменьшению кол-ва смеси при последов. Перекачке:
- •23.Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •24. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.
- •27. Особые режимы работы горячих н/пров.
- •28. Состав объектов мг.
- •29. Технологический расчет газопроводов.
- •29. Температурный режим мг.
- •30. Гидравлический расчет сложных газопроводов.
- •30. Гидравлический расчет сложных тр/пр
- •31. Увеличение произ-ти мг
- •32. Режим работы газопровода при отключении кс или гпа.
- •34. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов
- •34. Диагностика линейной части газопровода.
- •35. Транспорт охлажденного газа.
- •36. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •40. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •41. Насосные станции нефтебаз.
- •42. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •43. Технологическая схема кс
- •44. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
- •44.Подбор основного и вспомогательного оборудования кс
- •Установка очистки газа
- •Установка охлаждения газа
- •45. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •47. Диагностика гпа
- •47. Диагностика технического состояния гпа
- •48. Газораспределительные системы
- •49 Технологические схемы и оборудование грс и грп
- •50.Хранение природного газа
- •51.Сжиженные углеводородные газы
- •52. Хранение суг
- •52. Хранение суг
- •53. Технологические процессы и оборудование гнс
- •57. Автомобильные перевозки нефтепродуктов.
- •58. Резервуары нефтебаз
- •59. Эксплуатация резервуаров.
- •60. Потери нефти и нефтепродуктов.
- •63. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •64. Системы сбора продукции нефтяных скважин
- •65. Гидравлический расчет промысловых трубопроводов.
- •66. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
- •67. Оборудование установок подготовки нефти.
- •68. Дожимные насосные компрессорные станции.
- •69. Расчет промысловых газосборных сетей.
- •70. Гидраты и борьба с ними.
- •71. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
47. Диагностика гпа
47. Диагностика технического состояния гпа
В течение многих лет планово-предупредительный ремонт оборудования, проводимый с целью предотвращения аварийных отказов и повышения ТЭП (технико-экономических показателей) оборудования осущ-ся в плановом порядке на основе среднестатистических данных в отрасли по износу и отказу оборудования. Различные единицы оборудования эксплуатируются часто в различных условиях. Износ их по этой причине крайне не равномерен, некоторые единицы оборудования «не дотягивают» до очередного планового ремонта, поэтому возникают аварийные отказы со значительным ущербом. Другие единицы оборудования, эксплуатирующиеся в более благоприятных условиях, имеют небольшой износ, поэтому потребность в ремонте у них невелика, но их тем не менее ремонтируют по плану, что также приводит к необоснованным убыткам. Во избежание отмеченных моментов в последние годы ремонт оборудования пытаются осуществить по его фактическому и техническому состоянию. Это достигается с помощью периодической диагностики технического состояния оборудования.
Турбоприводные ГПА (наиболее распространенные на КС) могут диагностироваться: по расходу топливного газа, по маслу с помощью вибродиагностики и на основе параметрической диагностики – самый простой способ по расходу топливного газа, однако и он требует специальных расходомеров на каждом ГПА. Поэтому из-за дороговизны мало реализуется. Недостаток этого метода – определение общего состояния ГПА без конкретизации причин технического состояния агрегата. Диагностика по маслу сост. в определении содержания в масле различных металлов. Недостаток – на основе этого способа можно выявить только техническое состояние подшипников; необходимость в специальных приборах на КС для анализа масла. Один из наиболее эффективных способов – это вибродиагностика, однако это требует дорогостоящих приборов. По этой причине данный способ имеет весьма ограниченное применение несмотря на его эффективность и явную перспективу.
Параметрическая диагностика сост. в выявлении неисправностей ГПА на основе математической термогазодинамической модели ГПА. В эту модель вводят исходные данные в виде численных значений различных параметров, результаты расчета по этой модели сравниваются с требуемыми и допустимыми значениями других параметров. Этот метод имеет много вариантов. Чем детальней и сложней матем. модель, тем больше требуется исходной специфической информации и соответственно дополнит-го специфического приборного оснащения. Однако тем и выше эффективность диагностики. Наиболее прос–той вариант параматрич. диагностики предложен ГАНГом. Для пользования данной методикой необходимо иметь информацию только по штатным приборам ГПА. Недостаток – позволяет определить только техническое состояние в целом – отдельно нагнетателя и отдельно ГТУ.
Техническое
состояние нагн-ля опред-ся по КН
(коэф. технического состояния нагн-ля):
и ГТУ:
где ηпол – фактический политропный кпд нагнетателя; ηпол. п. – паспортное значение кпд, соответствующее исправному техническому состоянию нагн-ля.; Ne – факт. эффективная мощность ГТУ; NeП – паспортная эффективная мощность ГТУ.
