Диагностика нефтегазового оборудования
Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов. Техническое обслуживание и ремонт центробежных нагнетателей. Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций. Рыночные аспекты эксплуатации трубопроводов.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курс лекций |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 15.05.2018 |
| Размер файла | 580,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
"УЛЬЯНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"
Энергетический факультет
Кафедра "Тепловая и топливная энергетика"
Лекции
на тему: "Диагностика нефтегазового оборудования"
Выполнил: студент группы ТЭбд-41
Тарасенко П.Г.
Проверила: Хахалева Л.В.
Ульяновск 2018
Содержание
- 1. Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов
- 2. Контроль работоспособности оборудования и трубопроводов
- 3. Техническое обслуживание и ремонт центробежных нагнетателей
- 4. Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций
- 5. Многоуровневая структура диспетчерской службы
- 6. Пуск, остановка и ведение технологического процесса перекачки
- 7. Рыночные аспекты эксплуатации трубопроводов
1. Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов
Для обеспечения надежной работы машин большое значение имеет периодический контроль их состояния при эксплуатационном обслуживании.
Для определения степени износа и обнаружения появившихся в процессе изготовления или эксплуатации дефектов деталей производятся различные технические измерения.
Дефект - это отдельное несоответствие того или иного изделия или детали установленным требованиям. Дефекты бывают явными и скрытыми, критическими и некритическими. При наличии критического дефекта использование детали по назначению невозможно.
По происхождению дефекты бывают производственными и эксплуатационными.
К производственным дефектам относятся: усадочные раковины - полости, образующиеся при остывании металла; неметаллические включения, попадающие в металл извне; неравномерность химического состава металла в отливках; волосные трещины, образующиеся внутри толстого проката; закалочные трещины - разрывы металла в процессе закалки. Сюда же можно отнести трещины в зоне сварного шва; непровары - отсутствие сплавления между основным и наплавленным металлом, а также между отдельными слоями при многослойной сварке.
К эксплуатационным дефектам относятся: трещины усталости - разрывы в детали вследствие длительного действия высоких переменных напряжений, которые возникают в местах концентрации напряжений. Ширина раскрытия трещин усталости не превышает нескольких микрометров. К эксплуатационным дефектам также можно отнести:
• коррозионные поражения металла в результате химического и электрохимического воздействия, масштаб которых зависит от агрессивности среды. Коррозия может быть сплошной, точечной, ячейковой;
• трещины ползучести, которые возникают в металлах по границам зерен при высоких температурах;
• термические трещины, возникающие при резкой смене температур, при недостаточной смазке и заеданиях поверхностей трущихся деталей;
• трещины-надрывы, возникающие при перегрузке деталей при работе в нерасчетном режиме.
Дефекты геометрии трубы могут быть как производственными, так и эксплуатационными: вмятина; гофр - чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси трубы. Эрозия, вмятина в прокате, риска, расслоение, утонение стенки трубы.
Эксплуатация трубопровода при наличии опасных дефектов допускается при введении ограничений на режимы перекачки.
Причинами дефектов и разрушения валов могут быть причины металлургического характера, когда имеются дефекты в заготовках: поверхностные и внутренние трещины, расслоения и разрывы вследствие механических и термических напряжений, возникающих при изготовлении прутков.
Наиболее опасными с точки зрения возникновения усталостных трещин являются сечения, в которых изменяется диаметр вала (галтельные переходы) и шпоночные пазы в местах посадки рабочего колеса на вал и под муфтой. Разрушение вала может произойти под рабочим колесом под действием циклических нагрузок. Местом зарождения трещин являются шпоночные канавки, где условия работы материала наиболее тяжелые.
Кроме перечисленных дефектов существуют следующие отклонения формы отдельных деталей от проектной: овальность, конусность, бочкообразность, изогнутость, неплоскостность. Существуют также отклонения относительного расположения отдельных деталей в собранном узле: перекос осей и непараллельность, торцевое биение, несоосность, радиальное биение, несимметричность.
Объективная информация о техническом состоянии механизмов получается с помощью средств технической диагностики-информационно-измерительного комплекса, позволяющего анализировать и накапливать информацию. В основу количественной оценки технического состояния положен диагностический параметр. В качестве параметров могут использоваться: мощность навалу; давление; температура; параметры вибрации и т.д.
При диагностировании оборудования и трубопроводов используют следующие важные понятия.
Работоспособность - состояние механизма или иного объекта, при котором он способен выполнять свои функции.
Отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособности механизма или иного объекта (понятие вероятностное).
Неисправность - состояние объекта, при котором он не соответствует одному из требований техдокументации.
Безотказность-свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого периода времени (времени наработки).
Долговечность - свойство механизма сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта (ТОР).
Срок службы - это все календарное время эксплуатации оборудования (например, насоса) до предельного износа.
Надежность - это свойство объекта выполнять заданные функции. Это главный качественный показатель объекта. Основной показатель надежности - вероятность безотказной работы, которую называют функцией надежности.
В разные периоды эксплуатации насосов частота (интенсивность) отказов разная (рис.1). Здесь три периода: I - приработки; II - нормальной эксплуатации; III - старения.
диагностика контроль нефтегазовый трубопровод
Природа высокой интенсивности отказов (период!) заключается в не идеальности изготовления деталей и незамеченных дефектах.
Рис.1. Типичный график интенсивности отказов механизмов в процессе эксплуатации
Период внезапных отказов II неустраним, их интенсивность невелика до тех пор, пока износ деталей не достигает некоторой величины - после чего наступает период старения III.
Для оценки параметров надежности насоса необходимо выбрать элемент, лимитирующий надежность. Для насосов такими элементами являются торцовые уплотнения (средняя наработка 3500 ч), щелевые уплотнения (6300 ч), подшипники (12000 ч), валы (60000 ч). Главный резерв повышения параметров надежности насоса-повышение качества торцовых уплотнений.
Межремонтный ресурс насосного оборудования колеблется в пределах 4000-8000 ч. Около 30% всех отказов падают на торцовые уплотнения валов, 15% --на подшипники, 9% - на маслосистему. Повышенная вибрация вызывает до 10% отказов. По вине персонала - до 12%.
Основной причиной снижения КПД насосов (до 3%) является износ щелевого уплотнения и рост перетока нефти из полости нагнетания во всасывающий патрубок.
Пагубно на состоянии насосов сказывается вибрация, при которых детали испытывают знакопеременные нагрузки и быстро разрушаются. В первую очередь разрушаются подшипники и соединительные муфты. Вибрация ослабляет крепление узлов к фундаменту и узлов между собой.
Не существует машин с идеальным качеством изготовления, поэтому невозможно ликвидировать все процессы, вызывающие вибрацию насосов. Центр масс ротора никогда не совпадает с осью вращения вала. Сила механического дебаланса является основным источником появления вынужденных гармоник вибрации роторных машин. Рост амплитуд отдельных гармоник вибрации используется в качестве диагностического признака наличия дефектов. В 90% случаев аварийной остановки насоса этому предшествует резкое увеличение амплитуды вибраций.
Диагностический метод эксплуатации оборудования сводится к сопоставлению диагностического параметра с допустимым значением. Вибрационная диагностика основана на использовании среднеквадратичного значения виброскорости (мм/с), например, крышки или корпуса подшипника.
Неразрушающий контроль (НК) позволяет обнаружить дефекты и проверить качество деталей без нарушения их пригодности к использованию по назначению. Перечислим несколько существующих методов неразрушающего контроля.
Визуально-оптический метод позволяет выявить относительно крупные трещины, механические повреждения, остаточную деформацию.
Капиллярный метод основан на увеличении контраста между дефектами и бездефектным материалом с помощью специальных проникающих жидкостей.
Ультразвуковой контроль позволяет определить координаты и площадь дефекта. Шуп должен плотно прилегать к поверхности изделия.
Магнитная дефектоскопия основана на том, что дефекты изделий вызывают искажения магнитного поля, наведенного в изделии.
Гамма-дефектоскопия позволяет выявить скрытые дефекты с помощью портативных и маневренных приборов.
Важнейшими характеристиками методов неразрушающего контроля являются чувствительность и производительность. Чувствительность определяется наименьшими размерами выявляемого дефекта. Вышеперечисленные методы позволяют обнаружить трещины раскрытием более 0,001 мм.
Гаммаграфический метод фиксирует трещины, глубина которых составляет 5% от толщины детали.
Неразрушающий контроль валов насосов и электродвигателей проводится с применением визуального, ультразвукового и магнитопорошкового методов при входном контроле, так и при эксплуатации и ремонте. При этом выявляются поверхностные и внутренние трещиноподобные дефекты, раковины и другие нарушения сплошности материала. НК проводится через каждые 10-16 тыс. ч наработки вала в зависимости от мощности и количества пусков насоса.
При выполнении послестроительной дефектоскопии производится проверка:
• внутренней геометрии труб и состояние стенок после укладки и засыпки трубопровода;
• сплошности изоляционного покрытия после его засыпки методом катодной поляризации.
Внутренняя геометрия (вмятины и изгибы) проверяется пропуском калибровочного устройства (снаряда-профилемера) в потоке воды или воздуха. Пропуск осуществляется по технологии пропуска очистного устройства.
Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обнаружения трещин и других дефектов в стенках труб и сварных соединениях. Она проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной или насосной станции должен быть согласован со скоростью перемещения снаряда (обычно используется скорость около 1,0 м/с). При увеличении скорости дефектоскопа он дает искаженные данные.
Обнаружение дефектов тела трубы осуществляется внутритрубной инспекцией с помощью снарядов-профилемеров и снарядов-дефектоскопов. Обобщенно их называю внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС).
ВИС - это интеллектуальные инспекционные поршни, имеющие стальной корпус и полиуретановые диски. Внутри-трубные инспекционные снаряды имеют опорные ролики и средства обнаружения типа "трансмиттер". Известны случаи преодоления поршнями расстояний свыше 850 км без установки промежуточных камер пуска-приема.
Снаряд-профилемер - это электронно-механический снаряд, оснащенный рычажными датчиками, которые измеряют проходное сечение, положение сварных швов, овальностей, вмятин и гофров. Искривление оси трубопровода фиксируется индикатором поворота по взаимному положению осей двух секций профилемера. Пройденное снарядом расстояние определяется с помощью измерительных колес. Привязка обнаруженных дефектов к определенным сечениям трассы осуществляется с помощью специальных маркеров.
Для внутренней дефектоскопии применяются ультразвуковые и магнитные снаряды-дефектоскопы (табл.1). Компьютеризированное диагностическое устройство использует метод регистрации отраженных импульсных ультразвуковых сигналов от внутренней и внешней поверхностей трубы. При этом датчик погружен в поток нефти. Толщина стенки определяется по времени запаздывания второго сигнала. Кроме того, сигнал отражается от несплошностей в металле трубы.
Таблица 1. Технические характеристики магнитных снарядов-дефектоскопов при диаметре трубопровода 1220 мм.
|
Наименование параметров |
Значение параметра |
|
|
Скорость продвижения по трубе |
до 5 м/с |
|
|
Максимальная длина обследуемого участка трубопровода |
500 км |
|
|
Минимальный проходимый радиус кривизны |
3D |
|
|
Точность локации дефектов с использованием маркеров через 2 км: по длине трубопровода |
0,5 м |
|
|
Толщина стенок трубопровода: минимальная максимальная |
11 мм 20 мм |
|
|
Максимальное давление в трубопроводе |
8 МПа |
|
|
Масса прибора |
3500 кг |
|
|
Перекачиваемая среда |
Газ, газовый конденсат, нефть, вода |
|
|
Длина дефектоскопа |
2500 мм |
|
|
Время непрерывной работы |
90 часов |
Для более полного обследования необходимо комплексное диагностирование, основанное на различных физических явлениях, потому что внутритрубные измерительные снаряды не выявляют напряженное состояние трубы.
С технической точки зрения техническая диагностика трубопроводов включает в себя следующие действия:
• обнаружение дефектов на трубопроводе;
• проверку изменения проектного положения трубопровода, его деформаций и напряженного состояния;
• оценку коррозионного состояния и защищенности трубопроводов от коррозии;
• контроль технологических параметров транспорта продукта;
• интегральную оценку работоспособности трубопроводов, прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса трубопровода.
Система комплексной диагностики линейной части трубопроводов базируется на использовании следующих методов контроля:
• статистических методов оценки эксплуатационных свойств элементов антикоррозийной защиты и интенсивности отказов;
• диагностики состояния металла труб с помощью внутритрубных инспекционных приборов, а также металлографических методов оценки;
• диагностики электрохимической и биологической активности среды на потенциально опасных участках трассы;
• контрольной шурфовки и периодических гидравлических переиспытаний потенциально опасных участков трубопровода.
Выбор интервала времени между измерениями диагностического параметра зависит от его чувствительности к изменению состояния объекта и от степени развития дефекта. Так процесс разрушения подшипника качения от начала появления дефекта занимает 2-3 месяца.
Дополнительный дефектоскопический контроль включает идентификацию дефекта, обнаруженного инспекционным снарядом. Идентификация дефекта заключается в определении типа, границ и размеров дефекта. Контроль проводится персоналом, прошедшим обучение и аттестацию по методам неразрушающего контроля.
2. Контроль работоспособности оборудования и трубопроводов
Оценка работоспособности и аттестация оборудования и линейной части МТ заключается в установлении срока, в течение которого гарантируется целостность и безопасная работа трубопровода при нормативных внутренних и внешних нагрузках и воздействиях. Срок безопасной работы ограничивается временем развития дефектов до критических размеров. Для своевременного выявления дефектов проводится периодическое обследование МТ. Соответствующие зависимости для расчетов периодичности проведения диагностики определяются нормативными документами.
Корпуса насосов и компрессоров подлежат контролю на наличие трещин, коррозии, проверке состояния опор и плоскости горизонтального разъема. Обнаруженные незначительные трещины засверливаются по концам, а трещина заваривается.
Одна из опор корпуса центробежного компрессора является неподвижной, фиксирующей его положение. Другая опора является подвижной, скользящей по шпоночной канавке фундаментной плиты с целью компенсации тепловых деформаций. При повышенной вибрации у подвижной опоры возможен износ направляющей шпонки и ее канавки. В этом случае заменяют шпонку, соблюдая все необходимые натяги и зазоры. Обнаруженные следы коррозии удаляют шабрением, поверхности скольжения натирают графитовой мазью.
При эксплуатации направляющих аппаратов и диффузоров встречаются следующие неисправности: повреждения лопаток, задиры от задевания ротором при осевом сдвиге, коррозия или эрозия.
Детали ротора центробежных нагнетателей испытывают сложные напряжения от действия центробежных сил. Неуравновешенность ротора вызывает во время вращения переменные нагрузки на его опорах и изгиб.
После очистки поверхности ротора от отложений и следов коррозии выявляются возможные трещины. Особенно тщательно проверяются переходы от одного сечения вала к другому (галтели). Обычно в металле вала и рабочих колес возникают усталостные трещины. Под деталями, посаженными на вал с натягом, возникает фреттинг-коррозия - как результат знакопеременных напряжений на месте посадки.
Обнаружить неисправность, связанную с развивающейся трещиной на валу ротора, можно по амплитудно-частотной характеристике вибрации при выбеге. С развитием трещины уменьшается жесткость вала и резонансная частота вибрации. Сравнивая существующую частоту вибрации с эталонной, можно обнаружить развивающуюся трещину.
Показатели надежности агрегатов зависят от типоразмеров и частоты пусков. Если за базу сравнения принять наработку на отказ насоса НМ 10000-210, то наработка на отказ насоса НМ 7000-210 будет в 2,4 раза больше, а насоса НМ 1250-260 - в 3,3 раза больше. У насосов меньшей подачи и мощности надежность намного выше, чем у агрегатов этой же серии, но более мощных.
Наиболее интенсивному износу подвержены рабочие колеса насосов в результате механического трения, эрозионного действия перекачиваемой нефти, коррозии и кавитационного разрушения. Кавитационные явления возникают при местном понижении давления при обтекании тел с высокими скоростями. Падение давления ниже значения, соответствующего температуре парообразования, приводит к перегреву жидкости. Кавитация в проточной части центробежного насоса может происходить в результате больших потерь на входе в насос, увеличения числа оборотов, отрыва или сжатия потока. При кавитации падает напор и расход перекачиваемой жидкости, увеличиваются вибрация и шум, происходит эрозионное разрушение металла.
Кавитация может возникать задолго до изменения напорных характеристик насоса. Для исключения кавитации можно использовать предвключенные шнеки на входе в рабочее колесо, увеличивать диаметр всасывающего трубопровода, повышать давление на входе в насос, приближать насосную к резервуарному парку или заглублять подпорные насосы. При сильном кавитационном повреждении, когда образуются сквозные отверстия или полное разрушение лопастей, рабочие колеса заменяют.
Опорные подшипники скольжения воспринимают вес ротора и передают фундаменту динамические переменные усилия от его вибрации. Их основной неисправностью является подплавление заливки вкладышей из-за плохой подачи масла и загрязнения. При плохом качестве смазки подшипников скольжения возникают большие силы трения между поверхностями подшипника и шейки вала. В результате контакта несмазанных поверхностей появляется "скрип" и скачкообразное движение шейки вала. Упорные подшипники воспринимают осевое давление ротора во время работы нагнетателя.
Повреждения лабиринтных уплотнений вызывают следующие факторы: осевой сдвиг, сильная вибрация ротора, слабая запрессовка гребней в пазы обоймы, скопления отложений.
Технологический режим работы запорной арматуры с указанием максимального рабочего давления, диапазона перепада давления, обязательности местного и дистанционного управления устанавливается на основании проектной документации. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов (потеря герметичности и др.) и предельных состояний (потеря плотности сварного шва и др.).
Арматура считается работоспособной в случаях, когда:
• обеспечивается прочность и плотность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;
• обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений, фланцевых соединений и затвора;
• обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий, а также отключение электропривода при достижении затвором крайних положений.
При невыполнении любого из этих условий арматура выводится из эксплуатации.
При достижении назначенного срока службы запорная арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения ее технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.
Контроль работоспособности центробежных нагнетателей осуществляется при проведении диагностического контроля (оперативного, планового и непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям.
Контроль насосов по виброакустическим параметрам. После монтажа нового насоса или проведения его ремонта, после замены муфты или установки рабочего колеса другого типоразмера проводятся измерения и фиксируются базовые значения вибрации, температуры и шума. Агрегат допускается к эксплуатации при интенсивности вибрации на подшипниковых узлах не более 4,5 мм/с, на головках фундаментных блоков (лапах корпуса) - не более 1,0 мм/с. В противном случае насос считается неисправным.
Невозможно обеспечить идеальную центровку валов агрегата - всегда остается какое-то смещение. Муфты подвижного соединения валов обеспечивают нормальную работу при расцентровке до 0,3 мм. Вихревые гидродинамические процессы в проточной части насоса дают сплошной спектр вибрации в пределах 800-1000 Гц. Кавитационные процессы дают сплошной спектр вибрации на частотах от 20 до 25000 Гц.
Подшипники качения также представляют собой сложную колебательную систему из-за волнистости дорожек и отклонения тел качения от круговой формы. Частоты возбуждаемых ими колебаний 500-3000 Гц.
Неравномерность воздушных зазоров между полюсами ротора и статора электродвигателя создает несбалансированные радиальные электромагнитные силы.
Необходимо устанавливать причины вибрации и устранять их. Для этих целей используется виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации и шумомеры. Контроль вибрации позволяет своевременно обнаружить дефекты составных частей оборудования и предотвратить аварийные отказы.
Все агрегаты оснащаются контрольно-сигнальной виброаппаратурой с автоматической предупредительной сигнализацией и автоматическим отключением при предельных значениях вибрации. Датчики вертикальной вибрации обязательно устанавливаются на каждой подшипниковой опоре и элементах крепления насосов к фундаменту.
В качестве измеряемого и нормируемого параметра вибрации устанавливается среднее квадратичное значение (СКЗ) виброскорости в рабочей полосе частот 10-1000 Щ.
При определении шумовых характеристик измеряется уровень звукового давления (дБ) в октавных полосах частот (от 31,5 до 8000 ГЦ) в контрольных точках.
По результатам измерения вибрации в контролируемой точке строится график (тренд) изменения СКЗ виброскорости в зависимости от наработки. Линия тренда, построенная после достижения уровня вибрации 6,0 мм/с, позволяет прогнозировать определить время наступления предельно допустимого значения вибрации.
Норма вибрации насосов:
• при среднем квадратичном значении виброскорости до 4,5 мм/с вибросостояние насоса нормальное, и он может длительно эксплуатироваться;
• при 4,5-11,2 мм/с состояние насоса удовлетворительное, но необходимо улучшение;
• свыше 11,2 мм/с эксплуатация насоса недопустима.
По результатам диагностического контроля (ДК) принимается решение о выводе насосов в ремонт или его дальнейшей эксплуатации.
Оперативный ДК агрегатов осуществляется оператором каждые 2 часа визуально по показаниям КИА: вибрация, температура, давление, подача, утечки, сила тока и т.д.
Плановый ДК магистральных насосов осуществляется без их остановки через каждые 2000 ч наработки: определяется значение виброскорости на всех подшипниковых опорах и на лапах корпуса насоса; определяются КПД и напор.
Неплановый ДК осуществляется при резком изменении параметрических характеристик агрегата: при интенсивности вибрации подшипниковых опор более 6 мм/с, а на лапах корпуса - более 1,8 мм/с; при изменении уровня шума на 6 дБ относительно базового значения; при изменении температуры подшипников на 10°С.
Основные причины повышенной вибрации насосных агрегатов обусловлены механическими, гидравлическими и электромагнитными явлениями: дисбаланс вращающихся элементов; ослабление посадки деталей ротора; несоосность валов; повреждение подшипников качения; биение в подшипниках скольжения; неравномерный зазор "ротор-статор" электродвигателя; гидравлический небаланс рабочего колеса; кавитационные явления в насосе; неисправность зубчатой муфты.
Несовпадение осей валов порождает вибрации не только в радиальном, но и в аксиальном направлении. Магнитные силы в электродвигателях характеризуются вибрацией на частоте питающей сети.
Вибрации гидродинамического происхождения возникают, когда рабочее колесо изготовлено неточно - лопасти различаются по шагу, толщине и углам установки. При этом не уравновешиваются силы, действующие на отдельные лопасти рабочего колеса.
Контроль насосов по параметрическим критериям.
После монтажа и пуска в эксплуатацию насосного агрегата необходимо определить рабочие параметры и сравнить их с паспортными данными. При отклонении напора в сторону уменьшения на 4%, а КПД на 3% необходимо провести обследование агрегата, арматуры и вспомогательных систем.
Насос может развивать меньший напор, меньшую мощность и меньший КПД за счет многих причин: увеличенной шероховатости проточной части корпуса; грубой поверхности межлопаточных каналов рабочего колеса; дефектов подшипниковых узлов; прогиба вала; недостаточного подпора па входе в насос; кавитации; дефектов подшипниковых узлов; больших утечек через уплотнения рабочего колеса, вала и торцевые уплотнения; уменьшенного или увеличенного диаметра рабочего колеса.
Основным критерием удовлетворительной работы торцевых уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным способом - нормальное значение утечек через уплотнения 0,3 л/ч.
В обоих торцевых уплотнениях измеряется температура на задней стенке невращающегося контактного кольца. При достижении температурой предельного значения выдается сигнал на остановку агрегата. Если на одном уплотнении температура постоянна во времени, а во втором растет, значит, здесь ухудшилась смазка и появилось сухое трение. Если температура повышается на обоих уплотнениях, то неработоспособна система охлаждения в целом.
Наиболее распространенной причиной ухудшения характеристик насосов в процессе эксплуатации является износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса. При снижении по этой причине напора насоса горизонтального исполнения от базовых значений на 5% и выше агрегат необходимо выводить в ремонт. Для вертикальных подпорных насосов эта цифра немного выше - 7%.
Допустимое значение снижения КПД насосов типа НМ - от 2 до 4 %. Насос выводится в ремонт, когда перерасход электроэнергии из-за снижения КПД выше стоимости ремонта.
Диагностирование состояния НА по параметрическим критериям допускается проводить с применением образцовых средств измерений давления, подачи, мощности, частоты вращения ротора насоса, плотности вязкости перекачиваемой нефти.
Давление измеряется штатными преобразователями давления или образцовыми манометрами. Подача определяется по узлу учета, по изменению объема нефти в резервуаре или переносными ультразвуковыми расходомерами. Потребляемая мощность измеряется штатными преобразователями мощности или по счетчику потребляемой электроэнергии.
Замер параметров проводится при установившемся режиме перекачки при бескавитационном режиме работы. Влияние вязкости нефти на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0 х 1 (У4 м2/с для НМ с подачей до 2500 м3/ч; при вязкости более 2 х 1СГ4 м2/с - для остальных насосов.
Оценку текущих параметров необходимо производить по среднему значению трех замеров.
Результаты дефектоскопии и диагностирования фиксируются актами.
Механо-технологическое оборудование перекачивающих станций подлежит освидетельствованию на предмет определения возможности его дальнейшей эксплуатации. Срок службы оборудования, после которого оно подлежит освидетельствованию: нефтяные насосы через 30 лет; фильтры-грязеуловители - 25 лет; стаканы подпорных насосов - 25 лет и т.д.
При выявлении недопустимых дефектов оборудование должно быть выведено из эксплуатации или восстановлено. Оборудование, не подлежащее восстановлению, должно быть списано.
3. Техническое обслуживание и ремонт центробежных нагнетателей
Эксплуатация и обслуживание агрегатов и оборудования - это совокупность мероприятий по их поддержанию в работоспособном состоянии.
Система техобслуживания и ремонта (ТОР) по техническому состоянию основывается на проведении профилактических, восстановительных и диагностических работ через определенные интервалы времени (наработки).
Возможные причины изменений характеристик насоса:
• работа насоса в режиме кавитации - от этого снижается напор и КПД, а мощность остается прежней;
• частота вращения ниже номинальной - снижается напор и мощность. КПД прежний;
• чрезмерные перетоки через уплотнения; пропускает обратный клапан - напор и КПД ниже, мощность - выше паспортных данных.
Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора от норматива на 5-7%, а КПД на 2-4%.
ТОР вспомогательных систем производится в случаях, когда:
• упало давление в масляной линии (ниже 1,2 атм.) - неправильно отрегулирован перепускной клапан или засорились маслофильтры;
• повысилась температура на входе в подшипники (более 55°С) - неисправность в агрегатах охлаждения или недостаточное поступление масла к подшипникам;
• произошел перегрев обмоток статора электродвигателя - неисправен водяной насос или засорились трубки в системе охлаждения;
• наблюдается повышенная вибрация и шум вентиляционных установок-дисбаланс ротора агрегата, ослабление крепления болтов фундамента.
Техническое обслуживание (уход и мелкий ремонт) осуществляется в профилактических целях. Техническое обслуживание (ТО) осуществляется в плановом порядке и включает в себя: наблюдение за состоянием агрегатов, арматуры и трубопроводов: систем смазки, охлаждения и уплотнений; надзор за контрольно-измерительными приборами (КИП) и системами автоматики; подтяжку болтовых соединений.
Система планово-предупредительного ремонта (ППР) - это совокупность мероприятий по надзору, обслуживанию и ремонту агрегатов по составленному плану. Плановые виды работ делятся на текущий, средний и капитальный ремонты.
Текущий ремонт - это устранение мелких дефектов и регулирование узлов и механизмов. Средний ремонт - это разборка насоса, капитальный ремонт отдельных узлов, замена изношенных деталей.
Капитальный ремонт-полная разборка агрегата, замена всех износившихся деталей. В результате работоспособность машины должна быть полностью восстановлена.
ТО центробежных нагнетателей осуществляется эксплуатационно-ремонтным персоналом перекачивающей станции. При техническом обслуживании насосов проводятся проверки состояния фланцевых и резьбовых соединений; затяжки фундаментных болтов; уровня масла в маслобаках; герметичности маслопроводов и торцевых уплотнений; замена смазки; затяжки болтовых соединений муфты; герметичности уплотнений в разделительной стенке насосной и запорной арматуры.
При текущем ремонте проводятся все операции ТО, проверка состояния подшипников, торцевых уплотнений, зубчатой и пластинчатой муфт, измерение зазоров во вкладышах подшипников, разборка и дефектация торцевых уплотнений, проверка герметичности стыков крышки с корпусом горизонтальных и стаканом вертикальных насосов, проверка центровки и измерение параметров агрегата под нагрузкой.
При среднем ремонте проводятся все операции текущего ремонта, а также разборка насоса, очистка, промывка и осмотр узлов и деталей; проверка состояния и стопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников, контроль размеров посадочных и резьбовых поверхностей вала, лопаток и дисков рабочего колеса, дефектоскопия вала, измерение зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса (рис.2). В среднем щелевые зазоры имеют размеры от 0,10 до 0,40 мм.
В случае необходимости заменяются уплотнительные кольца и восстанавливаются размеры элементов щелевого уплотнения. В зависимости от технического состояния проводится замена подшипников, замена или ремонт ротора. Устанавливаемый ротор должен быть динамически отбалансирован.
Все резиновые кольца заменяются на новые. Заменяются прокладки между крышкой и корпусом насоса. Проводится сборка насоса, центровка и опробование под нагрузкой. Провернется избыточное давление в воздушной камере промежуточного вала (не менее 20 мм водяного столба).
Рис.2. Контролируемые зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов
При капитальном ремонте осуществляются все операции среднего ремонта, а также демонтаж насосов. Проверяется состояние корпуса и патрубков, в стальных деталях обнаруженные дефекты устраняются сваркой. Чугунные детали с трещинами заменяются на новые детали. После монтажа и центровки агрегата проводится его опробование под нагрузкой в течение 72 часов при работе на нефтепроводе.
При капитальном ремонте агрегат полностью разбирают. Корпус агрегата очищают от загрязнений и ржавчины и выявляют наличие трещин. Выработка шеек валов не должна превышать 0,025 мм, а осевой разбег вала должен быть в пределах 0,15-0,35 мм. С помощью индикаторов проводят проверку на биение в нескольких точках. Выявляют наличие фрет - тинг-коррозии. Сработанные и выкрошенные лабиринтные уплотнения заменяют новыми.
Проверку зазоров в уплотнениях поверяют свинцовой проволокой. После подъема крышки замеряют свинцовые оттиски.
Сегодня считается наиболее эффективной система ТОР, опирающаяся на результаты контроля и оценки фактического технического состояния оборудования НПС. Агрегат или его часть ремонтируют по потребности. Эта система обеспечивает полное использование ресурса элементов (до отказа).
Ввиду высоких требований к безотказности агрегатов НПС межремонтный ресурс должен назначаться таким, чтобы их узлы и детали отработали с вероятностью безотказной работы не менее 95%.
Внедрение метода замены элементов по техническому состоянию увеличивает среднюю наработку деталей и узлов до двух раз. Однако, данная стратегия требует использования методов и средств диагностирования, обладающих большой информативностью. Для этого необходимо непрерывно измерять такие параметры: вибрация, температура, напор, КПД, кавитационный запас, сила тока и т.д. Система автоматизации, телемеханики и АСУ должны обеспечивать надежный контроль и регистрацию параметров перекачки и эксплуатационных параметров оборудования.
4. Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций
НПС, базы приема и отгрузки нефти, станции смешения, пункты подогрева нефти должны приниматься в эксплуатацию после завершения всех строительно-монтажных и пуско-наладочных работ,
Работоспособность оборудования, сооружений, систем и агрегатов НПС проверяется комплексным опробованием.
До начала опробования все объекты МТ должны быть укомплектованы обученным персоналом, рабочие места обеспечены инструкциями, технической и оперативной документацией, оснащены инструментами и средствами индивидуальной защиты.
Комплексной приемке должны предшествовать опробование и регулировка всех вспомогательных систем, защит, индивидуальное опробование каждого агрегата с оформлением соответствующих актов.
Комплексное опробование оборудования НПС считается проведенным при условии отсутствия неисправностей и непрерывной работе под нагрузкой в течение 72 часов.
Средства автоматизации МН выполняют функции контроля, защиты и управления объектами МН из операторной НПС и диспетчерских пунктов всех уровней. Система автоматики обеспечивает поддержание заданного режима перекачки углеводородов и его изменение по команде оператора. Она же решает задачи мониторинга технологических параметров, а также параметров состояния оборудования в реальном масштабе времени.
Общестанционная защита должна отключать оборудование НПС по следующим параметрам:
• минимальное давление на приеме НПС;
• максимальное давление в коллекторе НПС до узла регулирования и на выходе НПС после узла регулирования давления;
• минимальное давление в системе маслоснабжения;
• достижение аварийного уровня нефти в резервуаре - сборнике утечек;
• превышение допустимого уровня загазованности и пожар во взрывоопасных помещениях.
Агрегатная защита должна отключать магистральные насосы по следующим параметрам:
• минимальное давление масла и максимальная температура подшипников и корпуса насоса;
• повышенная утечка нефти через уплотнения;
• максимальная вибрация.
Ряд защитных функций выполняется с помощью автоматики, например, отключение работающих насосных агрегатов. В зависимости от параметра защита должна поочередно отключать все работающие агрегаты, начиная с первого по потоку нефти.
Для защиты МН и насосов по давлению на приеме НПС и на выходе НПС применяются две защиты: по аварийному и по предельному давлению.
Защита по аварийным давлениям одновременно отключает все работающие магистральные насосы. Защита по предельным давлениям отключает только один агрегат.
Срабатывание защиты по давлению на приеме НПС должно осуществляться с выдержкой времени до 15 с. Это необходимо для исключения срабатывания датчиков защиты при прохождении воздушных пробок, запуске и отключении агрегатов на соседних станциях.
Управление перекачивающими станциями может осуществляться из операторной, местного и районного диспетчерского пункта.
Управление насосами может осуществляться в автоматическом режиме по программе после получения команды "Пуск" или "Остановка", а также в резервном, кнопочном и испытательном режимах.
Пуск магистральных насосов может осуществляться на открытую, закрытую и открывающуюся задвижку.
Программа пуска "на открытую задвижку" является предпочтительной, так как обеспечивает наименьшие динамические нагрузки в обвязке агрегата и наименьшие хлопки обратных клапанов.
Программа пуска "на закрытую задвижку" применяется, если электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку.
Программа пуска "на открывающуюся задвижку" применяется, когда задвижки не могут быть открыты при большом перепаде давления, создаваемом насосом.
При размещении насоса и привода в разных помещениях кнопки отключения устанавливают в каждом из них.
Система автоматизации вспомогательных сооружений включает автоматизацию систем водоснабжения, канализации, теплоснабжения и дизельных электростанций.
Системы вентиляции, служащие для создания подпора в помещениях, камерах или оборудовании, и системы приточной вентиляции для взрывоопасных помещений должны включаться перед пуском насосных агрегатов. При длительном сохранении предельной концентрации отключаются все работающие насосные агрегаты.
Откачка утечек из резервуаров-сборников магистральных, подпорных насосных и резервуарных парков осуществляется автоматически.
На всех НПС предусматривается автоматическое пожаротушение помещений со взрывоопасными зонами. Системы пожаротушения выполняют функции автоматической пожарной сигнализации.
Автоматическая защита по пожару обеспечивает отключение насосных агрегатов, закрытие задвижек их подключения к нефтепроводу и к резервуарам, отключение систем вентиляции и включение аварийной сигнализации при срабатывании газоанализаторов. Запуск системы пожаротушения осуществляется при срабатывании двух датчиков пожарной сигнализации.
Задачи управления, регулирования, измерения и сигнализации обычно решаются на уровне операторной или местного диспетчерского пункта.
Объекты управления: магистральные и подпорные насосные агрегаты; подготовка насосной; система пожаротушения; задвижки узла учета и резервуарного парка; аварийная остановка насосной и др.
Объекты регулирования: давление на приеме и выходе из насосной.
Объекты измерения: давление на входе в резервуарный парк; на приеме и выходе насосной; параметры качества нефти; уровень в резервуарах и др.
Объекты сигнализации: насосные агрегаты (включен, готов к запуску, авария, в резерве); подготовка насосной (включено); задвижки (открыто, закрыто); скребок (принят, пущен); пожар; загазованность; затопление; переполнение сборников; неисправность систем и сооружений; повышенное давление в подводящем трубопроводе и др.
Средства телемеханизации устанавливаются для обеспечения дистанционного управления оборудованием перекачивающих станций из районного или центрального диспетчерского пункта. Объектами телемеханизации МН являются подпорная и основная насосные, оборудование инженерных сооружений и энергохозяйства.
Телемеханизация обеспечивает:
• централизованный контроль за оптимальным режимом работы нефтепровода;
• централизованное управление насосными агрегатами и задвижками;
• сбор информации о режиме работ и техническом состоянии оборудования;
• телеуправление агрегатами и задвижками для локализации аварийных ситуаций.
Эксплуатация осуществляется оперативным (дежурным) и эксплуатационно-ремонтным персоналом в соответствии с инструкциями. Инструкции определяют порядок пуска и остановки оборудования, действия персонала в процессе эксплуатации и в аварийных ситуациях. При выходе параметров работы оборудования за допустимые пределы оперативный персонал переключает неисправное оборудование на резервное, о чем извещает диспетчера и руководство НПС.
Ответственность за правильную эксплуатацию оборудования и сооружений НПС несут начальник НПС, старший инженер НПС, инженеры соответствующих служб и главный инженер нефтепроводного управления. Эти лица должны обеспечить своевременное проведение ремонта, диагностический Конт роль, расследование отказов и испытание оборудования.
Оперативный персонал по утвержденному графику осуществляет контроль технического состояния оборудования НПС. Например, насосные агрегаты проверяются через каждые два часа; запорная арматура, регуляторы давления, блок гашения ударной волны, системы охлаждения, фильтры - два раза в смену, емкости для сбора нефти, технологические трубопроводы - один раз в смену.
При приемке смены оперативный персонал обязан ознакомиться с режимом работы и состоянием оборудования на своем участке и оформить приемку смены отметкой в журнале.
Производственные здания и сооружения подвергаются периодическим осмотрам два раза в год - весной и осенью.
5. Многоуровневая структура диспетчерской службы
Диспетчеризация процесса перекачки углеводородов по МТ - это централизация оперативного контроля и управления для согласования работы отдельных звеньев. Диспетчеризация осуществляется посредством средств связи, автоматики и телемеханики с минимальным участием обслуживающего персонала.
Цель диспетчеризации - обеспечение эффективного процесса транспортировки углеводородов.
Основные задачи диспетчерских служб следующие:
• управление и контроль технологическими процессами приема, хранения, перекачки и поставок углеводородов в пределах установленных границ ответственности;
• организация и ведение учета количества и качества принимаемого, транспортируемого и сдаваемого продукта;
• оперативный контроль технического состояния трубопроводов, резервуаров и оборудования;
• контроль хода выполнения плановых и аварийных работ на объектах магистрального трубопровода.
Перечисленные задачи обеспечиваются с помощью многоуровневой системы диспетчерского контроля и управления, включающей:
• верхний уровень - включает центральный диспетчерский пункт (ЦДП);
• средний уровень - включает территориальные диспетчерские пункты (ТДП);
• нижний уровень - включает районные (РДП) и местные диспетчерские пункты (МДП).
Для улучшения качества управления МТ делятся на технологические участки. На нефтепроводах эти участки ограничиваются резервуарными парками. Протяженность таких участков не превышает 600 км.
Центральный диспетчерский пункт (ЦДП) осуществляет:
• оперативный контроль и управление транспортом углеводородов по системе МТ, обеспечение приема перекачиваемого продукта от производителей, поставки потребителям в соответствии с графиком транспортировки на основании маршрутных поручений;
• количественный учет приема, перекачки и поставок углеводородов;
• контроль количества нефти и свободного объема в резервуарных парках МН, производителей и грузополучателей;
• принятие мер по изменению грузопотока в случае возникновения отказа на МТ и нештатных ситуаций;
• контроль хода ремонтных и аварийно-восстановительных работ;
• контроль и управление качеством транспортируемого продукта;
• согласование пропуска очистных устройств и внутритруб - ных инспекционных приборов на участках МТ.
Учет движения нефти по нефтепроводу и резервуарным паркам осуществляется для контроля выполнения планов приема и поставки, составления двухчасового и суточного балансов. Эта информация необходима диспетчеру ЦДП для принятия оперативных решений по изменению режимов перекачки и перераспределению грузопотоков.
На уровне ЦДП непрерывно в режиме реального времени отображается вся информация о работе МТ. В частности, отображается текущее состояние оборудования линейной части и перекачивающих станций, значения рабочих давлений, данные по системам измерения количества и показателей качества углеводородов.
На уровне ЦДП отображаются все экраны с уровня территориального диспетчерского пункта (ТДП).
На уровне ТДП в системе диспетчерского контроля и управления в режиме реального времени отображается вся информация о работе МТ в зоне ответственности. Диспетчер ТДП в своей работе руководствуется утвержденными технологическими режимами работы МТ. Основные параметры работы нефтепровода; давление на приеме и давление на нагнетании НПС; давление в коллекторе, номера работающих и резервных агрегатов; токовые нагрузки на электродвигателях, транзитное давление по НПС. При проведении любых переключений диспетчер ТДП должен иметь соответствующим образом оформленное разрешение ЦДП.
Пропуск очистных устройств по МТ осуществляется в соответствии с графиком с целью очистки полости трубы от механических примесей, парафинистых отложений нефти и для подготовки пропуска внутритрубных инспекционных снарядов
(ВИС). Каждый пропуск очистных и диагностических снарядов согласовывается с ЦЦП. Движение снарядов по линейной части от камеры пуска до камеры приема контролируется датчиками контроля прохождения с выводом информации на рабочее место диспетчера РДП и ТДП. Продукты очистки полости трубы принимают в подготовленный для этой цели резервуар.
На уровне ТДП отображаются все экраны с уровня районного диспетчерского пункта (РДП).
Диспетчерская служба РДП в пределах своих установленных границ выполняет оперативное управление приемом, перекачкой и поставкой углеводородов по участку МТ. Диспетчер РДП оперативно получает информацию от диспетчера МДП о показателях качества нефти. Факт поступления некондиционной нефти удостоверяется соответствующим актом за подписью представителей сдающей и принимающей сторон. На основании полученной информации принимается решение о размещении конкретной партии нефти в резервуарном парке НПС или нефтебазы.
Оператор МДП на своем объекте осуществляет: производство переключений на всех технологических трубопроводах; обеспечивает запуск и контроль режимов пропуска поточных средств; контроль технологических параметров перекачки и качества нефти; учет движения нефти по резервуарным паркам и приемо-сдаточным пунктам; контроль хода ремонтных работ.
Работа оперативно-диспетчерской службы оформляется записями в суточном диспетчерском графике и в журналах: распоряжений; регистрации телефонограмм; контроля движения поточных средств; учета последовательной перекачки; качества нефти; исполнения маршрутных поручений; приема - сдачи смены.
Диспетчерские службы и оперативный персонал станций должны иметь:
подробный профиль и план трассы нефтепровода с ситуацией, указанием камер приема-пуска поточных средств, мест подключения путевых подкачек и сбросов нефти, расположения линейных задвижек, вантузов, КИП, сигнализаторов прохождения очистных устройств;
• подробные технологические схемы приемо-сдаточных пунктов и НПС с обозначением номеров задвижек, резервуаров, основных и подпорных агрегатов, фильтров и другого оборудования;
• технологические карты защит, режимов работы МН, резервуарных парков и оборудования НПС.
6. Пуск, остановка и ведение технологического процесса перекачки
Плановые технологические режимы работы МТ на год и месяц рассчитываются в соответствии с картой технологических режимов их работы. Кроме того, учитываются планы остановок МТ и изменения параметров перекачиваемых углеводородов.
При осуществлении операций пуска и остановки одной их промежуточных НПС возникают волны повышения - понижения давления, которые по трубопроводам движутся к смежным станциям. При этом суммарное давление в трубопроводе вблизи предыдущей НПС может превысить допустимое значение.
Опыт эксплуатации МН показывает, что по этой причине разрыв трубопровода происходит на расстоянии 20-40 км после предыдущей НПС. Труба разрывается раньше, чем волна повышенного давления достигает предыдущей станции и на ней срабатывает система защиты по максимальному давлению, отключающая насосы.
Мероприятия, с помощью которых можно предотвратить возникновение опасных давлений при внезапном отключении промежуточной НПС, могут быть следующими:
• создание волны пониженного давления, идущей навстречу волне повышения давления;
• гашение волны повышенного давления в месте ее возникновения или уменьшение крутизны фронта такой волны.
Волна пониженного давления создается отключением на предыдущей станции одного или нескольких агрегатов. При этом волны повышенного и пониженного давления будут взаимно гаситься.
Подобные документы
Общие правила организации эксплуатации тепловых энергоустановок. Техническое обслуживание, ремонт и консервация. Требования к монтажу, ремонту и эксплуатации теплотехнического оборудования, приборов контроля и автоматизации. Обеспечение мер безопасности.
отчет по практике [4,8 M], добавлен 07.08.2013Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования. Вывод оборудования в ремонт и ввод его в эксплуатацию после ремонта. Техника безопасности при обслуживании электроустановок. Монтаж силовых трансформаторов.
отчет по практике [158,4 K], добавлен 20.11.2012Устройство и функциональное назначение трансформаторной подстанции 110/10 кВ, условия и режимы ее эксплуатации. Организация технического обслуживания и ремонта электрической части подстанции. Износ электротехнического оборудования, выбор и замена узлов.
дипломная работа [248,9 K], добавлен 13.07.2014Назначение перекачивающих станций. Магистральные насосы и их характеристики. Вспомогательное оборудование насосных станций. Эксплуатация центробежного насоса. Гидравлический расчет нефтепровода с подбором оборудования. Механический расчет трубопровода.
курсовая работа [623,9 K], добавлен 08.01.2014Устройство и принцип действия оборудования нефтеперекачивающих и компрессорных станций. Правила эксплуатации, виды ремонтов оборудования. Термодинамический расчет простой газотурбинной установки с регенератором. Температура рабочего газа в турбине.
курсовая работа [313,3 K], добавлен 25.03.2015Особенности проведения тепловизионного контроля с целью выявления дефектов и неисправностей электрооборудования различных видов. Качественная диагностика зданий и сооружений, основы их диагностического и профилактического обслуживания. План мероприятий.
контрольная работа [38,4 K], добавлен 29.01.2016История Югорского ремонтно-наладочного управления, правила внутреннего трудового распорядка. Организация работ, выполняемых в период текущей эксплуатации. Монтаж осветительного оборудования и контура заземления. Общие сведения о трансформаторах.
отчет по практике [229,1 K], добавлен 01.03.2013Требования к ремонту электрооборудования и правильности эксплуатации. План размещения оборудования на участке, способы прокладки токопровода и расчёт сечения кабелей. Расчёт и выбор аппаратов защиты. Разборка и дефектация асинхронных электродвигателей.
курсовая работа [891,5 K], добавлен 28.05.2012Охрана труда при эксплуатации электроустановок. Должностные обязанности электромонтеров. Инструменты, оборудование, средства защиты и материалы для выполнения комплексных работ по монтажу и обслуживанию электрического и электромеханического оборудования.
отчет по практике [1,8 M], добавлен 20.02.2010Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях. Принцип работы АВО газа. Выбор способа прокладки проводов и кабелей. Монтаж осветительной сети насосной станции, оборудования и прокладка кабеля. Анализ опасности электроустановок.
курсовая работа [232,3 K], добавлен 07.06.2014
