Category: энергетика

Category was added automatically. Read all entries about "энергетика".

ТАНГЕНС-ГАЛЬВАНОМЕТР

Так как при повороте зеркала одновременно увеличивается как угол падения, так и угол отражения светового луча, отраженный луч поворачивается на вдвое больший угол, чем зеркало. Этот факт находит применение как в секстанте и дальномере, так и в тангенс-гальванометре — приборе для измерения слабых электрических токов. Его чувствительность возрастает еще и оттого, что поворот отраженного луча определяется по далеко расположенной шкале, так что малые отклонения зеркальца увеличиваются сколь угодно сильно. А так как луч света невесом, то зеркальце действует подобно рычагу, лишенному трения и инерции и способному регистрировать такие ничтожные перемещения, которые не воспринимаются обычными механическими самописцами.
14-03-2013_22·51·06
В тангенс-гальванометре маленькое легкое зеркальце соединено с тонкой проволочной катушкой. Когда через_этот провод проходит слабый ток, между катушкой и помещенным рядом с ней магнитом возникают силы притяжения или отталкивания, и катушка поворачивается, увлекая за собой зеркальце. Отраженный от зеркальца луч света бежит по удаленной шкале.
В той части, которая касается применения в нем зеркал, устройство сейсмографа до некоторой степени аналогично только что описанному. Сейсмограф устанавливается жестко на скальном грунте глубоко под землей. Распространяющиеся в результате землетрясений колебания земной коры заставляют колебаться груз, подвешенный на тонкой нити; этот груз движется в зазоре магнита, и в результате в устройстве, напоминающем обычный электрогенератор, возбуждается электрический ток. Этот ток после усиления пропускается через описанный выше тангенс-гальванометр, который отбрасывает световой зайчик на фотобумагу, помещенную на вра« щающемся барабане. После проявления фотобумаги мы получаем информацию о силе и продолжительности колебаний земной коры.
promo mor77 january 27, 2014 12:02 10
Buy for 20 tokens
Утром позвонила дочка. У них в подъезде с самого утра был не просто скандал, а драка. Сосед Генка отмотылял соседа сверху. Правильно и сделал, я считаю. А все было так... Маринка, соседка, заботливая мама, детей утром в школу и ясли собирала. Старшего собрала и отправила к подъезду ждать, пока…

Суммарный экономический эффект

Протяженность телемеханизированной линейной части нефтепроводов в однониточном исчислении достигла 37282 км (76,5% общей протяженности). По сравнению с 2001 г. телемеханизированная часть нефтепроводов увеличилась на 1531,5 км.
Суммарный экономический эффект, полученный АК «Транснефть» в результате внедрения системы безопасной эксплуатации и продления срока службы магистральных трубопроводов, только за период 1994-1997 гг. составил около 730 млн долл. США. Наибольшего эффекта от разработанной системы можно ожидать при переходе к мониторингу магистральных нефтепроводов, то есть к периодическому их обследованию. Также экономический эффект увеличивается со временем при увеличении объемов выборочного ремонта по сравнению с ремонтом методом сплошной замены труб.
Реализация системы безопасной эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов дала возможность АК «Транснефть» прогнозировать и планировать затраты на ремонт» обоснованно распределять средства по объектам с учетом фактора времени, снизить затраты на поддержание трубопроводов в работоспособном состоянии за счет увеличения объемов выборочного ремонта и проведения капитального ремонта со сплошной заменой труб и изоляции только там, где это необходимо по результатам диагностики. Внутритрубная диагностика в 2001 г. была проведена на 12 тыс. км, в 2002 г. на 18 тыс. км, а в 2003 г. на 30 тыс. км.
Структура системы безопасной эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов включает:
— получение и первичную обработку информации о состоянии трубопровода;
— оценку технического состояния, определение безопасных условий эксплуатации трубопровода;
— поддержание и восстановление работоспособности трубопровода;
— мониторинг технического состояния трубопровода.
Эффективное решение проблемы о продлении срока службы действующих магистральных трубопроводов сверх нормативного срока является важнейшей научно-технической задачей, имеющей огромное экономическое значение в масштабах государства. Кроме того, решение этой задачи носит межотраслевой характер для атомной энергетики, авиации, химии, металлургии, железнодорожного транспорта и др., поскольку имеется определенная общность постановки задачи продления срока службы и отдельных элементов ее решения.
По данным ВНИИСТа 13,7 тыс. км магистральных нефтепроводов или 29% от общей протяженности (с учетом ранее выполненных объемов) имеют изоляционное покрытие, не отвечающее нормативным требованиям.
Для реализации инвестиционной программы 2002 г. было закуплено 166,4 тыс. тонн трубной продукции. Российские предприятия получили заказы на 6,18 млрд рублей.
В 2000 г. введен в действие нефтепровод в обход Чеченской республики длиной 262 км и построено 92 км лупингов. Закончено строительство нефтепровода Суходольская — Родионовская длиной 252 км в обход территории Украины.
После капитального ремонта введено в эксплуатацию 1,5 млн ма резервуаров. Модернизирована автоматика на 12 нефтеперекачивающих станциях. Осуществлена телемеханизация почти 1 200 км трубопроводов. Насосное оборудование нефтеперекачивающих станций устарело. При норме срока эксплуатации 9 лет оно эксплуатируется 25—30 лет. За пределами нормы эксплуатируется 60% резервуарного парка. По прогнозам Транснефти к 2003 г. все объекты трубопроводного транспорта могут быть доведены до нормативного состояния.
Для ремонтно-восстановительных работ системы магистральных нефтепроводов потребуется 6,5 млрд долл.
ВОАОАК «Транснефть» широко используются новые изоляционные материалы «Асмол», «Пластобит», прошедшие долговременные испытания и имеющие гарантированный срок службы более 30 лет.
Из-за снижения грузооборота нефти с 1991 г. выведено из эксплуатации около 3 тыс. км нефтепроводов и целый ряд нефтеперекачивающих станций. В соответствии с «Программой оптимизации состава производственных мощностей »,ив дальнейшем из-за отсутствия в настоящее время и на перспективу требуемой для загрузки трубопроводной системы нефти, будут дополнительно выводиться из эксплуатации трубопроводы и HI 1С, созданные во времена Советского Союза на производительность 600 млн тонн. В1999 г. из эксплуатации выведена 71 нефтеперекачивающая станция; в 2000 г. - еще 15 НПС.
Пропускная способность системы «Транснефть» будет сохраняться на уровне, достаточном для выполнения заявок нефтедобьшающих компаний на транспортировку нефти как на внутренний рынок, так и на экспорт.
На законсервированных нефтепроводах к настоящему времени не зафиксировано загрязнения окружающей среды из-за утечек нефти.
Капитальный ремонт на действующих нефтепроводных системах производится, как правило, силами строительных подразделений ОАО АК «Транснефть». Это связано с высокой степенью опасности и необходимостью соблюдения высокой технологической дисциплины.
К работам по замене нефтепроводов большой протяженности и строительству лупингов на конкурсной основе привлекаются различные строительные организации.
В составе единой автоматизированной системы управления (ЕАСУ) АК «Транснефть» создана система СКУТОР, предназначенная для автоматизированного распределенного контроля и управления процессами технического обслуживания и ремонта нефтепроводов и сооружений АК «Транснефть».
Функциональные возможности СКУТОР позволяют производить паспортизацию магистральных нефтепроводов, планировать устранение дефектов, вести отчетность по исполнению заданий комплексной программы диагностики, капитального ремонта и т. д.
Резервуарные парки являются важнейшими звеньями нефтспровод-ной системы.
Техническое состояние резервуаров и их полезная вместимость определяют устойчивую бесперебойную поставку нефти потребителям и организацию плановых остановок магистральных нефтепроводов для проведения ремонтных работ по устранению выявленных внутритрубной диагностикой дефектов.

Диагностические снаряды

Созданные по специально разработанным техническим требованиям Транснефть диагностические снаряды - уникальны. Они работают в условиях специфики отечественных нефтепроводов, устойчивы в эксплуатации, обладают высокой разрешающей способностью обнаружения дефектов. При этом обеспечивается:
• технологическая взаимосвязанность процессов перекачки нефти по сети магистральных трубопроводов, отсутствие нарушений в режиме нормального функционирования нефтепроводов, благодаря перемещению по трубопроводу диагностических снарядов потоком перекачиваемого продукта;
• создание специального комплекса внутритрубных диагностических снарядов, работающих на различных физических принципах, для обнаружения различных типов, форм, размеров и ориентации дефектов; технологии применения таких снарядов;
• сплошной контроль всей трубопроводной системы для выявления всех возможных дефектов;
• уровень разрешающей способности средств внутритрубной диагностики позволяющий обнаруживать не только критические, но и потенциально опасные дефекты; определение формы и размеров дефектов производятся с достаточно высокой точностью, позволяющей проводить количественную оценку опасности дефектов на основе расчетов на прочность без дополнительного вскрытия трубопровода для уточнения размеров дефектов;
• учет особенности конструкции трубопровода, чтобы исключить необходимость внесения в него существенных изменений для проведения диагностирования;
• привязка обнаруживаемых дефектов к дистанции трубопровода и к заранее определенным точкам-ориентирам на его трассе (установленным на поверхности земли маркерным пунктам) и т. д.
Использование средств технической диагностики, отвечающих указанным выше принципам, позволяет оценивать опасность дефектов по результатам расчетов на прочность, осуществлять выборочный ремонт ограниченного количества дефектов.
Эффективность ремонта по устранению опасных дефектов достигается выполнением ряда требований, дополняющих основные положения концепции безопасной эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов.
• В условиях развития дефектов (вследствие накопления усталостных и коррозионных повреждений) темпы ремонтных работ по удалению опасных дефектов должны соответствовать темпам диагностических работ по их обнаружению.
• Но условиям экономической целесообразности отдельно расположенные дефекты должны удаляться по технологии выборочного ремонта, скопления дефектов - путем замены участка трубопровода.
• Методы ремонта должны обеспечивать близкое к полному восстановление прочности и долговечности отремонтированного участка трубопровода.
Реализация изложенной концепции безопасной эксплуатации и продления срока службы МН осуществлена путем крупных организационно-технических мероприятий, выполнения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, разработки нормативно-методических документов и использования новейших достижений науки и техники, в числе которых:
— создание мощного Центра технической диагностики (ОАО ЦТД «Диаскан»), оснащенного современным диагностическим оборудованием;
— развертывание работ по диагностированию всей трубопроводной системы ОАО АК «Транснефть» с использованием специально созданных средств внутритрубной дефектоскопии, внедрение системы интегрированного 4-уровневого диагностического контроля;
— разработка нормативных методик оценки технического состояния труб с дефектами по данным внутритрубной дефектоскопии на основе результатов широкого комплекса теоретических и экспериментальных прочностных исследований;
— переход от традиционных методов выбора участков нефтепроводов, для проведения их капитального ремонта со сплошной заменой труб (по информации контрольных шурфовок, электрометрических измерений и др.)» на выбор по результатам внутритрубной диагностики с максимальным эффектом от вложенных средств;
— создание мощного комплекса технических средств для проведения производительного капитального ремонта с заменой участков трубопровода или с заменой изоляции в местах скопления дефектов;
— внедрение новой высокоэффективной технологии выборочного ремонта по устранению отдельно расположенных дефектов, осуществляемой без остановки перекачки и без ограничения поставок нефти потребителям;
— создание компьютерных банков данных, информационно-аналитической системы и интегрированной вычислительной сети для проведения мониторинга технического состояния магистральных нефтепрово-

Одними из наиболее опасных дефектов

Одними из наиболее опасных дефектов, возникающих в процессе строительства трубопровода, являются комбинированные дефекты типа риски во вмятине, где высокая концентрация напряжений по дну риски сочетается с пониженными пластическими свойствами металла в процессе нанесения риски.
Нарушения технологии нанесения изоляционного покрытия (особенно некачественная подготовка поверхности трубы перед нанесением изоляции), повреждения изоляционного покрытия в процессе проведения CM F инициируют развитие коррозионных дефектов. В зонах отслоения изоляции это в ряде случаев связано с тем, что под слоем изоляции возникает так называемый «парниковый эффект», вызванный разностью температур грунта и перекачиваемой нефти. Скорость развития коррозии на наружной поверхности трубопровода существенно зависит от условий его прокладки.
В южных районах, где температура почвы более высокая, количество коррозионных дефектов заметно больше, чем в центральных регионах России. Значительную роль также играет коррозионная активность грунтов, состояние электрохимической и дренажной защит.
На развитие коррозии на внутренней поверхности трубопровода большое влияние оказывает уровень подготовки нефти к транспортировке. Наличие серы создает предпосылки для развития внутренней коррозии. Также фактором, способствующим появлению и развитию дефектов внутренней коррозии, является применение горячекатанных труб с большой шероховатостью стенки.
В настоящее время защиту от коррозии средствами электрохимизации имеют 99,3% магистральных нефтепроводов. Своевременное устранение серьезных коррозионных дефектов по результатам внутритрубной диагностики, увеличение объемов ремонта изоляционных покрытий и реконструкции элек-трохимзащиты способствовали тому, что с 1997 г. на магистральных нефтепроводах не было аварий по причине коррозии.
Аналогичный характер зависимости интенсивности отказов от срока эксплуатации был установлен профессором О.М. Иванцовым для ряда магистральных газопроводов и нефтепроводов. Анализ причин аварий показывает, что они связаны с развитием коррозионных и усталостных повреждений, очагами которых являются различные производственные дефекты, допущенные при изготовлении труб и проведении строительно-монтажных работ. В условиях неравномерного распределения дефектов по длине трубопровода, различий в темпах их развития целенаправленные меры по предупреждению аварий могут быть приняты только на основе информации о фактическом состоянии нефтепроводов - о его дефектах.
Данные по возрастному составу нефтепроводов и статистические данные по аварийности, количеству дефектных труб позволяет заключить, что в целом система магистральных нефтепроводов вступила в III период «жизни» — в период износовых отказов. Этот период характеризуется общим ухудшением состояния нефтепроводов в связи с усилением роли факторов «износового» характера (усталостные и коррозионные процессы), а также развитием дефектов, возникших при из отовлении и строительстве трубопроводов. В результате, как следствие, увеличивается риск аварий.
Из-за неравномерного распределения по длине нефтепроводов дефектов различных типов с разной степенью опасности, использования различных исходных строительных материалов, различий в сроках и режимах эксплуатации, в природно-климатических условиях, коррозионной активности грунтов, уровней подготовки нефти (малосернистая, высокосернистая) темпы протекания процессов накопления и развития повреждений для различных участков нефтепроводов могут существенно отличаться. Поэтому состояние одних участков может оказаться вполне удовлетворительным, других - близким к критическому. В качестве примера можно привести два магистральных нефтепровода УБКУА (введен в эксплуатацию в 1973 г.) и НКК , которые на большой протяженности проложены параллельно друг другу. Хотя нефтепровод УБКУА построен на 4 года раньше чем НКК, его техническое состояние в целом лучше.
Указанные различия требовали разработки нового, дифференцированного подхода к учету индивидуальной опасности дефектов, к оценке технического состояния отдельных участков различных магистральных нефтепроводов для обеспечения их безопасной эксплуатации. Задача оказалась сложной и не могла быть решена с необходимой степенью достоверности по причине неполноты информационного аспекта о состоянии нефтепроводов.
На повестку дня встала необходимость разработки и внедрения новой единой технической политики по предотвращению отказов магистральных нефтепроводов, основанной на анализе информации об их фактическом техническом состоянии, и по продлению срока службы трубопроводов на основе управления их ресурсом.
Таким образом, на основании проведенного выше анализа состояния линейной части магистральных нефтепроводов можно констатировать следующее. Переход системы магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» в III (*износовый») период «жизни», характеризующийся развитием отдельных коррозионных и усталостных повреждений до критического уровня, появление новых дефектов, повышение требований безопасности для населения и экологии страны, усиление экономических санкций со стороны государства за их нарушение — выдвинули необходимость разработки преимущественно новых мероприятий по предупреждению отказов, продлению срока службы магистральных нефтепроводов в число первоочередных задач, стоящих перед нефтетран-спортными предприятиями России.
Учитывая тенденцию ухудшения технического состояния магистральных нефтепроводов по мере увеличения срока их эксплуатации сверх срока амортизации, необходимость оптимального, экономного расходования финансовых ресурсов на поддержание системы МН в работоспособном состоянии, компанией «Транснефть» была разработана.

НЕФТЕТРАНСПОРТНАЯ ТРУБОПРОВОДНАЯ СИСТЕМА

Надежный трубопроводный транспорт нефти имеет большое значение для реализации экономического потенциала России и обеспечения нормальной деятельности нефтяных компаний.
Доставка 95% добываемой в стране нефти на нефтеперерабатывающие заводы и на экспорт осуществляется по единой системе нефтепроводов. Общероссийская система магистральных нефтепроводов Акционерной Компании по транспорту нефти «Транснефть» является важнейшей составной частью топливно-энергетического комплекса России и наиболее экономичным видом транспорта нефти. В состав холдинга «Транснефть» входят 11 дочерних трубопроводных предприятий» занимающихся непосредственно транспортировкой нефти, сервисные предприятия, проектный институт и обслуживающие организации.
Система магистральных нефтепроводов диаметром от 530 до 1 220 мм — единое подземное инженерно-техническое сооружение, соединяющее районы добычи нефти с центрами переработки, экспортными наливными терминалами и зарубежными нефтяными магистралями. Эта система раскинулась от Байкала до западных границ страны и от полярного круга до Черного моря. Российские нефтепроводные системы имеют продолжение в СНГ и странах Восточной Европы.
Энергетическая мощность и производительность такой системы огромны. За один час на расстояния в тысячи километров, при давлении до 64 атмосфер но нефтепроводу диаметром 1 220 мм можно перекачать до 10 тысяч кубометров нефти, что составляет 150 цистерн или два-три железнодорожных состава.
Бесперебойное функционирование магистральных нефтепроводов имеет стратегическое, жизненно важное значение для населения и экономики России. Альтернативной замены системе нефтепроводов в стране нет, поэтому нарушение ее устойчивой работы идентично национальной катастрофе.
Современное техническое состояние нефтепровод ной системы страны обеспечивает бесперебойную доставку нефти потребителям на внутреннем и внешнем рынке. Магистральные нефтепроводы имеют значительный срок эксплуатации. Ниже приведен возрастной состав нефтепроводов АК «Транснефть» по состоянию на начало 2000 г.
Существующая система магистральных нефтепроводов создавалась в основном в период с 1947 по 1984 гг. Наибольший размах строительство нефтепроводов получило в 1970 -1984 гг. в связи с необходимостью транспортировки больших объемов нефти от месторождений Западной
В развитии системы нефтеснабжения СССР можно выделить три основных этапа строительства, в соответствии с которыми магистральные нефтепроводы по уровню принятых технических решений, проектирования, технологии строительства и, соответственно, надежности можно разделить на 3 группы. Параллельно создавалась и совершенствовалась отечественная нормативная база проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.
I этап — нефтепроводы, построенные до 1970 г. Нефтепроводы вводились в эксплуатацию, в основном, без активной защиты от коррозии. Применялась пассивная изоляция (битумная) низкого качества со сроком службы от 8 до 12 лет. Фасонные детали нефтепроводов были только сварные, полевого изготовления.
Предпусковые испытательные давления составляли, в основном, 110% от рабочего при продолжительности испытаний на прочность 6 часов. Отрабатывалась технология производства работ.
Пэтап -нефтепроводы, построенные в 1970-1975 гг. В эксплуатацию вводились преимущественно нефтепроводы большого диаметра. Проблемы заключались в необходимости освоения новых технологий производства труб большого диаметра и применения их для строительства трубопроводов. В проектах предусматривались средства электрох им защиты с энергоснабжением от местных источников, которые в большинстве случаев вводились во вторую очередь. Наряду с битумной изоляцией использовалась полимерная ленточная. Начали применяться фасонные изделия трубопроводов заводского изготовления. Время предпусковых испытаний для нефтепроводов большого диаметра было увеличено до 24 часов.

Водоотлив, Вентиляция, Освещение

Для откачки поступающей в ствол шахты грунтовой воды и атмосферных осадков применяется открытый водоотлив при помощи насосов, которые по трубопроводам выдают воду на поверхность земли. Для откачки воды из ствола шахты применяют центробежные самовсасывающие насосы и забойные пневмонасосы. При небольшом притоке воды и небольшой глубине ствола можно применять диафрагмовые насосы. Трубопроводы бывают из металлических труб или прорезиненных шлангов, которые закрепляют к крепи ствола при помощи специальных хомутов.
Насосы могут быть установлены на поверхности земли (при глубине ствола до 5 м) или непосредственно в стволе шахты на забое либо на полке, но так, чтобы расстояние от полка до забоя не превышало высоты всасывания насоса. Вода откачивается из зумпфа, опережающего забой ствола на 0,5—0,7 м. Размеры зумпфа в плане — 0,7x0,7 м.
Характеристика основных насосов, применяемых для шахтного водоотлива, приведена в табл. 6 и 7.
Водоотлив, Вентиляция, Освещение
Вентиляция
В зависимости от глубины стволов применяется естественная и искусственная вентиляция. При глубине стволов до 8—10 м применяется естественная вентиляция, а при более глубоких стволах — искусственная вентиляция по нагнетательной схеме, при которой чистый воздух нагнетается в забой ствола по трубам вентиляторами. Вентиляторы размещают на поверхности земли на расстоянии не менее 7 м От ствола, чтобы Предотвратить рециркуляцию воздуха.
Отставание става вентиляционных труб от забоя ствола не должно превышать 4 м.
Потребный объем воздуха принимается по максимальному количеству людей, работающих в забое, из расчета 6 м мин на одного человека.
Освещение
Нормальное освещение забоя ствола создает условия для повышения производительности труда и безопасного ведения работ.
Забой ствола освещается электролампами, мощность и количество которых определяются из расчета 15 вт на 1 м2 забоя. Для освещения забоя напряжение в сети допускается 12—36 е.
Каждый полок лестничного отделения должен быть освещен отдельной лампой мощностью 40 вт.
Для обеспечения вывода рабочих из забоя в случае выключения электроэнергии в забое ствола должны находиться две аккумуляторные лампы.