Билет №1

1.Категории и группы взрывоопасных смесей и зон в нефтяной и газовой отраслях (нго).

Взрывоопасной зоной называют помещение или ограниченное пространство в помещении или наружной установке, в которых имеются или могут образовываться взрывоопасные смеси.

Во взрывоопасных зонах должно применяться специальное взрывозащищенное оборудование, а также специальные виды прокладки проводов и кабелей.

Взрывозащищенным называется электрооборудование, в котором предусмотрены конструктивные меры по устранению или затруднению возможности воспламенения окружающей взрывоопасной среды, прошедшее специальные испытания по взрывозащите.

Пары воспламеняющихся жидкостей относятся к взрывоопасным, если температура вспышки паров этих жидкостей не превышает 61 ⁰С, а давление паров составляет не менее 100 кПа. Горючие газы относятся к взрывоопасным при любых температурах окружающей среды.

Взрывоопасные смеси горючих газов с воздухом или смеси легковоспламеняющихся жидкостей с воздухам согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ), классифицируются по категориям I, II, IIA, IIB, IIC и группам T1…T6.

Например ко II категории взрывоопасной смеси относятся промышленные газы и пары, к I категории – рудничный газ.

Безопасный экспериментальный максимальный зазор (БЭМЗ) – это максимальный зазор между фланцами оболочки, через которые не проходит передача взрыва из оболочки в окружающую среду при любой концентрации смеси в воздухе.

Взрывоопасные паро-газовоздушные смеси классифицируют по группам, исходя из температуры их самовоспламенения на шесть групп Т1…Т6, для которых установлены предельно-допустимые температуры наружных и внутренних частей электрооборудования.

T1(450);T2(300-450);T3(200-300); T4(135-200);T5(100-135);T6(85-100)

2.Энергетические показатели установок насосной добычи нефти.

Энергетические показатели насосной нефтедобычи в значительной степени характеризуются удельным расходом энергии на откачку жидкости и для их определения необходимо знать полный КПД установки.

Полный коэффициент полезного действия η насосной установки определяется по формуле:

,

где Р_п – полезная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости из скважины;

Р₁ – активная мощность, потребляемая двигателем из сети.

Для установок с погружными центробежными электронасосами КПД всей установки, находящийся в пределах 0,15-0,4, определяется следующими факторами:

-гидравлическими потерями на трение жидкости в напорной системе;

-КПД насоса;

-КПД погружных двигателей;

-потерями в кабеле и трансфориаторе.

Для станков-качалок КПД, изменяющийся в пределах от 0,2 до 0,7, зависит от следующих факторов:

- гидравлических потерь при движении жидкости и механических потерь в подземной части установки;

- КПД станка-качалки (0,7-0,9);

- КПД электродвигателя при циклической нагрузке (0,65-0,88).

КПД глубиннонасосных установок зависит от степени уравновешивания станка-качалки, от режима работы насоса, его диаметра и уменьшается при его износе.

Результаты исследований и расчетов показывают, что удельный расход электроэнергии ω_уд=9,81/η при добыче нефти центробежными погружными электронасосами выше, чем при добыче станками-качалками, что в основном обусловлено более низким КПД самого центробежного насоса.

Коэффициент мощности электроустановок с погружными насосами выше, чем коэффициент мощности установок со станками-качалками

................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................

Билет №2