双空心杆（精选六篇）
双空心杆 篇1
1 燃煤加热器运行时存在的问题
1) 上煤自动化程度低, 人工劳动强度大。燃煤加热器目前采用人工上煤, 全天需加煤为350 kg左右, 每2 h加煤1次。
2) 燃煤加热器属于特种设备, 工种要求高。燃煤加热器炉膛有循环水管线, 为管式加热炉, 属特种设备, 操作人员需持证上岗。
3) 易造成环境污染。燃煤时产生硫化物、二氧化碳、粉尘、煤渣, 污染环境。
2 空气热源泵替代燃煤加热器的可行性
2.1 空气热源泵工作原理
空气热源泵 (图1) 遵循能量守恒定律和热力学第二定律, 运用热泵的原理只需消耗一小部分的机械能将处于低温环境 (自然空气) 下的热量或低温水中的热量提取出来, 连同本机的电能转化成热能一起转移到高温环境下的热水中去加热制取高温热水的过程。可以广泛应用于居民的冬季取暖和制热水、工业用热水等。
2.2 空气热源泵构成
空气热源泵由过滤器、膨胀阀、蒸发器、温度调节器、压缩机、冷凝器、循环泵等组成。
2.3 空气热源泵使用优势
它采用环保高温低压制冷剂, 产生80~85℃高温热水, 高效节能。取代燃煤、燃油气、电加热等高耗能、高污染设备。无烟尘、无废气排放, 对大气不污染。操作简单、方便, 既节约人工开支又提高工作效率。
2.4 空气热源泵替代燃煤加热器工艺流程
只需将燃煤加热器循环水进出口断开与空气热源泵循环水进出口相连即可 (图2) 。
3 现场应用
2014年11月, 空气热源泵在古101井上应用, 室外温度10℃左右, 设定进口温度75℃, 井口出油温度为51℃, 油井生产平稳, 平均日耗电为217.2 k Wh (表1) 。
系统自动化调控程度高, 温度设定后, 设备自动启停, 管理维护方便, 井口出油温度平稳。
空气热源泵加热以电为动力, 与燃煤加热器相比无硫化物、粉尘、煤渣的污染, 环保节能。
4 经济效益评价
1) 空气热源泵一次投入费用为13万元, 而燃煤加热器为13.9万元, 节约投资0.9万元。
2) 燃煤加热器年运行费:燃煤费用为7.665万元;加煤人工 (1人看护1口井) 费用为7万元。空气热源泵年运行费:用电费用为6.945万元;人工 (1人看护4口井) 费用为1.75万元。空气热源泵替代燃煤加热器年节约费用为5.970万元。
5 结论与建议
1) 空气热源泵替代燃煤加热器在双空心杆内循环加热, 生产运行完全可行。空气热源泵加热系统稳定性好, 操作管理方便, 减轻了职工劳动强度, 同时具有环保效益。
2) 空气热源泵替代燃煤加热器经济效益好, 投资回收期 (2.18年) 短。空气热源泵免修使用有效期为5年, 单台设备13万元, 对燃煤加热器完全改造, 年节约5.970万元。
3) 空气热源泵使用工业用电, 环保。它采用环保高温低压制冷剂, 产生80~85℃高温热水, 高效节能, 可取代燃煤、燃油气、电加热等高耗能设备。
空心杆密闭循环掺水工艺应用分析 篇2
关键词空心杆密闭循环掺水工艺；应用
中图分类号TE3 文献标识码A 文章编号1673—9671—(2009)122—0059—01
1空心杆密闭循环掺水工艺应用情况
空心杆密闭循环掺水工艺目前已在胜利油田的孤东采油厂、孤岛采油厂、桩西采油厂、滨南采油厂、东辛采油厂、现河采油厂等6个采油厂得到了推广应用。其中孤东采油厂应用8井次，孤岛采油厂应用25井次，桩西采油厂应用8井次，滨南采油厂应用42井次，东辛采油厂应用11井次，现河采油厂应用2井次，合计应用96#次。 空心杆密闭循环掺水工艺目前主要用于替代电加热和普通稠油井、高含蜡井、高凝油井、掺水系统不正常边远井的井筒加热。目前应用的96口空心杆密闭循环掺水工艺中，替代电加热57口，用于稠油井、高含蜡井、高凝油井、掺水系统不正常边远井的井筒加热39口。 空心杆密闭循环掺水工艺的生产厂家有沧州润涛、福瑞特、华滨、东营智城等4家公司。产品主要区别在双空心杆内管和加热锅炉。一类产品空心杆内管为连续的铝塑管，锅炉为敞开式，以福瑞特公司为代表；一类产品空心杆内管为插接式不锈钢管，锅炉为密闭式，以河北沧州润涛公司为代表。
2工艺简介
空心杆内管为连续的铝塑管，锅炉为敞开式的空心杆密闭循环掺水工艺。
工艺原理示意图，见图1。(以福瑞特公司产品为例)
1)优点：掺水密闭循环，对系统依赖小；加热介质为软化水，避免掺水流程结垢；内管为连续管，密封有保障。 2)缺点：受到气源压力影响，加热不稳定；内管为连续管，起下作业一方面便；锅炉为敞开式，加热温度最高只能达到90℃，且易蒸发，补水频繁；锅炉容积较小(为1.2m3)单位时间交换的热能受到循环水量、加热温度的限制。
3空心杆密闭循环掺水工艺在各采油厂的适应性分析
3.1胜利油田原油物性特征
胜利油田地区的稠油主要分为超稠油和高凝稠油。孤东采油厂、孤岛采油厂的稠油主要为普通稠油和超稠油；桩西采油厂、滨南采油厂、现河采油厂、东辛采油厂的稠油主要为高凝稠油。
超稠油中的胶质、沥青质和蜡等组分易反相乳化，吸附在油水界面上，形成稳定的油包水型乳状液，从而导致原油粘度大幅度提高，使得原油的流动难度加大。
高凝稠油中蜡质和胶质沥青质的含量过高，从而导致原油的高凝高粘，使得原油的开采难度加大。
3.1.1稠油物性特征
1)大部分稠油经过掺水后，可以形成0／w状态，以KD52～26为例，从掺水降粘曲线的变化规律可以看出：(1)随着温度的升高油水混合物的粘度呈下降趋势当，井筒油水混合物温度低于65℃时，其粘度较高，且随温度变化大；(2)在同一温度条件下，含水率0～65％时油水混合物的粘度随含水率的变化复杂，含水率大于65％时油水混合物粘度随含水率增加显著下降，当含水率为95％时油水混合物的粘度均已降到很低的程度。 2)部分稠油原油反相乳化现象特别严重。稠油50℃脱水脱气后原油粘度并不高，但部分井生产粘度非常大，导致油井见油后，光杆下行缓慢，油井无法正常生产。这是由于产出液形成W／O型的乳状液，增大了原油粘度，导致流动性变差，给开采带来许多困难。
3.1.2高凝油物性特征 胜利油田地区的高凝高粘稠油，含有大量的蜡质。通过实验证明，蜡质对温度十分敏感，如开采温度超过高凝稠油熔蜡点，则高凝稠油的粘度显著下降。
1)高凝稠油熔蜡点的测定。静态下的测定：将油样(王140-1)在水浴(95ac)中加热，使温度从室温(18℃)升温到90℃。 动态下的测定：将油样(王140-1)在水浴(95℃)中加热，同时对油样进行搅拌[搅拌速率为：170-1)使温度从室温(18℃)升温到90℃。观察油样温度变化规律，见表1。 2)高凝稠油粘度与温度的关系。下面是现河采油厂丁家屋子油区高凝稠油典型井王140-1井的粘温曲线。从图2中可以看出： 随着温度升高，粘度降低，拐点温度在融蜡点55℃左右。
3.2空心杆密闭循环掺水工艺在各厂的应用分析 空心杆密闭循环掺水工艺目前已在胜利油田的6个采油厂96口井得到应用，措施后与措施前的应用效果对比，日液平均增加2.9t，日油平均增加0.7t，取得了较好的效果。 2009年。滨南采油厂在42口井应用了密闭循环加热工艺，全部应用于高凝油区块，替代电加热。厂家主要为华宾公司，1口井为东营智城公司，产品为空心杆内管为插接式不锈钢管，锅炉为密闭式。 从可对比的37121井统计数据来看，应用前单井平均日产液16.5t、日产油9.6t、综合含水41.8％，应用该装置后单井平均日产液16.9t、日产油9.7t、综合含水42.6％，开发效果对比，平均单井日产液增加0.4t，日产油增加OAt，含水上升0.8个百分点。
4小结
1)目前应用的两种类型空心杆密闭循环掺水工艺，各有优缺点；其中空心杆内管为连续的铝塑管，锅炉为敞开式工艺，因加热温度限制，主要用于普通稠油井、高含蜡井、高凝油井、掺水系统不正常边远井的井筒加热；
空心杆油管内冲洗技术的研究与应用 篇3
1 空心杆油管内冲洗技术
1.1 空心杆转换密封接头的研发
目前冀东油田大多数油井所使用的油管内径为62mm或76mm, 为实现在油管内使用∮36mm空心杆完成洗井、清蜡、脱油气和冲砂的目的, 同时为了建立洗井循环通道, 在井口部位安装空心杆转换密封接头和250型 (或350型) 采油树四通有效对接, 形成了空心杆油管内冲洗技术, 并研发了空心杆转换密封接头等配套工具。
空心杆转换密封接头的设计要求为悬挂承载能力20t, 即能够承载井内3000m的空心杆柱重量, 同时能够达到井口的密封和耐压上限不低于20 Mpa。按照以上技术要求, 设计了全新的空心杆转换密封接头。
设计该装置可达到以下三个要求:一是变扣具备足够的承载能力;二是保证油管内洗井脱气时接口的静密封;三是保证油管内清蜡、冲砂时与小四通 (或三通) 接口的动密封。
1.2 空心杆转换接头的主要特点
通过试验, 空心杆转换接头使用方便, 耐压高 (试验压力是安全压力的1.25倍即31.25Mpa) , 密封性好, 承载能力强, 安全性能可靠。同时安装、更换密封胶皮方便, 松紧度可调节。施工过程中, 与常规冲砂工艺接单根相同, 可以满足3000m井深的冲洗需要, 且符合井下作业相关工序标准的要求。
1.3 空心杆油管内冲洗技术的应用条件
该项技术适用条件:油管型号为62mm及以上所有油管;井深0-3000m;耐压等级31Mpa。
该项技术主要适用于作业中出现的以下几种情况:
(1) 结蜡严重, 起杆后地面清蜡困难, 重者容易形成气顶“放炮”现象。
(2) 地层出砂严重, 停井后因沉砂卡杆柱 (或活塞) , 起管时易造成管内原油洒落地面导致污染。
(3) 地层漏失严重, 洗井时出口不返液, 起泵时管柱里的原油洒落地面, 易造成污染和增加作业费。
(4) 实施充填防砂措施时因施工异常造成的管内积砂造成YXD-112 (胜利) 丢手释放不了卡管柱。发生此现象时采用连续油管冲砂措施或大修措施来解决问题, 不但延长了占井周期, 而且费用较高, 破坏防砂管柱且易造成事故隐患。
1.4 现场使用要求
现场使用技术要求:
(1) 密封盘根松紧适当;
(2) 调节井口与井架提升系统, 确保密封空心杆位于井口中心, 达到不碰不挂, 保证起下单根时无安全问题.
2 现场应用效果
2.1 单井实例
G104-5P81井是高浅北区块的一口螺杆泵井, 该井正常生产时日产液量150t, 日产油量5 t, 含水率96.9%。其后期因地层出砂不产液, 停采。后经研究决定实施挤压充填防砂作业。
在实施挤压充填施工时, 出现异常情况, 泵车压力突然升高至30Mpa, 顶替液无法继续挤入。此时改反洗井不通, 正转油管活动多次丢手未开。后通过实施磁性定位测砂面, 探得砂面深度1396.5m (丢手头1866.0m) , 判断为砂堵油管造成丢手脱不开。决定实施空心杆油管内冲砂。具体施工步骤:
(1) 在油管里下入∮36mm空心杆, 通过空心杆转换密封接头和采油树四通连接, 形成密闭的洗井循环通道。
(2) 反循环冲洗从1396.50m至1866m顺利进尺, 进尺速度1m/min, 泵压8Mpa, 排量300L/m i n。冲洗至充填工具卡点位置1866m冲洗进尺达470m, 防砂管以上油管内的沉积砂被全部冲出。
(3) 洗净管柱内腔后活动旋转管柱顺利解卡脱掉丢手, 起出管柱。
2.2 单井经济效益分析
G104-5P81井通过实施油管内冲洗措施成功解决了问题。此次施工成本为:加工密封接头0.4万元、工序成本2万元, 合计2.4万元。相比连续油管车冲砂 (成本20万元) 及大修措施 (成本36万元) , 相应减少占井周期4-12天。直接节约经济成本非常可观。
2.3 现场应用效果
截止到2011年3月份, 共应用该技术66井次。平均单井减少占井周期3.5天, 累计增产原油约500吨。同时处理了两井次的作业事故, 避免了相应的大修措施。即保证了井控安全, 又节约了修井费用, 提高了经济效益。
3 应用前景分析
通过对冀东油田陆上油田作业区近3年的552井次检泵作业情况进行统计分析。发现其中71井次 (占总井次的12.9%) 因蜡堵油管、砂卡抽油杆, 在采取倒扣、强提等措施后仍不能正常施工。起出的油管内原油流到地面, 不但造成地面环境污染, 增加了作业工人的劳动强度, 而且累计增加费用406万元。此外, 在起出油管过程中由于压缩天然气的存在还经常出现“放炮”现象, 容易造成事故。
因此, 可平均计算出空心杆油管内冲洗技术的推广应用每年可节约费用约135万元, 同时可明显缩短作业占井周期, 降低作业施工风险, 效益明显。
4 结论
(1) 通过加工的空心杆转换密封接头等配套工具能有效的实现油管内冲洗施工, 达到管内洗井清蜡、脱油气和冲砂的施工目的。
(2) 利用空心杆实现油管内冲洗技术的应用能有效的提高作业施工的安全性, 提高工作效率, 节约作业费用, 减少污染环境的概率。
参考文献
[1]刘忠伟;高压水射流技术综述[J].湖南冶金职业技术学院学报, 2005 (03)
[2]赖金荣, 徐依吉, 马永乾.高压水射流技术在清洗钻杆中的应用[J].清洗世界, 2005 (05)
[3]卢明昌.高压水射流油管清洗技术及其现场试验[J].流体机械, 2003 (09)
[4]胡德高, 许弟龙, 王立军.油井低压小排量热力清蜡技术[J].石油机械2003, 31 (3)
基于双端量的同杆双回线故障测距 篇4
由于同塔架设的平行双回高压输电线路两回线共用1个杆塔,具有显著的经济效益,在输电系统中越来越多地被采用。但双回线共用1杆塔拉近了双回线之间的距离,使两回输电线路之间的电磁影响加强,相间和线间的充电电容加大。对于超高压线路,这些分布电容尤其不能忽略。在小电流故障中如果不考虑分布电容的影响,将会严重影响各种计算结果的精度[1]。
输电线路的故障测距,可分为利用单侧信息[2,3]和双侧信息[412种方法。前者在原理上很难克服对侧系统运行方式变化和过渡电阻的影响;后者则不受这些因素的影响,在原理上测距很精确,但是存在两侧数据采样不同步的问题。随着电力通信技术的发展,利用两端信息的测距算法相继提出[5,6,7,8],这类测距算法主要有2种:一种是利用近端电压电流和对端电流工频量[5],另一种是利用两侧电压电流工频量[6,7]。其中两侧数据不必采样同步或采样同步化处理[7]的测距算法将更具有应用前景。本文采用分布参数线路模型,利用双端量对同杆双回线路进行故障测距,仿真结果令人满意。
1 同杆并架双回线的故障分析
1.1 同杆并架双回线的特点
同杆并架双回线的双回线距离很近,使得耦合比较严重,不仅会发生单回线故障,还会发生由雷电和倒杆等引起的跨线故障,总的故障类型多达120种[9],其中跨线故障约占全部故障的80%以上。因此,同杆并架双回线的故障分析、测距及保护等很复杂。
1.2 相模转换——六序分量法
由于同杆双回线路存在回路间和相间的耦合,为了消除耦合的影响,本文采用完全换位的方法。利用相模变换将六相电压和电流相量转换为六序对称电压和电流模量。六序分量相互独立,不受影响。
变换矩阵为[8]:
式中:a=ej120°。
相量和模量之间的关系为:
其中:
六序分量依次为同向零序、反向零序、同向正序、反向正序、同向负序和反向负序分量。
1.3 六序网的建立
根据叠加原理可求出各序的故障附加分量,于是所有的六序故障分量网络均为无源网络。同杆双回线的正、负、零序对称分量的网络如图1所示。
ZM1、ZN1、ZSM1、ZSN1分别为M侧线路正序阻抗、N侧线路正序阻抗、M侧正序系统阻抗、N侧正序系统阻抗;分别为线路Ⅰ和线路Ⅱ故障处的正序电压。
ZM0、ZN0、ZSM0、ZSN0分别为M侧线路零序阻抗、N侧线路零序阻抗、M侧零序系统阻抗、N侧零序系统阻抗;分别为线路Ⅰ和线路Ⅱ故障处的零序电压。
六序网中的序阻抗与正、负、零序网的序阻抗之间有一定联系,线路的同向正序和同向负序阻抗与正序阻抗相等;双回线反向正序和负序阻抗等于线路的正序阻抗,两侧母线上的反向电压为零。由于两回线之间存在零序互阻抗,故线路零序同向阻抗等于零序阻抗加上3倍的互阻抗,而零序反向阻抗等于零序阻抗减去3倍的互阻抗[9]。在双回线以外的系统中,同向电流是线路电流的2倍,因而在同向网图中系统各序阻抗要增加1倍;反向电流是双回线中的环流,在双回线以外的系统中反向电流为零,所以反向的系统阻抗为零。各序网图如图2所示。
ZM1、ZN1、ZSM1、ZSN1分别为M侧线路正序阻抗、N侧线路正序阻抗、M侧正序系统阻抗、N侧正序系统阻抗;分别为同向正序和同向负序电压;分别为反向正序和反向负序电压。
ZM0、ZN0、ZSM0、ZSN0、ZM分别为M侧线路零序阻抗、N侧线路零序阻抗、M侧零序系统阻抗、N侧零序系统阻抗,零序互阻抗;分别为故障时同向零序电压和反向零序电压。
由图2可见,六序网之间是独立的,根据给定的故障边界条件,可以构成六序复合网,复合序网能明显地表示出各序量之间的幅值和相位关系,具有明确的物理概念,而不需要求解繁琐的方程式。但是通过复合序网来测距需要增加选相功能,又由于双回线故障类型众多,选相很难实现。因此,本文选用正序分量通过传输线方程来求解故障距离,避免选相。仿真结果表明了此方法的准确性。
2 测距的基本原理
本文采用分布参数线路模型的双回线(见图3),线路故障点设为f。图中标示的各物理量分别是:、为线路M、N端的电压;为从线路M、N端流向线路的电流;为从线路M、N端流向故障点的电流;为以线路M端为基准的故障点电压;x为线路M端到故障点的距离。
本算法的基本思路是根据线路两端的故障后数据,利用长线方程得到线路两端电压、电流和故障点电压的关系方程,通常是从两端计算故障点电压,并以M端为采样基准:
上两式中:为线路传播系数;为线路波阻抗;σ为双端采样的不同步角;j=0,1,2为序分量。
由于分别从线路两端计算故障点电压,两端的相量具有同一参考基准,故障点电压相等:
为了消去不同步采样角的影响,一般的作法是对式(3)等号两端取模值相等,则得到如下方程:
式(4)虽然看起来是一个关于x的高次方程,但在解法上可做一定简化。具体求解时,对x在0～l内进行全局一维搜索,搜索步长为Δx,使得上式等号两边的模值相差为最小的点即为故障点。通过六序分量变换,将各相之间的耦合关系映射到了六序空间,而六序之间相互独立,这样就避免了复杂的耦合关系和复杂的方程求解。
3 测距算法的实现过程
首先要获取故障的附加分量,故障录波仪的输出文件会记录下两端母线M、N上六相的故障前后的电压和电流值,相减以获取故障附加分量。
线路发生故障后的最初瞬变过程中,电压和电流信号由于混有衰减直流分量和谐波成分而发生严重畸变,因而计算电压、电流的故障附加分量时的滤波效果将直接影响最后测距的精度。本文在利用全周傅氏滤波获取基频分量前,选择海明窗作为窗函数,设置1个前置低通数字滤波器对数据进行初步处理,除去高次谐波的影响,再对结果进行一点的全波差分傅里叶变换求取基波[10],克服傅氏算法在滤除衰减非周期分量方面的局限性,从而获得很高的滤波精度,为精确测距打好基础。
由于同杆双回线路存在回路间和相间的耦合,为了消除耦合的影响,将故障分量进行相模变换为六序分量。同杆双回线的故障类型达120种之多,大体上可以分为单回线故障和跨线故障,其中单回线故障又可分为对称故障和不对称故障;跨线故障可分为同名相跨线和非同名相跨线故障。单回线对称故障和同名相跨线故障都属于对称故障,其余属于不对称故障。对称故障不存在负序分量,其中对称跨线故障不存在反向分量。而同向正序故障分量则存在于所有故障情况下,因此利用同向正序故障分量来进行故障测距不需要区分故障类型,避免了由于同杆双回线故障类型繁多、判断困难而影响测距精度的问题[11,12]。
本文采用同向正序和反向正序2种方法来测距,测距具体方法如下。
3.1 同向正序
式中:分别为M端、N端同向正序电压;γT1为同向正序传播系数;ZcT1为同向正序波阻抗;为M端、N端同向正序电流。
3.2 反向正序
利用反向正序测距时,由于当同名相故障时反向电流为零,此时测距失效。反向电流非零的故障有:1)单回上的任意短路;2)非同名相跨线故障;3)同名相跨线但同名相上过渡阻抗非对称的跨线故障。
反向电流是双回线内的环流,因此两端母线上的反向电压为零。式(5)可以简化为:
式中:γFI为反向正序传播系数;分别为M端、N端反向正序电流。
4 算法的验证
本文采用PSCAD进行仿真实验,仿真时线路采用分布参数模型,并且线路是完全换位的。最后用MATLAB对仿真数据进行处理得到故障距离。
仿真模型为500 kV双端系统300 km的同杆双回线路模型(见图4)。
线路参数如下:
零序互阻抗:
零序互导纳:
系统阻抗:
线路长度l=300 km,采样频率为100 kHz。
表1是不同故障距离、不同过渡电阻、不同故障类型的仿真数据。从表1可以看出:采用反向正序法可以非常准确地测出故障距离,但是发生同名相跨线故障时,该方法失效。相比较而言,同向正序法不受故障类型的限制,对于任何故障类型都有效,但是准确性相对较差;当发生ⅠA-ⅡA同名相跨线故障时,2种方法都会失效。
5 结论
本文使用输电线路的传输线方程对同杆双回线进行测距,利用六序相模变换对线路进行解耦,并利用解耦后的同向正序和反向正序来进行测距。
(1)结果表明采用同向正序可识别所有故障类型(除ⅠA-ⅡA型),但对于不同故障类型和过渡电阻,其测距效果不同。
(2)采用反向正序测距结果精确。不受过渡电阻的大小、系统运行方式、故障距离等因素的影响。但在同名相跨线故障时,该方法失效。原因是同名相跨线故障时不存在反序网络。
考虑到以上情况,在实际应用中利用本文的测距算法与故障选相元件相配合,可以得到高精度的测距效果。
参考文献
[1]陈琨薇,黄守盟,宋丽群.输电线路分布参数的故障分析与继电保护动作特性[J].电力系统及其自动化学报, 1995,7(1):38-47.
[2]粟小华.基于平行双回线路单端实时数据的准确故障测距实用新方法[J].继电器,2001,29(5):5-7.
[3]李志明,李艳,陆拯,等.利用单侧信息的双回线路跨线故障的测距新算法[J].电站系统工程,2000,16(5):301-304.
[4]孙立山,孙晓友,陈学允.平行双回线故障测距算法的研究[J].电力系统自动化,1999,23(5):28-30.
[5]董新洲,葛耀中.一种使用两端电气量的高压输电线路故障测距算法[J].电力系统自动化,1995,19(8):47-53.
[6]JOHNS A T,Jamali S.Accurate Fault Location Technique for Power Transmission Lines[J].IEEE.Proceedings,1990, 137(6):395-402.
[7]Damir Novosel,David G.Hart,Eric Udren,Jim Garitty. Unsvnchronized Tow-Terminal Fault Location Estimation. IEEE.Trans on Power Delivery,1996,11,(1 ):130-138.
[8]袁兆强,廖利荣,廖玄,等.数学形态学在高压输电线路故障定位中的应用[J].陕西电力,2010,38(12):46-49.
[9]葛耀中.新型继电保护与故障测距原理与技术[M].西安:西安交通大学出版社,1996.
[10]李孟秋,王耀南,王辉.基于全周波傅氏算法滤除衰减直流分量新方法[J].湖南大学学报(自然科学版),2001,28 (1):59-63.
[11]张艳桃,袁兆强.基于双端不同步采样的同杆双回线故障测距算法[J].陕西电力,2009,37(9):38-41.
催化装置双动滑阀阀杆磨蚀原因探讨 篇5
催化裂化是石化厂的主要生产装置之一, 由中石化北京设计院设计, 规模为19.59万吨/年。于2004年11月建成投产, 采用了很多先进的设备和工艺。冷壁式滑阀在我厂第一次使用, 其中双动滑阀安装在催化裂化装置再生器顶部出口与放空烟囱之间, 用以控制再生器的压力, 使之与反应器的压力基本平衡。阀的开度根据再生器与反应器间的压差, 通过电液控制系统进行控制。
阀系由两块按相反方向移动的滑板组成, 两边对称, 从装置生产安全角度考量, 当滑阀处于关闭状态时, 中间仍留有一定的开口, 约总开度的10%左右。滑板在导轨上滑动, 导轨通过紧固螺栓固定在座圈上。
其主要技术性能如下:
1. 设计压力0.4Mpa和0.5Mpa
2. 最高设计温度780℃和900℃
3. 最高工作温度720℃和870℃
4. 正常操作压差0.06~0.08 Mpa
5. 阀体外壁操作温度:150℃和250℃
6. 阀体外壁设计温度:350℃
7. 最大行程250mm, 实际行程200mm
二、双动滑阀结构特点
图1为双动滑阀结构示意图。冷壁式双动滑阀阀体部分有阀体、阀盖、节流锥、阀座圈、阀板、导轨、阀杆等组成, 阀体内壁采用100-150mm厚耐磨隔热双层衬里, 隔热性能好, 阀体外壁温度较低一般不超过250℃。阀体材料采用16Mn R低合金钢, 降低了阀体的造价。冷壁滑阀的节流锥和阀座圈可随阀体内温度的变化而自由膨胀, 因此, 消除了热壁式阀体因阀座圈板焊在阀体上使热膨胀受到限制, 从而导致阀座和导轨产生节阻现象, 以至于损坏滑阀。
为避免高温介质的直接冲刷, 导轨在阀座圈下游, 并远离阀口布置。同时, 阀体侧法兰采用标准的圆法兰, 其受力均匀, 这就克服了热壁滑阀采用方法兰容易泄漏的问题。
阀盖两侧和填料函上分别设有导轨和阀杆吹扫接口。阀盖上的填料函采用串联填料密封结构。如当工作填料失效或需更换时, 可向液体填料注入口注入二硫化钼锂基脂, 将内侧的备用填料挤紧, 使该填料起到密封的作用。这样, 在阀门正常操作的状态下, 即可方便地更换外侧的工作填料。
阀座圈、导轨、阀板为高温合金铸件, 阀座圈、阀板、导轨为高温合金钢制造结构。导轨采用凹形截面, 有利于抵抗冲刷。阀座圈的阀口四周和阀板头部衬有TA-218耐磨衬里, 选用角型保温钉瞄固。阀板上表面全部衬制龟甲网单层TA-218耐磨衬里, 有利于保护阀杆头部并解决了以往阀板部分合金表面不耐磨损的问题。阀座圈与阀板相对移动的二个衬里表面, 烧结后均进行磨削加工, 表面平整光滑, 滑动间隙均匀, 防止阀板卡阻并有利提高其耐磨性能。
阀杆为高温合金钢锻造结构, 材料选用4Cr14Ni14W2Mo, 与阀板连接的头部采用集T形接头和密封台肩与一体的圆柱形球面连接形式。阀杆与阀板的连接采用滑动配合, 以适应阀板随节流锥、阀座圈热胀冷缩时的位移。
阀杆表面喷焊硬质合金, 其表面硬化层较厚而均匀, 经磨削后几何精度高, 表面光滑, 有利于提高填料的密封性能。
三、双动滑阀阀杆故障现象
从双动滑阀的结构特点来看, 我们可以看出, 在正常的操作条件和正确的安装情况下, 其安全工作性能是充分可以保障装置连续生产需要的。装置从2004年11月建成投产以来, 在2006年4月份的检修中就发现双动滑阀东面阀杆被含有催化剂粉尘的高温烟气损伤, 当时没有备件进行更换, 被迫采取堆焊、车削处理。2006年10月停工时检查双动滑阀阀杆, 仍然是东面阀杆损伤, 采取更换新件的处理措施。2007年10月份检修时发现东边滑阀阀杆完好, 西
边的一根阀杆有不同程度的冲刷磨损, 拆出进行堆焊处理。2008年9月份发现东边的阀杆再次出现了不同程度的磨损, 并且导轨中部有催化剂烧结而成的硬块。如图2所示即为东面阀杆磨损图, 图3即为导轨内烧结而成的硬块。
四、双动滑阀阀杆磨蚀原因分析
1. 高温工况下阀杆材料恶性变化
如图3所示, 烟气携带着催化剂从再生器烟管出来时, 由于流通面积发生了突变, 在阀板处带动周围的气体形成了涡流。由于催化加颗粒非常细小 (呈粉尘状) , 便随着气体一起旋转, 形成催化剂涡流 (如图4所示) 。由于此前使用的是兰州石化产的LRC-99型催化剂, 其细粉较多, 有相当一部分携带出来。在700℃的高温烟气及催化剂颗粒的冲刷下, 阀杆的受力条件非常恶化, 其内部材料不可避免的发生了再结晶、扩散、溶解等过程, 疲劳裂纹从表面缺陷或表面晶界萌生并沿晶界向基体内生长。实际上, 疲劳寿命绝大部分消耗于裂纹生长区。在循环应力的作用下, 累进式发生沿晶断裂和穿晶故障, 裂纹以一定形式的速度扩展, 使阀杆材质受到严重的削弱。
2. 吹扫、冷却用非净化风流量超标
双动滑阀阀盖上原设计是蒸汽吹扫沉积的催化剂, 用来防止催化加堵塞阀板与导轨之间的滑道与填料函间的间隙, 并冷却有关部件。现场改为非净化风, 由于非净化风温度较低, 约26℃左右, 烟气温度700℃左右, 冷热流体接触, 会改变导轨头处和阀杆与阀板连接处的催化剂涡流温度和旋转速度, 造成此而出金属的快速冲蚀。
3. 安装时零位漂移
由于双动滑阀是两边各向对面位移, 因此安装时要仔细调好行程限位。正确的零位安装如图3所示。催化装置在2006年4月份的检修中就发现东面阀杆被含有催化剂粉尘的高温烟气损伤, 2006年10月检查发现仍然是东面阀杆损伤。当时分析认为是吹扫的非净化风副线开的太大。为防止人为操作上的因素, 割除了非净化风的副线, 并加上了φ3mm的限流孔板。2007年10月份检修时发现东边阀杆完好, 而西边的一根阀杆有不同程度的冲刷磨损, 拆出进行堆焊处理。检修完安装后, 仪表进行调整零位, 发现寻找不到零点。2008年9月份发现东边的阀杆再次出现了不同程度的磨损。通过以上现象, 经过分析后我们认为是安装时阀杆与液压系统螺纹连接处未定位准确, 导致阀板活动后, 越过零点位置, 使阀板与阀座圈间隙增大, 烟气从侧路进入, 吹蚀阀杆。正常情况下, 滑阀的两个阀板如图5 (a) 所示, 两边阀杆行程一致, 中间留有约10%的开度。而在异常情况下, 阀杆与液压系统螺纹连接如果错上2~3扣, 就会出现如图5 (b) (c) 所示的情况, 西边或者东边的阀板越过零点位置, 阀板与阀座圈的缝隙之间高温烟气量加大, 从缝隙偏流的含有催化剂粉尘的高温烟气, 直接烘吹阀杆, 致使阀杆受力条件恶化, 强度下降, 表面出现蚀坑。从图6可以看出, 烟气从西边侧路进入, 长期的侵蚀之下, 特定点龟甲网已经破损。
五、采取的防范措施
首先阀杆的工况条件非常恶劣, 高温使它的机械性能下降, 产生蠕变和应力松弛, 以及高温烟气中催化剂粉尘是阀杆磨蚀损坏的一个重要原因。要做好平稳操作, 检修时做好旋风系统的检查和修理, 防止压力剧烈波动造成的烟气中催化剂含量加大。
其次监督控制好阀杆安装质量问题, 对阀杆头部与液压系统连接未调整到位, 异常伸长的阀杆影响了仪表对双动滑阀零点和行程的调整, 这样投入运行的双动滑阀阀板越过滑道中点, 加大烟气阻力的同时使烟气从阀座圈和阀板之间侧路偏流, 直接侵蚀阀杆。
另外为防止阀杆再出现出现严重的磨蚀或者被吹断的可能, 严格把好备品配件质量检验关, 在检修单位施工安装时, 对新旧件测量外形尺寸, 防止超差配件误用。
最后操作员与仪表员联合做好零点的校准工作, 保证双动滑阀两边的行程一致, 零点与滑道中分面重合。
我们建议制造商在双动滑阀的滑道中分面位置设计安装个限位块。这样即使施工单位安装时有误差, 仪表对双动滑阀零位未校准, 阀板运动到零点位置时, 有限位块阻挡, 也能保证两个阀板在滑道内的正确位置, 杜绝出现烟气偏流, 吹蚀阀杆。
参考文献
[1]赵亮黄兵《重油催化装置待滑阀内件磨损原因分析及修复结构设计、核算》机械2003年第30卷增刊P265-P267.
[2]冯学锋《DYLS1800双动滑阀导轨螺栓断裂故障原因分析》运行于维修2007年第5期P46-P49.
[3]刘爱丽《催化装置滑阀的结构设计》石油化工设备技术2001年第22期P33-P34.
双空心杆 篇6
1 同轴双空心抽油杆工作原理
同轴双空心抽油杆是中国专利ZL200820106412.3所公开的一种空心抽油杆[2]。它是在普通空心杆的空腔内又设计了一个独立的空心通道, 终端器沟通两个通道, 双向密封外管选用优质合金钢加工而成内管采用双层不锈钢本体, 填充航天用无机中空颗粒, 外敷微米级组合聚氨酯, 隔热层导热系数小于0.02, 形成了与外部完全隔离的闭路循环系统系统内的热载体软化水不进入井筒, 只在双空心杆内形成密闭循环, 而且软化水进入杆体内管下行时要尽量减少热损失, 从外管返回时通过散热对油管内的原油加热, 降低高凝高蜡原油的黏度, 提高稠油的举升效果。热载体的加热手段非常广范, 如套管气、空气热源泵、伴热水热交换、燃煤、燃气、太阳能等。
2 同轴双空心抽油杆采油工艺设计
2.1 选井原则
1) 受螺杆泵下井深度限制, 抽油机又无法正常生产的油井;
2) 频繁用热洗和化学方法来维持正常生产的油井;
3) 电加热杆生产的油井;
4) 停电时间超过2 h不能正常启抽的油井。
2.2 合理选择空心杆加热长度
螺杆泵下井深度依据油井的供液能力确定, 双空心杆加热长度依据原油黏度—温度曲线的拐点温度确定, 井筒中每点的原油温度均高于拐点温度, 并将拐点温度作为井筒油流的最低温度[3]。
2.3 优化热载体软化水的温度
同轴双空心杆内每千米热载体软化水的质量600 kg, 热载体先通过换热器与井口伴热水进行热交换, 然后再根据需要用电磁加热器加热。依据井口出油温度、回压和加热深度优化热载体软化水的循环温度, 达到既满足油井正常开采、集输, 又可以实现节能降耗、延长电热设备使用寿命的目的。
2.4 油井工作制度的选择
供液能力充足, 下井泵深度小于1 800 m的油井, 按正常工作制度运行;对供液不足的油井, 采取长冲程低冲速的工作制度。
3 现场应用
自2010年起在晋401等13口油井应用同轴双空心抽油杆采油技术后, 减少热洗67井次, 增加油井有效时率3.45个百分点, 节省清蜡、降黏剂24.7t, 增油5 782.9t。
典型井例1:赵36-1X井含蜡16.26%, 凝固点34℃, 黏度392.38 mPa·s, 每7 d加50 kg降黏剂维护油井。2010年7月16日采用双空心抽油杆依靠井口循环水 (换热) 加热后, 油井停止加药, 正常生产至今, 累计增油1 293.4t, 节约药剂费用2.7×104元。
典型井例2:泽10-38井含蜡16.93%, 凝固点32℃, 黏度359.68 m Pa·s, 2009年8月17日措施补孔后, 螺杆泵受下井深度限制, 抽油机无法正常生产关井。2010年9月26日采用双空心抽油杆后液面恢复到1 920 m左右, 油井不加药、不热洗, 实现了油井正常生产, 已累计生产原油1 029.8t。
4 节能效果
对部分油井使用电加热杆及双空心杆井筒加热技术进行了耗电量的统计对比, 双空心杆井筒加热技术单井平均日耗电量比电加热杆节约376.3kWh, 平均年耗电量节约137 349.5 kWh。
5 结论
同轴双空心抽油杆能有效地解决稠油、高含蜡、高凝点原油的正常开采问题, 使部分长期停止生产的井恢复了生产, 提高了油田采收率, 改善了三抽设备的工作状况, 延长了油井检泵周期。
摘要：同轴双空心抽油杆采油工艺具有适应范围广、可连续加热的特点, 根据其工作原理, 从选井原则、选择加热深度、热载体软化水温度优化、选择工作制度等方面进行了同轴双空心杆采油工艺设计。现场13口油井应用后, 减少热洗67井次, 增加油井有效时率3.45个百分点, 节省清蜡、降黏剂24.7 t, 增油5 782.9 t, 单井平均日耗电量比电加热杆节约376.3kWh, 平均年耗电量节约137 349.5kWh。
关键词：稠油开采,同轴双空心抽油杆,节能,增油
参考文献
[1]王立影, 李启堂, 林建平, 等.电加热空心抽油杆温度分析与应用[J].石油勘探与开发, 2008, 35 (3) :362-365.
[2]李国栋, 刘树林, 王剑飞, 等.一种空心抽油杆:中国, 200820106412.3[P].2009-07-22.