Cтраница 2
Технологические потери включают затраты газа на производство ремонтных работ участков газопроводов, коммуникаций и аппаратов, ликвидацию аварий, заправку метанольных устройств, продувку пылеуловителей, конденсатосборников, работу пневмокранов, пневморегуляторов и контрольно-измерительных приборов, очистку загрязненных участков газопроводов, утечки газа из труб, арматуры, конденсатосборников, коммуникаций и аппаратов компрессорных и газораспределительных станций, а также скрытые потери вследствие фазовых превращений природного газа в процессе транспортировки. [16]
Технологические потери оцениваются в 0 5 % от перерабатываемого сырья. [17]
Всего технологические потери и отходы составляют - 6 % от чистой массы покрытия. [18]
Технологические потери времени в сменном режиме на передвижки траншеекопателей вызываются главным образом необходимостью резкого изменения трассы траншеи ( при наклонных рамах цепных и у всех роторных траншеекопателей) или при обходе препятствия. Эти простои при магистральных работах составляют доли процента рабочего времени и могут не учитываться. Эти значения отвечают такой конструкции ковша и рабочего оборудования в целом, при которой наполнение ковша будет оптимальным. [19]
Технологические потери газа складываются из потерь при выработке газа из системы питания и потерь при заправке автомобиля. [20]
Технологические потери углеводородного сырья происходят, в основном, из-за утечек и разливов, испарения и смачивания емкостей, наличия перевалочных пунктов между устьем скважины и потребителем резервуаров, установок подготовки и др. Поэтому необходима система борьбы с технологическими потерями, включающая точное определение потерь на каждом объекте, разработку методов уменьшения или их устранения, проведения профилактических мероприятий. Борьба с технологическими потерями должна начинаться с момента вскрытия нефтяного и газового пласта. [21]
Технологические потери нефтяного газа на промыслах в основном происходят при выделении конденсата в газопроводах и продувке конденсатосборников. [22]
Технологические потери нефтяного газа определяют не реже двух раз в год - в зимний и летний периоды для установления их усредненного значения в целом за год. [23]
В Технологические потери включаются затраты по возмещению отсева заготовок, деталей, узлов и изделий, возникающего в результате недостаточной управляемости технологических процессов. [24]
В технологические потери сплава входит также сплав, который теряется при разбрызгивании в процессе работы. В конце смены, когда производится уборка рабочего места, застывшие капли сплава необходимо сметать в сборник с целью дальнейшей утилизации. [25]
Пг - технологические потери по соответствующему источнику; п - число источников ( видов) потерь. [26]
Довольно высоки безвозвратные технологические потери - 1.4 %, что превышает значение соответствующего показателя по большинству НПЗ России. [27]
Схема исключает технологические потери конденсата, обеспечивает глубокую рекуперацию холода и тепла технологических потоков и возврат газов выветривания и стабилизации конденсата в основной поток обрабатываемого газа. [28]
Это обеспечивает минимальные технологические потери ртути в рассольно-анолитном цикле, так как практически вся ртуть, растворенная в анолите, вытекающем из электролизера, в виде HgCl2 возвращается с донасыщенным раствором снова в электролизер. [29]
Более подробно рассмотрим технологические потери при подготовке и хранении скважинной продукции и мероприятия по их предупреждению и устранению. Потери углеводородного сырья в пунктах подготовки являются результатами нечеткого разделения в сепаранионных установках и плохого отбен-зинивания нефтяного газа. Нечеткое разделение нефти и газа при сепарации приводит к потерям углеводородов из резервуаров. Поэтому для уменьшения технологических потерь необходимо оптимизировать процессы сепарации нефти, в частности, использовать совмещенные процессы сепарации и абсорбции, что позволит сохранить в товарной нефти ценные бензиновые фракции. Также возможно отбензинивание нефтяного газа на блочных установках с получением прямогонных бензиновых фракций с дальнейшим их использованием в качестве растворителей либо как низкооктановый компонент для выработки товарного бензина путем компаундирования с высокооктановыми добавками или фракциями. [30]