中石化胜利油田有限公司现河采油厂1

史南油田机采系统节能技术改造可行性研究报告东营华威石油工程技术有限责任公司2007年02月1目录一、方案概况1、编制依据2、编制的目的3、编制原则4、设计指标及范围5遵循的规范、标准二、区块油藏特征与开发现状三、区块油井系统配置与工况描述四、区块机采系统效率状况分析暨技改的可行性评价五、提高机采系统效率的技术路线和方法六、提高系统效率措施及投资安排七、技术指标及经济效益预测2史南油田机采系统提高系统效率技改方案一、方案概况1、方案编制依据现河采油厂史南油田2004年9月XXXXX块机采系统设备现状调查和单井机采效率测试与节点效率分析以及油井工况分析（详见附表）。2、方案编制的目的史南油田是典型的薄层低渗透油田，注采管理难度大、产能低、吨油成本高、开采效益相对较低是目前低渗透油田开采的普遍特征。提高油井系统效率、延长油井免修期，最大程度地降低单位原油生产成本是史南油田良性开发、提高效率的必由之路。结合区块开发特征及中长期开发规划，充分考虑影响机采系统效率的各个因素及节点效率，利用技术适应性强且成熟、先进、实用的节能技术和抽油设备，在满足产量要求（产量基本不变）的条件下，力求大幅度地提高系统效率，降低单位能耗，达到降本增效、提高区块开发效益的目的。3、方案编制的原则31科学化、系统化原则方案从基础指标分析入手，影响因素分析、技术路线、技术应用、效益评价环环相扣；加之采用节点分析的方法，不同的井况采取不同的技改措施，使提高系统效率技改方案具有显著的科学性与系统性。32投资效益最大化原则技改方案不但注重系统效率提高、吨液节电率等经济技术指标，更追求最终投资效益。配套硬件的技术适应性与环境适应性充分依据采油工艺原理，并充分考虑采油现场环境，技术设备不但节能效果好，而且耐用性强，确保投资效益的最大化。33务实性原则与操作便捷性原则本着具体问题具体分析或节点分析的原则，对技改对象分类管理、区别对待，依据技改对象的系统配置的合理程度采取不同的技术路线与技改措施。提高系统效率集成技术还具有操作便捷的显著特点，保证了方案的可执行性。34、设计经济技术指标及范围41设计经济技术指标从史南油田机采系统效率现状分析，技改前平均机采系统效率2064，依据油田开采特征及系统技改后的系统配置水平，预测技改后在油井产能基本不变的条件下，系统效率可达到28以上，达到该类开采特征油田系统效率的较高水平，平均有功功率由1023KW降到72KW，吨液节电率达到210以上，年节约电费1280000元。此外，技改后免修期可由520天延长至635天，达到该类开采特征油田油井免修期的较高水平，杆管年报废率降低25，每年可节约更换管杆费用350000元，节约油井维护费用250000元。同时，由于作业周期的延长，相应的降低了油藏受污染的频次，可有效的降低油层改造费用、提高采收率。上述几项属于间接效益，不列入本次技改效益预测与评价之内。42设计内容与范围优化设计的主要目标函数是日产液量QL、系统效率、泵效_PUMP、吨液耗电QE；设计内容主要是建立抽油单元科学合理的供排体系、电动机配置等。5、遵循的规范、标准（1）油田机械采油系统效率测试和计算方法SY/T52661997。（2）油田企业节能检测综合评价方法SY/T62751997（3）油田企业节能产品节能效果测定SY/T64221999。二、区块油藏特征与开发现状1史南油田油藏特征史南油田是典型的低渗透油田，油田主要包含史深100、史3块、史8170块、河87块等四个区块，主要含油层系为砂三段，油层埋深27703260米，区块含油面积207K2，地质储量1938104T，标定采收率212，可采储量368104T。史南油田层多、层薄、渗透率低、产液指数小、单井产能低，是典型的低渗透油藏。（1）储层特征该地区储层埋藏较深31003400M，储层具有微孔隙、微裂缝双重孔隙介质特征，平均孔隙度为185，平均渗透率为133103M2，单砂体内部的物性变化受沉积微相控制，核部砂体孔渗性最好，中部次之，边部砂体较薄，孔渗性最差。（2）流体性质史深100地区沙三中油藏属于自生、自储式油藏，形成了低密度、低粘度的优质原油。地面原油密度为0854309059G/CM3，粘度为79282MPAS，地下原油密度为40745808059G/CM3，粘度为05326MPAS。原油体积系数116L25，原始气油比3663847M3/T。地层水矿化度较高为111562186294MG/L，水型为CACL2型。2、史南油田油藏开采简历及开发现状（1）开发简历史南油田自84年试采到目前，大致经历了以下三个开采阶段第一阶段，试采及产能建设阶段（8493年）该阶段主要进行油井试采，方案规划及产能建设，注采配套完善，并在各项试验的基础上，对区块生产方式进行试验优选。到91年底，主体完成产能建设，采用320M320M五点法面积注水井网，采取水力泵深抽，优选本区馆陶组浅层水作注入剂进行全面注水开发。此时该块建成年产15104T的生产能力。19921993年，进一步深化油藏基础研究工作，先后在油藏东部和西部进行扩边完善，钻新井24口，完善注采配套工程，使该块产能增加到23104T。第二阶段，含水上升，产量递减阶段（9499年）该阶段由于油田多层合采合注，层间物性差异大的矛盾日益突出，水井吸水不均衡，部分油井单层突进，使油井含水由94年的74迅速上升到99年的565，油田进入递减阶段。阶段末开油井65口，日产液896T/D，日油389T/D，含水595，年产油914104T；开水井34口，日注1340M3/D，年注采比126，阶段采出程度54，平均年采油速度09。第三阶段，完善注采，稳定生产阶段（2000目前）针对产量下降、含水迅速上升的不利形势，2000年以来，通过强化油藏研究工作，针对油田开发动态中出现的矛盾，精细油藏描述，采取油水井对应补孔、完善注采，在边部储量动用程度较低的区域钻完善井22口等措施，有效的控制了含水上升，含水维持在5056之间，年产油量稳中有增，由99年的91104T持续上升至2003年的142104T。（2）开发现状截止到2004年8月底，史南油田开油井131口，日产水平1356/509/624，平均单井产液水平105吨，平均动液面15601米，采油速度101，采出程度1696，月注采比135，累计注采比128，自然递减283，综合递减625。三、区块油井系统配置与工况描述史南油田举升方式为抽油机有杆泵生产，抽油机以12型普通游梁式抽油机为主，其中12型普通游梁式抽油机51口，占装机总数的5049，配套电动机容量55KW，平均负载率268，平均载荷利用率612，平均扭矩利用率502，平均冲程利用率784，平均冲次45；10型普通游梁式抽油机31口，占装机总数的3069，配套电动机37KW，5平均负载率436，平均载荷利用率726，平均扭矩利用率682，平均冲程利用率80，平均冲次50；高原皮带机ROTAFLEX700型10口，占装机总数的10，配套电动机37KW，平均负载率385，平均载荷利用率618，平均扭矩利用率552，平均冲程利用率100，平均冲次30；高原皮带机ROTAFLEX600型9口，占装机总数的891，配套电动机30KW，平均负载率418，平均载荷利用率756，平均扭矩利用率612，平均冲程利用率100，平均冲次30。抽油机台数占总装机电动机负载载荷利扭矩利冲程利系统效率机型台比例容量KW率用率用率用率CYJY127150555268612502784145CYJY10313063743672668280239ROTAFLEX700101037385618552100201ROTAFLEX60098930418756612100212注负载率、载荷利用率、扭矩利用率、冲程利用率均为平均值。在用深井泵泵径为3857MM。其中38MM系列泵为10口，占总井数的99，平均泵掛深度202850M，平均动液面18152M，平均泵效219，平均系统效率156；44MM系列泵为82口，占总井数的812，平均泵挂深度17983M，平均动液面15558M，平均泵效358，平均系统效率204；57（56）MM系列泵为9口，占总井数的89，平均泵掛深度17538M，平均动液面14766M，平均泵效488,平均系统效率225。泵型井数占总井数泵深动液面泵效系统效率吨液耗电MM口比例MMKWH3810992028181521915628944102812179815253582042115798917531446488225198注系统效率、吨液耗电、泵效、动液面均为平均值。该块平均系统效率2064，平均泵效356，平均吨液耗电215KWH，平均百米吨6液耗电136KWH平均值均为加权平均。效率与能耗指标以及工况指标在同类开采特征的油田中属于中等偏低，同时单井系统效率很不均衡，该快具有一定的效率指标提升空间以及节能降耗潜力。四、区块机采系统效率状况分析暨技改的可行性评价下面就史南油田影响机采系统效率的主要因素及系统效率状况进行详细分析，以便对史南油田提效技改的可行性及技改工作方向做出科学准确的评价与判断。一）、地面设备装机容量高，“大马拉小车”现象较严重，地面效率相对较低史南油田油井下泵深大（平均1805M）、载荷大，由于要满足大载荷、大启动扭矩、长冲程的需求，在原有设备技术条件下须配备大容量抽油设备；史南油田地面抽油设备以12型普通游梁式抽油机45KW配套三相异步机为主，地面设备装机容量大。而另一面由于油井产液量低，泵的实际举升能力（QLHFG/86400）小，因而致抽油机容量、电机容量与泵实际举升能力严重不协调即“大马拉小车”，最终导致载荷利用率低、扭矩利用率低、电机负载率小、功率因数低、运行效率低。大北油田大37块油井平均负载率355，平均功率因数035。电机功率台数负载率功率因数地面效率抽油设备类型KW12型普通游梁机5571268025543010型普通游梁机27312510456488ROTAFLEX700皮带机37104190423498ROTAFLEX600皮带机3094390428501注负载率、功率因数、地面效率均为平均值。二）、供排关系不协调，是制约井下效率与系统效率提高的先决性因素有效功率NE正比例于产液量QL、举升高度HF（QLFHF、QLHF,功损正比例于抽汲能力。系统效率的变化最终决定于举升高度、产液量与抽汲能力的相对关系，其主要控制因子是井下泵充满系数。因而供排关系是系统效率的主要控制因素之一。抽油系统在做有效功的同时必然产生无效功即功耗。油井如抽汲能力大于供液能力，沉没泵充满系数低、泵效低，抽油系统一个循环中做相对较小的有效功却产生相对同等的无效功，系统效率较低。从另一角度分析，抽汲能力大于供液能力，7QL1440FPSN，在产量一定时，如小则FPSN大，则相应增加了无效功耗（N增大）。鉴于NE/NRNE/（NEN），抽汲能力远大于供液能力必然降低举升效率。从史南油田油井工况分析可知，该块平均沉没度为217M，井下泵充满系数小，平均井下泵充满系数仅为464；生产泵效低，平均泵效仅为356；供排严重不协调即抽汲能力远大于供液能力。椐大37块开采特征与高压物性特征分析，沉没度在250310M,泵效在5070比较合理。供排关系是提高系统效率的基础，供排关系严重不协调严重影响了该块油井井下效率指标；据节点效率测试分析，大37块平均井下效率仅为447，与该类生产特征油井的期望值52以上还有较大的提升空间；供排关系不协调在一定程度上影响了地面效率。总之，供排关系严重不协调是影响大37块井下效率与系统效率的重要因素之一。三）、抽汲参数匹配欠合理，也是影响了系统效率的主要因素之一史南油田油井平均冲次达46次/MIN，平均杆柱运动速度达060M/S。大冲次不但增加了各个能量传递环节的功耗损失，而且也加剧了杆管的偏磨频次与程度。大杆柱运动速度、大冲次，这样就违背了提高系统效率、延长免修期的基本原则与规律，导致油井井下、地面功耗大，系统效率低、检泵周期短，抽油设备的折旧速率加快。四）、抽油设备技术特性与油井工况特征不适应，是制约系统效率提高的基础性因素史南油田油井抽油设备技术特性与油井生产特征不适应主要体现在，在用抽油机电动机输出速度大，而单井产液量低。史南油田油井在用Y系列三相异步机或永磁同步电机均为6、8极，电机输出速度大（一般大于740960R/MIN），由于皮带包角极限的制约，目前电动机的配备不能实现小抽汲能力、小冲次即供排平衡的需要，不能实现低产液井小冲次优化运行，也就不能满足提高系统效率、延长免修期的基本规律要求。其次，在用配套电动机容量大，平均电机容量达398KW，大的容量与小的泵实际举升能力形成了明显的反差。总之，目前电动机的根本技术缺陷是输出转速大、额定容量大，与油井的工况特征不相适应。因此，对于史南油田而言，在抽油机不变的条件下，优化电机构成，引进适应于史南低渗透油田油井生产特征的小容量、低输出速度抽油机配套电动机，既解决“大马拉8小车”的问题、又优化了供排关系，以满足该区提高系统效率、延长免修期的需要势在必行。结论抽油设备容量与泵的实际举升能力不匹配即“大马拉小车”；供排不协调即抽汲能力大于供液能力是史南油田高能耗、低效率、短检泵周期运行的制约因素。而导致上述制约因素的根本环节是抽油设备的配置不合理，既动力拖动系统的技术特性与油井的生产特征不相适应。该块平均系统效率2064，平均吨液耗电212KWH，平均百米吨液耗电136KWH。同类开采特征的油田系统效率目标值为29左右，效率指标与能耗指标属于中等偏低；同时单井系统效率很不均衡，该快具有较大的效率指标提升空间以及节能降耗潜力。开展对史南油田提高机采系统效率的研究与技该改工作，尤其是对在用抽油机动力拖动系统实施技术改造非常可行、也非常必要。五、提高机采系统效率的技术路线和方法1、提高效率降低能耗的技术依据综上所述，低产液油井系统低效运行的内因是抽汲能力大于供液能力、“大马拉小车”现象严重、电机运行效率低。其根本原因除与优化设计水平有关外，在用拖动系统的技术特征不适应油井的工况特征是问题的关键所在。为解决问题，2005年9月，采油厂在史南油田的史6X33井、梁60C25井试验应用了两套低产液井专用拖动系统，通过一个多月的应用，该型拖动系统所表现出的优良性能受到了采油队干部、职工的好评。史6X33井、梁60C25井属于严重供液不足油井，油井产液量均在1T/D左右，由于所用拖动电机转速高，冲次快，造成油井泵效过低，机采系统效率偏低。应用NYDCJ26014/22LV/HV型低产、稠油油井专用拖动系统后，对两口试验井的冲次进行了调整，使油井供排关系趋于平衡，经采油厂技术监测站测试，节能效果非常明显。泵径泵挂深度冲程电机功率冲次产液量泵效载荷（最大/最小）电流（上行/下行）平衡率有功功率日耗电量序号井号MMMM安装前后电机类型KW次/分T/DKNAKWKWH/D9前普通3740630661/4650/2448604144961梁60C253821003后专用1410510244/3818/228183197656前永磁3031585270/4116/18889433103922史6X3338210036后专3916/179412395736因此，解决该块低效运行的主要技术措施是应用技术适应性强、运行效率高的拖动系统替代在用拖动系统。而低产液井专用拖动系统、高效变频调速拖动系统是最佳选择。低产液油井专用拖动系统以其容量小、输出速度低、输出转矩大、效率高、平衡易控制、无污染、耐用性强、管理方便等独特技术特性，可完美、巧妙地规避了上述导致低产液油井低效运行的两大根本因素，满足了油井高效率运行的四个基本条件设备装机容量与泵的实际举升能力的协调一致、供排平衡、杆柱运动最小化、设备自身效率高，小容量高转矩低速节能拖动系统高效变频调速拖动系统10真正实现该块低产液油井的高效优化运行。高效变频调速拖动系统以其转矩输出恒定、无级调速性能优越以及调速运行效率高等优势，也可完美、巧妙地规避了上述导致低产液油井低效运行的两大根本因素。低产液油井专用拖动系统与高效变频调速拖动系统技术适应性强、环境适应性强、性价比高、投资效益高，是该油田低产低效井提高系统效率、节能降耗效果最显著的拖动系统。该块提效技改的技术路线是以不动管柱的方式合理的降低电动机拖动系统容量与冲次，对不合理的供排关系与设备配置进行优化与校正，使油井的工况区域从“抽汲能力远大于供液能力区域”移至“供排基本协调区域”，以达到在不降低产量的条件下提高系统效率、节能降耗。技改措施是以低产井专用拖动系统替代在用的电机及控制系统，该技术操作便捷、见效快。（见不动管柱优化图版）2、项目实施的初步方案与工作程序、进行全面系统的区块机采系统设备现状调查、单井机采效率测试与节点效率分析、供排基本协调区0抽汲能力大于供液能力区抽汲能力小于供液能力区系统效率0HL动液面H_PUMP泵深冲次N供排基本协调区管柱不动条件下，提高系统效率优化版图抽汲能力大于供液能力区抽汲能力小于供液能力区0N冲次QL11油井工况分析、油井供排关系以及参数匹配分析，在此基础上系统分析影响区块系统效率的主要因素并制定提高系统效率的技术路线、方法以及具体措施，并进行投资效益预测与评价，为用户编制区块提高系统效率整体技改方案。、依据区块提高系统效率技改方案，针对单井工况与生产数据，设计单井不动管柱最佳生产参数，并提供最佳地面拖动系统优化配套。、运行效率指标测试，进行技改后效果跟踪分析与评价，为用户提供提高系统效率技改验收报告。六、提高系统效率措施及投资安排针对史南油田影响系统效率的因素以及提高系统效率的技术路线，结合当前史南油田系统配置情况，项目的具体改造措施是对99口供排严重失调的油井进行技术改造。技术改造的内容是应用低产液油井专用拖动系统与高效变频调速拖动系统替代现有拖动系统以达到三个目的。一是拖动系统能力与泵的实际举升能力的协调一致；二是合理优化冲次，协调供排关系；三是提高拖动系统运行效率。项目投资额度4208万元。具体措施及投资安排包括两个方面一是小容量高转矩低速节能拖动系统（包括电控系统）的应用依据史南油田油井节能技改的技术路线，史南油田适合于应用低产液油井专用拖动系统（NYDCJ260185/22LV/HV）的油井74口，单项技改投资2368万元。投资额井数单价94口32万元3008（万元）二是稠油井专用拖动系统的的应用依据史南油田油井节能技改的技术路线，史南油田适合于高效变频调速拖动系统（IVSCTNCY225M22KW/8）的油井25口，单项技改投资1200万元。投资额井数单价25口48万元1200（万元）油井生产数据与技术资料录取区块提效技改整体方案的编制地面拖动系统技术改造单井不动管柱优化设计技术改造效果评价12项目投资一览表序工作量单价金额号项目名称（口）（元）（元）1低产液井专用拖动系统的应用943200030080002高效变频调速拖动系统的应用25480001200000合计1194208000七、技术指标及经济效益预测与评价1、效益预测在抽油机机型、产液能力基本不变的条件下，综上技术路线与技改措施，史南油田油井技改后平均地面效率可由461提高到最高期望值55，平均井下效率可由447提高到最高期望值556。地面效率最大理论目标值1X2X3XK75X90X93X95596大37块地面效率当前值1X2X3XK62X87X92X93461大37块地面效率最大期望值1X2X3XK72X878X93X945511电动机最大效率、2皮带轮减速箱最大效率、3四连杆机构最大效率、K有效载荷系数井下效率最大理论目标值4X5X6X796X82X81X87555史南油田油井井下效率当前值4X5X6X793X754X75X85447史南油田油井井下效率最大期望值4X5X6X795X803X80X855194盘根盒效率、5抽油杆柱效率、6抽油泵效率、7油管柱效率。技改后整个系统效率最大目标值地面效率最大期望值X井下效率最大期望值551X519286。13由以上分析，平均系统效率最高期望值可由2064提高到28以上，平均有功功率由1023KW降到72KW，吨液节电率达到21以上，节能技改121口井，年节约电费1805500元以上。拖动系统技术改造后，供排关系与参数匹配得到了优化，也相应延长了油井免修期，降低了物耗。杆管年报废率降低15以上，每年可节约更换管杆费用150000元。2、单纯考虑节电率的项目的投资效益评价（1）、投资回收期项目总投资为4208万元，年创效益18055万元，项目投资回收期项目总投资/年创效益4208/18055233年。（2）、投资效益率按照投入设备的技术特征、折旧标准与统计规律，节能技改所投入设备的使用年限平均为45年，项目完成后1年免费保修，第二年后维护费用25万元/年。项目投资效益年节电费45年项目总投资维护费用1805545420825035万元3042万元。项目投资收益率项目投资效益/项目总投资3042/4208722。如果考虑降低物耗等综合效益则项目的投资效益更高。另一方面，项目实施后，生产系统安全可靠性显著改善，生产管理更趋便捷。总之，节能技改不但有利于油田企业降本增效，也符合国家“节约资源，建立循环经济、构建和谐社会”的政策导向，意义重大，具有显著的社会效益。综合分析，该项目经济效益与投资效益非常显著，项目的立项与实施非常可行也非常必要。14车辆制冷与空调第二次作业参考答案车辆隔热壁、制冷方法与制冷剂、蒸汽压缩式制冷一简答题1什么是隔热壁的传热系数它的意义是什么答隔热壁的传热系数指车内外空气温度相差1时，在一小时内，通过一平方米热壁表面积所传递的热量。可以概括为单位时间、单位面积、单位温差传递的热量。它可以表示出车体隔热壁允许热量通过的能力，愈大，在同样的传热面积与车内外温差的情况下，通过的热量就愈大，隔热性能就愈差。2热量是如何从隔热壁一侧的空气中传至另一侧空气的答热量从隔热壁一侧的空气中传至另一侧的空气中，其传热过程可以分为1）表面吸热热量从一侧的空气中传至隔热壁的一侧表面；2）结构透热热量从隔热壁的一侧表面传至另一侧表面；3）表面放热热量从隔热壁另一侧表面传至另一侧的空气中。3如何改善隔热壁的性能答（1）尽可能减少热桥；（2）不同材料必须完全密贴；（3）减少漏泄；（4）选用隔热性能较好的材料。4蒸汽压缩制冷循环系统主要由哪些部件组成，各有何作用答在蒸汽压缩制冷循环系统中，蒸发器、冷凝器、压缩机和节流阀是制冷系统中必不可少的四大件。蒸发器是输送冷量的设备。制冷剂在其中吸收被冷却物体的热量实现制冷。压缩机是心脏，起着吸入、压缩、输送制冷剂蒸汽的作用。冷凝器是放出热量的设备，将蒸发器中吸收的热量连同压缩机功所转化的热量一起传递给冷却介质带走。节流阀对制冷剂起节流降压作用、同时控制和调节流入蒸发器中制冷剂液体的数量，并将系统分为高压侧和低压侧两大部分。实际制冷系统中，除上述四大件之外，常常有一些辅助设备，如电磁阀、分配器、干燥器、集热器、易熔塞、压力控制器等部件组成，它们是为了提高运行的经济性，可靠性和安全性而设置的。5蒸发器内制冷剂的汽化过程是蒸发吗蒸发与沸腾有什么区别答是。蒸发是汽化的一种形式，只在液体表面发生，而沸腾是汽化的又一种形式是在液体内部和表面同时发生的。液体蒸发在任何温度下都能进行,且只在液体表面进行。液体沸腾是在一定温度下发生的剧烈的汽化现象。液体沸腾时要吸热，但液体温度保持不变。156制冷剂在蒸汽压缩制冷循环中，热力状态是如何变化的答制冷剂蒸汽由蒸发器的末端进入压缩机吸气口时，压力越高温度越高，压力越低温度越低。制冷剂蒸汽在压缩机中被压缩成过热蒸汽，压力由蒸发压力P0升高到冷凝压力PK。为绝热压缩过程。外界的能量对制冷剂做功，使得制冷剂蒸汽的温度再进一步升高，压缩机排出的蒸汽温度高于冷凝温度。过热蒸汽进入冷凝器后，在压力不变的条件下，先是散发出一部分热量，使制冷剂过热蒸汽冷却成饱和蒸汽。饱和蒸汽在等温条件下，继续放出热量而冷凝产生了饱和液体。饱和液体制冷剂经过节流元件，由冷凝压力PK降至蒸发压力P0，温度由TK降至T0。为绝热膨胀过程。以液体为主的制冷剂，流入蒸发器不断汽化，全部汽化变时，又重新流回到压缩机的吸气口，再次被压缩机吸入、压缩、排出，进入下一次循环。7制冷剂在通过节流元件时压力降低，温度也大幅下降，可以认为节流过程近似为绝热过程（即与外界没有热量交换），那么制冷剂降温时的热量传给了谁用于干什么答这个过程中热量传给了自身，使部分制冷剂液体汽化成蒸汽。8单级蒸汽压缩式制冷理论循环有哪些假设条件答理论循环假定假设进入压缩机的为饱和蒸汽，进入节流阀的为饱和液体；假设压缩过程是等熵过程，节流过程是等焓过程；假设蒸发与冷凝过程无传热温差；假设除两大换热器外，系统与外界无热交换；假设制冷剂无流阻损失。9什么叫液体过冷液体过冷对循环各性能参数有何影响、答过冷液体当冷凝剂在冷凝器中被冷凝成液体后，如果液体继续向外放热，制冷剂的温度就会低于饱和温度（对应于冷凝压力的冷凝温度），低于饱和温度的制冷剂液体称为过冷液体。液体过冷对循环各性能参数的影响使单位制冷量增大；使单位容积制冷量增大；单位功保持不变；使制冷系数增大。总之，制冷剂液体的过冷有利于制冷循环，可提高制冷循环经济性。10试写出制冷剂R11、R115、R32和R12、RL2B1的化学式。16答R11CFCL3R115C2F5CL注意区分R1150C2H4R32CH2F2R12CF2CL2RL2B1CF2CLBR11试写出CF3CL、CH4、CHF3、C2H3F2CL、H2O、CO2的编号。答CF3CLR13CH4R50CHF3R23C2H3F2CLR142BH2OR718CO2R74412写出与下列制冷剂的符号规定式相对应的化学分子式要求写出过程（1）R22（2）R134答（1）R22符号规定式通式为R（M1）（N1）XM12N12X2所以M1N1X2符号规定式通式为CMHNFXCIYY2M2NX22121所以R22的符号规定式为CHCIF2（2）R134符号规定式通式为R（M1）（N1）XM11N13X4所以M2N2X4符号规定式通式为CMHNFXCIYY2M2NX42240所以R134的符号规定式为C2H2F413单级蒸汽压缩式制冷实际循环与理论循环有何区别答单级蒸汽压缩式制冷实际循环与理论循环的区别在实际循环中存在（1）制冷剂在流动过程中会产生阻力压降；（2）蒸发器出口蒸汽过热（3）冷凝器出口液体过冷；（4）压缩机压缩空气的过程不等熵。与理论循环相比，实际循环单位实际压缩功增大，而压缩机实际输气量减小。14什么叫有效过热什么叫有害过热有效过热对哪些制冷剂有利，对哪17些制冷剂不利答有效过热即吸入蒸汽的过热量全部来自冷藏货物间内的吸热。如果吸入蒸汽的过热发生在蒸发器本身的后部，或者发生在安装于被冷却室内的吸气管道上，或者发生在二者皆有的情况下，那么因过热而吸收的热量来自被冷却空间，如吸入蒸汽的过热热全部来自冷藏货物间或客车室内的西热，因而产生了有用的制冷效果。这种过热称之为“有效”过热。有效过热对R502R600AR290R134A等制冷剂有利，而对R22和NH3等制冷剂不利。有害过热吸入蒸汽的过热全部来自冷藏货物间外。由蒸发器出来的低温制冷剂蒸汽，在通过吸入管道进入压缩机前，从周围环境中（如冷藏货物间之外）吸取热量而过热，制冷剂所增加的吸热量Q0R并没有对冷却对象产生任何制冷效应，即没有提高制冷装置的有效制冷量，习惯上称这种过热为“无效”过热。在这种吸气过热时，过热度越大，制冷系数和单位容积制冷量降低越多，冷凝器的热负荷也增加越多，故称之为有害过热。蒸发温度越低，有害过热越大。15什么是回热循环它对制冷循环有何影响答回热循环就是让蒸发器出来的制冷剂蒸汽和高温制冷剂液体在热交换器中进行热交换，使液体过冷，气体过热的循环。回热循环对制冷循环的影响（1）可以保证制冷装置的压缩机运转安全；（2）可以减小节流热损失。16蒸汽有害过热对循环各性能参数有何影响减小蒸汽有害过热的措施是什么答蒸汽过热对循环各性能参数的影响单位质量制冷量Q0不变；单位理论功增大；制冷系数减小；单位容积制冷量减小；冷凝器的热负荷增加。减小蒸汽有害过热的措施吸气管路用隔热材料包扎起来。17什么叫过冷度什么叫过热度答过冷度饱和温度与过冷液体的温度之差称为过冷度。过热度过热蒸汽的温度与饱和蒸汽的温度之差称为过热度。18蒸汽压缩制冷用制冷剂是如何分类的答按化学结构分有无机化合物（如R717等）；碳氢化合物（R600A、R290等）。氟里昂（R22、R134A等）；多元混合溶液（非共沸溶液有R407C等，共沸溶液有18R502等）；按蒸发温度和冷凝压力分有高温低压制冷剂；中温中压制冷剂；低温高压制冷剂。按可然性和毒性分，分不可然、可然、易燃、低毒、高毒等组合类别。19何为CFC类物质为何要限制和禁用CFC类物质答CFC类物质就是不含氢的氟里昂。CFC物质对大气忠的臭氧和地球高空的臭氧层有严重的破坏作用，会导致地球表面的紫外线辐射强度增加，破坏人体免疫系统。还会导致大气温度升高，加剧温室效应。因此，减少和禁用CFC类物质的使用和生产，已经成为国际社会环保的紧迫任务。20冷凝温度变化和蒸发温度变化分别对蒸汽压缩式制冷系统有何影响答当蒸温度一定时，随着冷凝温度的升高，则节流损失增大，制冷量减少，而轴功率增大，制冷系数降低；冷凝温度下降，则节流损失减小，制冷量增加，功耗减少，制冷系数提高。当冷凝温度一定时，随着蒸发温度的下降，压缩机制冷量减少，而轴功率与制冷系数视情况而变。也减少。冷凝温度不变时，制冷机在不同蒸发温度下轴功率是变化的，而且与未变化前的蒸发温度有关。当TE由室温逐渐下降时，制冷机的轴功率逐渐增大，TE下降到一定值时，轴功率会达到最大值。如果蒸发温度TE继续下降，轴功率逐渐减小。二画图及说明画出制冷系统的基本原理图及单级蒸汽压缩式制冷循环的理论循环压焓图和TS，并说明其循环过程。答制冷系统的基本原理图间图1。压缩机的可逆绝热过程是等熵过程，节流过程常可看作为等焓过程，则循环可用如下PH和S图表示。图2为单级蒸汽压缩式制冷循环的理论循环压焓图和TS。冷凝器蒸发器节流阀压缩机图119图2画出蒸汽压缩制冷回热循环的PH图和图。解单级蒸汽压缩制冷回热循环的PH图和S图如下图所示三计算题假定循环为单级压缩蒸汽制冷的理论循环，蒸发温度T015,冷凝温度为30