Расшифровать и дать определение ПДК и ПДВК

ПДК – это концентрация, которая при ежедневной (кроме выходных дней) работе в течение 8 часов или при другой продолжительности, но не более 41 часа в неделю, в течение всего рабочего стажа не может вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья. Нефть=300 мг/м3;

ПДВК-предельно допустимая взрывобезопасная концентрация Нефть=2100 мг/м3.

Билет 8

1.Устройство насоса «12НА-22Х6», его назначение и принцип работы.

Вертикальный трансмиссионный полупогружной электронасосный агрегат с центробежным шестиступенчатым насосом с рабочими колесами одностороннего входа предназначен для откачки из заглубленных резервуаров нефтепродуктов вязкостью не более 300 сСт, плотностью не более 970 кг/куб.м, содержащих твердые включения размером до 0,2 мм, объемная концентрация которых не превышает 0,2%.
Температура перекачиваемой жидкости от -15 до +80Гр.С. Насос используется в качестве подпорного в двухступенчатой схеме откачки утечек нефти непосредственно в коллектор НПС.

Основные технические характеристики насоса:

Подача - 150 м³/ч

Напор - 54 м..ст.

Частота вращения –1460 об/мин

Мощность – 30 кВт

Насос состоит из трех основных узлов: Собственно насос, напорной колонки и опорной стойки.

Напорная колонка связывает собственно насос с опорной стойкой и состоит из заданного числа секций труб. В стыке каждых двух секций установлены крестовины со втулкой. Промежуточный вал соединяет вал напорной стойки с валом насоса. Соединение валов осуществляется с помощью резьбовых муфт. Рабочие колеса установлены на вертикальном валу на специальных разрезных конических втулках.

Для предотвращения искрообразования и уплотнения рабочих колес в корпусах секций установлены бронзовые кольца. Правильное положение ротора в собранном насосе устанавливают с помощью регулировочной гайки. Уплотнение вала вместе выхода его из напорного колена осуществлено с помощью торцевого уплотнения.

2.Назначение и устройство приемо-раздаточных патрубков вертикальных стальныхрезервуаров.

Приемораздаточные патрубкипредназначены для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров и хлопушек или шарнира подъемной трубы изнутри. Они устанавливаются на нижнем поясе резервуара в количестве от одного до четырех (при большой производительности закачки и откачки продукта, 3000 м³/ч и более). Диаметры приемораздаточных патрубков принимаются от 150 до 700 мм. Хлопушка, установленная на приемораздаточном патрубке, предупреждает утечки нефти или нефтепродукта при повреждениях приемораздаточных трубопроводов и их задвижек. При заполнении резервуара струя продукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием силы тяжести опускается на свое место, закрывая трубу. Герметичность хлопушки достигается за счет гидростатического давления жидкости на крышку. При откачке продукта из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с тросом. Хлопушки большого диаметра при заполненном резервуаре открываются с большим трудом, т.к. приходится преодолевать вес столба жидкости, давящего на крышку хлопушки. Для облегчения открытия хлопушки с внешней стороны резервуара устанавливают перепускной трубопровод с задвижкой для выравнивания давления до и после хлопушки.

3.Обслуживание и ремонт задвижек.

Для поддержания арматуры и обратных затворов в работоспособном состоянии при эксплуатации выполняются: техническое обслуживание ТО 1; сезонное обслуживание ТО 2; текущий ремонт (ТР); диагностическое обследование, средний ремонт (СР); капитальный ремонт (КР); техническое освидетельствование

Средний ремонт клиновых задвижек и обратных затворов проводится без демонтажа трубопровода. Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов проводится с демонтажем в условиях специализированного ремонтного предприятия.

Осмотр 1 раз в неделю, для задвижек на НПС

Визуальная проверка герметичности арматуры по отношению к внешней среде, в т.ч. состояния и плотности материалов и сварных швов, герметичности фланцевых соединении и сальниковых уплотнений

Техническое обслуживание(ТО 1) - ежемесячное

Визуальная проверка герметичности арматуры; подтяжка сальникового уплотнения;чистка наружных поверхностей, устранение подтеков нефти и масла; контроль наличия смазки; проверка и восстановление гибких перемычек на фланцевых соединениях; проверка 100% степени открытия или закрытия задвижки; контроль герметичности затвора.

Техническое обслуживание сезонное (ТО-2) - 2раза в год (при переходе с зимнего сезона на летний и с летнего на зимний)

Все работы, выполняемые при ТО-1 с периодичностью 1 раз в месяц, а также:

Для задвижек: проверка (опробование) на полное открытие, закрытие затвора арматуры в местном режиме управления; проверка срабатывания путевых выключателей, их ревизия; проверка настройки муфты ограничения крутящего момента; проверка плавности перемещения всех подвижных частей арматуры; замена (контроль) смазки в электроприводе; проверка резьбы шпинделя на отсутствие повреждений; удаление воды из подшиберного пространства через дренажный трубопровод шиберной задвижки.

Текущий ремонт (ТР)- 1 раз в год

Все работы, выполняемые при ТО, а также:смазка уплотнительной поверхности шпинделя задвижки; проверка состояния подшипникового узла шпинделя, определение степени изно­са резьбовой втулки; восполнение смазки подшипникового узла шпинделя; набивка или замена сальников; обтяжка разъемных фланцевых соединений (корпус-крышка, крышка-колонна, колонна - бугельный узел электропривода).

Средний ремонт (СР) -1 раз в 15 лет (после наработки 1500 циклов для клиновых и шиберных задвижек), при выявлении не герметичности затвора, заклинивании затвора, превышении крутящего момента электропривода более 10% от паспортных значений

Все работы выполняемые при TP, а также:

Проверка на герметичность затвора и испытание перекачиваемым продуктом давлением Р=1.1Рр,й в течении времени не менее 10 мин. При наличии подтеков и не герметичности - их устранение

Замена электропривода для капитального ремонта на специализированном предприятии.

Капитальный ремонт запорной арматуры

Запорная арматура подлежит демонтажу и капитальному ремонту, если в процессе эксплуатации или по результатам технического диагностирования обнаружены дефекты оборудования, не устраняемые текущим или средним ремонтом. Капитальный ремонт запорной арматуры до 250мм не проводится.