Конспект оператор товарный. конспект оператор товарный. Конспект Оператор товарный
 Скачать 0.6 Mb.
|
БИЛЕТ № 1 Основные физические свойства нефти. Нефть -горючая жидкость обычно темного цвета (черного или коричного), маслянистая, имеет специфический запах. Удельный вес (плотность) отношение массы тела к его объему. Единицы измерения г/см3, кг/м3. Измеряется ареометром. Вязкость - способность частиц жидкости двигаться относительно друг друга. Измеряется вискозиметром. Различают динамическую и кинематическую. Тепловые свойства. Нефть имеет тепло земли. Степень теплоты тела называют температурой тела. Для измерения температуры служат термометры. Единицы измерения температуры - градусы. Для измерения увеличения размеров тела от нагревания, нужно знать коэффициент объемного расширения, т.е. число, показывающее как изменится единица первоначального объема, взятого при 0°С, от нагревания на 1°. С. Теплоемкость - количество тепла, которое требуется для того, чтобы нагреть 1 кг вещества на 1°С. Теплота сгорания - количество тепла, которое выделяет 1 кг вещества при сгорании. Давление насыщения - давление, при котором жидкость поглощает наибольшее количество газа. По электрическим свойствам нефть диэлектрик, но накапливает статическое электричество. Температура кипения - температура перехода жидкого вещества в газообразное. Температура плавления - температура перехода твердого вещества в жидкое. Температурой вспышки нефтепродукта, называется такая температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных условиях, вспыхивает при поднесении пламени. Для температуры вспышки характерно то, что пламя сейчас же гаснет. Если повышать температуру жидкости, то при определенной температуре при поднесении огня пары загораются вновь, и уже не будет гаснуть. Эта температура называется температурой воспламенения. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки. Чтобы произошла вспышка, необходимо иметь содержание горючих паров в воздухе не ниже, не выше определенного предела. Различают верхние и нижние пределы концентрации паров. Нижний предел характеризует минимальную концентрацию паров в воздухе, при которой наблюдается вспышка при поднесении пламени. Верхний предел определяет такую концентрацию паров, выше которой вспышка не происходит из-за недостатка кислорода. Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нефтепродукты при соприкосновении с воздухом воспламеняются самопроизвольно. Объем нефти в пластовых условиях обычно больше объема нефти после ее окончательной сепарации на УПН (установке подготовки нефти). Для определения изменения объема дегазированной нефти по сравнению с пластовой введено понятие объемный коэффициент нефти. Он определяется как отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой нефти после ее полной дегазации. Типы манометров. Принцип работы. Манометры - приборы, измеряющие давление, широко применяются на нефтяных промыслах. Без них нельзя контролировать процесс работы, подбирать экономичный режим эксплуатации. Незамеченное вовремя повышение давления против допустимого может вызвать разрыв насоса, котла, компрессора, трапа и др. сосудов. Типы манометров: 1)Жидкостные стеклянные манометры 2) Пружинные манометры. Пружинные манометры. Принцип действия пружинного манометра основан на уравновешении избыточного давления силами упругой деформации трубчатой пружины. У  стройство пружинного манометра:1 – основание манометра, 2 – трубка, 3 – трубчатая пружина, 4 – стрелка, 5 – зубчатый сектор, 6 - тяга, 7 - корпус манометра, 8 - ниппель. Давление от 1 атм. и выше измеряется пружинным манометром. Пружинные манометры получили широкое распространение в технике, как надежные недорогие приборы, с ясно видимой шкалой, по которой удобно производить отсчет. Состоит манометр из круглой коробки с циферблатом и стрелкой. Внутри коробки смонтирована изогнутая металлическая трубка овального сечения, называемая трубкой Бурдона. При соединении с помощью штуцера пружинного манометра с газопроводом давление газа в нем в большей или меньшей степени будет разгибать изогнутую трубку. Движение изогнутой трубки сообщается указательной стрелке, которая, передвигаясь по циферблату, покажет силу давления газа в газопроводе. Точность пружинных манометров ниже, чем у жидкостных. Специальные манометры - это приборы, предназначенные для определенных видов измерений. Их оснащают дополнительными устройствами для подключения, снабжают особыми опознавательными знаками, окрашивают в определенные цвета. Делается надпись, для какого рода измерения они предназначены. Вакуумметры - манометры, используемые измерения давления меньшего, чем атмосферное. Устройство аналогично пружинным, шкала отсчитывает в другую сторону. Электроконтактные манометры. В отличие от обычных, показывающих манометров в них имеется два электрических контакта, которые замыкаются при определённых заданных величинах давления, при этом по проводам передаётся соответствующий сигнал. Пределы давлений, при которых подаются сигналы, могут быть изменены путём перестановки контактов с помощью двух головок, выведенных наружу через стекло и помещённых над осью вращения стрелки прибора Электроконтактные манометры выпускаются трёх модификаций ЭКМ-1 , ЭКМ-2 , ЭКМ-3 на разные пределы измерения. В производственных помещениях, где возможно образование взрывчатой среды, применяют электроконтактные манометры во взрывоопасном исполнении. Для измерения и записи давления обычно используются стационарные самопишущие приборы. По назначению они относятся к группе технических манометров с винтовой трубчатой пружиной или упругим элементом типа сильфона. 3. Объемно – массовый метод измерения массы нефтепродукта. При объемно-массовом методе масса нефтепродуктов вычисляется по измеренному объему и плотности. В зависимости от способа измерения объема и плотности выделяют статический и динамический методы. Статический метод измерения объема нефтепродукта в градуированных резервуарах, железнодорожных цистернах, танках судов или измерение по полной вместимости градуированных автоцистерн. Динамический метод измерения массы нефтепродукта предусматривает измерение объема нефтепродукта с помощью объемных счетчиков и измерение плотности в средней пробе в соответствии с ГОСТ-2517. Масса нефтепродукта в резервуарах определяется с помощью градуировочных таблиц и измерения уровня нефтепродукта Градуировочные таблицы составляют на каждый миллиметр высоты резервуара геометрическим или объемным методом по МИ 1823 и ГОСТ 8.346 соответственно. Объемный метод применяется для градуировки резервуаров вместимостью до 5000 м3, «мертвого» и подпонтонного пространства резервуара. 4. Первичные средства пожаротушения. В качестве первичных средств пожаротушения рекомендуются применять огнетушители, асбестовые полотна, грубошерстные ткани (кошма, войлок), воду и песок. Огнетушители. В начальной стадии возгорания тушение производят первичными средствами пожаротушения, куда входят и огнетушители. В зависимости от условий тушения загораний созданы различные типы огнетушителей, которые подразделяются по виду огнетушащего вещества и способу его тушения: порошковые и углекислотные. Огнетушители порошковые. Обозначение - ОП-2, ОП-3,ОП-5.ОП-10, ОП-50 (огнетушитель порошковый – объем в литрах). Предназначены для первичного тушения загорания тлеющих материалов, горючих жидкостей, газов и электроустановок, находящихся под напряжением до 1000В, а также для тушения загорания в бытовых условиях. Данные огнетушители нельзя применять для тушения загораний веществ, горение которых может происходить без доступа кислорода (алюминий, магний и их сплавы, натрий и калий). Порошковые огнетушители являются изделиями многоразового использования, готовыми к применению после их перезарядки. Огнетушитель состоит из герметичного корпуса, наполненного порошком, запорно-пускового устройства, снабженного блокировочным фиксатором (чекой), исключающим несанкционированное воздействие, который должен быть опломбирован, и гибкого рукава. Попадание на огнетушитель при хранении прямых солнечных лучей, атмосферных осадков, воздействие агрессивных сред и удары по корпусу не допускаются. Запрещается выполнять любые ремонтные работы при наличии давления в корпусе огнетушителя. Лица, допущенные к эксплуатации огнетушителя, должны знать инструктивные надписи по приведению огнетушителя в действие. Правила приведения огнетушителя в действие указаны на корпусе огнетушителя. Тушение очагов пожара на открытых площадях производить с наветренной стороны. Огнетушители углекислотные (СО2). ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8, ОУ-10, ОУ-25, ОУ-80 предназначены для тушения загорания различных веществ, а также в электроустановках, находящихся под напряжением не более 10000 В. (Внимание! Возгорания в таких электроустановках тушить можно только после снятия напряжения) Некоторые углекислотные огнетушители предназначены для тушения возгораний в электроустановках до 1000 В, поэтому перед использованием огнетушителя необходимо убедиться, на какое максимальное напряжение он рассчитан. Углекислотные огнетушители с содержанием паров воды в диоксиде углерода более 0,006% масс. и с длиной струи менее 3 м запрещается применять для тушения электрооборудования, находящегося под напряжением выше 1000 В. Правила приведения огнетушителя в действие указаны на корпусе огнетушителя. При тушении электроустановок, находящихся под напряжением, не допускается подводить раструб ближе 1 м до электроустановки и пламени. Перезарядка и ремонт огнетушителей должны производиться в специализированных организациях на зарядных станциях. Эксплуатация огнетушителей без чеки и пломбы завода-изготовителя или организации, проводившей перезарядку, не допускается. Огнетушители должны размещаться в легкодоступных и заметных местах, где исключено попадание на них прямых солнечных лучей и непосредственное воздействие отопительных и нагревательных приборов. Температура эксплуатации от –40° до +50° С. Баллон огнетушителя должен пройти переосвидетельствование через 5 лет после изготовления огнетушителя. Во время действия огнетушителя температура поверхности огнетушителя понижается до –60° -70°С. Принять меры против обморожения рук (рукавицы). После применения в закрытых помещениях следует проветрить во избежание удушья и отравления. Проводить контроль массы заряда огнетушителя не реже 1 раза в полгода взвешиванием до 50 грамм. Для указания местонахождения огнетушителя на видном месте вывешивается знак (на высоте 2-2,5 метра) Каждому огнетушителю присваивается номер, который наносят белой краской на корпус огнетушителя и заносят в арматурную карточку, заведенную на него. Ящики для песка объем 0,5; 0,1 или 3,0 м3. Для помещения и наружных установок категорий А, В, Б запас песка должен быть не менее 0,5 м3 на 500 м2 площади, а для помещений и наружных технологических установок категории Г, Д не менее 0,5 м3 на каждые 100м2 площади. Песок просушивают, просеивают, рыхлят. Бочки с водой устанавливаемые рядом с пожарным щитом, должны иметь объем не менее 0,2 м3 и комплектоваться ведрами. Асбестовые полотна, грубошерстные ткани (кошма, покрывало из неорганического материала) должны быть размером не менее 11м и предназначены для тушения очагов пожара на площади не более 50% от пожара. В местах, где находятся легковоспломеняемые жидкости размер полотен, могут быть увеличены до 2х15 или 2х2м. Должны храниться в водонепроницаемых закрывающихся футлярах (чехлах, упаковках) Кошма не реже 1 раза в 3 месяца просушивается и очищается от пыли. Инвентарь должен быть окрашен по ГОСТу 12.4. 026-76. Использование пожарного инвентаря для хоз. нужд запрещается. 5. Оказание первой помощи при ожогах. Ожоги бывают: термические - вызванные огнём, паром, горячими предметами и веществами; химические - кислотами и щелочами и электрические - воздействием электрического тока или электрической дуги. По глубине поражения се ожоги делятся на четыре степени: первая- покраснение и отёк кожи; вторая- водяные пузыри; третья- омертвление поверхностных и глубоких слоёв кожи; четвёртая- обугливание кожи, поражение мышц, сухожилий и костей. При ожогах 1 и 2 степени, когда не повреждён кожный покров, обожжённое место промывают, накладывают стерильную повязку и сверху холод. Можно дать обезболивающее, питьё и отправить в медицинское учреждение. При ожогах 3 и 4 степени – наложить стерильную повязку, сверху положить холод, дать обезболивающее, питьё и отправить в медицинское учреждение. При оказании помощи пострадавшему о избежание заражения нельзя касаться обожженных участков кожи или смазывать их мазями, жирами, маслами, вазелином, присыпать питьевой содой , крахмалом и т. п. Нельзя вскрывать пузыри, удалять приставшую к обожженному месту мастику, канифоль или другие смолистые вещества. Одежду и обувь с обожженного места нельзя срывать, а необходимо разрезать ножницами и осторожно снять. Если обгоревшие куски одежды прилипли к обожженному участку тела, то поверх них следует наложить стерильную повязку и направить пострадавшего в медицинское учреждение. При химических ожогах глубина поражения тканей в значительной степени зависит от длительности воздействия химического вещества. Важно как можно скорее уменьшить концентрацию химического вещества и время его воздействия. Для этого пораженное место сразу же промывают большим количеством проточной холодной воды из-под крана, из резинового шланга или ведра в течение 15-20 мин. При ожогах кислотой обработать обожженное место раствором питьевой соды 1ч.л. на 1 стакан воды. Затем промыть водой , наложить стерильную повязку и отправить в медицинское учреждение. При ожогах щелочью обожженное место обработать раствором борной кислоты 1 ч.л. на стакан воды. Наложить стерильную повязку и отправить в медицинское учреждение. БИЛЕТ № 2 1.Химический состав нефти. По элементарному составу все нефти довольно близки между собой: они состоят из двух основных элементов углерода (С) и водорода (Н). Содержание С-82-87%, Н-11-14%. На долю этих двух элементов приходится 97-99% всего состава нефти. Содержание других элементов - серы, кислорода, азота не превышает 1-2% и лишь для высокосернистых нефтей достигает 3-5% преимущественно за счёт серы. По химическому составу нефть- смесь углеводородов парафинового, нафтенового и ароматического рядов газообразных, жидких, твердых. Углеводороды, содержащие 1-4 атома углерода - газообразные, от 5 до 17-жидкие вещества, свыше 17-твёрдые. Классификация. По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (0-0,5 %), сернистые (0,51-2%), высокосернистые (свыше 2%). Содержание серы и соединений ухудшает качество нефти, вызывает серьёзные осложнения в процессе добычи, транспорта и переработки нефти из-за коррозии трубопроводов и оборудования. По содержанию парафинов: мало парафиновые (не более 1,5%), парафиновые (1,51-13%), высоко парафиновые (более 6%). По содержанию фракций выкипающих до 350º С нефти делятся на группы: 1. менее 30%, 2. 30-45%, 3.более 45%. По содержанию масел нефти делятся на группы: 1.менее 15%, 2. 15-20%, 3. более 20% масел. 2.Параллельная работа центробежных насосов. Если для обеспечения необходимой подачи или создания нужного напора одного насоса недостаточно, применяют параллельное или последовательное соединение насосов. При параллельном соединении увеличивается подача, при последовательном – напор. 3.Контрольно-измерительные приборы на нефтебазе. Манометры, вакуумметры - приборы для измерения давления разреженных газов, регуляторы давления - разновидность регулирующей арматуры, автоматически действующее автономное устройство, служaщее для поддержания постоянного давления газа в трубопроводе. При регулировании давления происходит снижение начального высокого давления на конечное низкое. Это достигается автоматическим изменением степени открытия дросселирующего органа регулятора, вследствие чего автоматически изменяется гидравлическое сопротивление проходящему потоку газа., регуляторы уровня - предназначены для поддержания уровня жидкости в сосуде в установленных пределах заданной высоты, приборы для измерения температуры, термоэлектрические пирометры, приборы для измерения расхода жидкостей и газов, приборы для определения содержания воды и солей в нефти, газоанализаторы 4.Что такое ПДК вредного вещества в воздухе? Предельно-допустимая концентрация вредного вещества в воздухе - это концентрация, при которой не происходит вредного воздействия на организм человека при условии 8 часового рабочего дня на протяжении всего трудового стажа. ПДК сероводорода в чистом виде –10 мг/м3, ПДК в смеси с углеводородами – 3мг/м3, ПДК для жилых районов-0,008 мг/м3 5.Средства индивидуальной защиты (СИЗ). СИЗ: различные приспособления и одежда, предназначенные для защиты работающего от производственных опасностей и вредностей и метеорологических факторов. Спец. одежда, спец. обувь, головные уборы, рукавицы, перчатки. Приспособления для защиты органов дыхания, зрения и слуха противогазы, респираторы, очки различных типов, антифоны, предохранительные пояса и т. д. Спец. одежда, требования к спецодежде: хорошие теплозащитные свойства, воздухопроницаемость, малая влагоемкость и нефтепроцинацаемость, удобство, подходит по размеру, сезонность (летняя и зимняя). Спецобувь предназначена для предохранения ног от механических повреждений и от опрелостей и вредностей производства (действия воды, кислот, от порезов и т. д.) Прочность, удобство, сезонность. Головные уборы (каски) предназначены для защиты головы от механических повреждений, от холода, от атмосферных осадков и даже от поражения эл током. Прочность, удобство, водонепроницаемость, сезонность. Рукавицы предохраняют руки от механических повреждений, загрязнения, зимой от холода. Ткань должна быть непроницаемой для нефти, воды, глинистого раствора, обладать повышенной прочностью, быть эластичной не ломкой, легко очищаться от загрязнений. Очки: для газорезки, сварки, солнечные, от механического и светового воздействия. Предохранительные пояса от падения с высоты или для подъема с глубины. Требования: прочность, надежность и удобство в работе, небольшая масса. Антифоны - заглушки для защиты органов слуха при технологических процессах сопровождающихся шумом. Респираторы для защиты органов дыхания от пыли, грязи. Противогазы для защиты органов дыхания от вредных веществ. Надежность, прочность, размер, качество, удобство. БИЛЕТ № 3 1.Учет нефти в резервуарах. Количество нефти в резервуарах определяют по объему, занимаемому ею в резервуаре. Для быстрого и точного определения объема нефти в зависимости от ее уровня (высоты взлива) пользуются заранее составленными калибровочными (замерными) таблицами на резервуар каждого типа. Резервуары калибруют различными методами: при помощи мерных сосудов, наливом и сливом заранее отмеренных объемов воды (для малых резервуаров); при помощи объемных счетчиков, замеряющих количество налитой воды при одновременном измерении высоты уровня в калибруемом резервуаре, и замером геометрических размеров резервуара. На практике наиболее доступен метод обмера резервуаров стальной рулеткой длиной 20 м. Вертикальные цилиндрические резервуары калибруют измерением высоты и внутреннего диаметра каждого пояса; при этом высоту и толщину листов поясов измеряют, как правило, в трех точках по окружности резервуара, принимая в расчетах средние арифметические их значения. Обмерять рекомендуется при наполнении резервуара жидкостью на 60-80 %, поскольку на точность калибровочных таблиц влияет гидростатическое давление. В калибровочные таблицы вводят поправки на неровности днища, на оборудование, расположенное внутри резервуара. Калибровочная таблица является документом, на основании которого учитывается нефть. При определении количества нефти, находящейся в резервуаре, вначале, зная уровень нефти в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. После этого, взяв из резервуара при помощи пробоотборника пробу нефти, определяют в лаборатории ее плотность. Умножая объем нефти на плотность, получают массу нефти. Плотность нефти в резервуаре не является постоянной для всей массы, поэтому приходится определять среднюю плотность всего объема нефти, чтобы найти массу последней. В верхних слоях резервуара температура нефти выше чем нижних. Содержание воды в нефти возрастает сверху в низ, а следовательно, и плотность также будет изменяться согласно этой закономерности. Для точного определения средней плотности нефти необходимо правильно отбирать среднюю пробу, точно и своевременно измерять температуру и плотность этой пробы. Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяются мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения слоя подтоварной воды посредством прикрепляемой к ним водочувствительной ленты. Уровень в каждом резервуаре измеряют не менее двух раз. При получении расхождений в отсчетах более 10 мм измерения повторяют и из трех наиболее близких отсчетов берут среднее. Для контроля за наличием подтоварной воды измеряют ее уровень в резервуарах и других емкостях при помощи водочувствительной ленты или пробоотборника. Затем по градуировочной характеристике резервуаров находят объем подтоварной воды. Для определения объема нефти нужно из объема, отвечающего общему уровню, вычесть объем подтоварной продукции. При приемо-сдаточных операциях наиболее распространен следующий порядок учета нефти: измерение температуры пробы сразу же после ее извлечения из резервуара; определение средней плотности нефти и приведение ее к 20 С; определение массового содержания воды (в %) в отобранной средней пробе аппаратом Дина-Старка. После этих измерений объем обводненной нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто. Из данной массы вычитают массу воды, полученную умножением общей массы «лажной» нефти на массовый процент обводненной нефти, и получают массу нетто, т.е. массу чистой нефти, выраженную в тоннах. При отборе пробы нефти пробоотборником составление средней пробы нефти предусмотрено проводить следующим образом. Уровень с которого берут пробу. . . . верхний-на расстоя- средний-середина нижний-нижняя нии 200 мм от поверх- высоты взлива образующая приемо- ности нефти раздаточного патрубка число частей, вводи- мых в среднюю пробу . . . . 1 3 1 С каждого уровня в направлении сверху вниз, в соответствии с приведенными данными, отбирают пробы нефти, сливают их в специально приготовленный сосуд, определяют плотность и температуру находящейся в нем нефти, приводят плотность нефти к 20ºС. Масса брутто нефти (в кг) в данном резервуаре составит где - объем нефти в резервуаре, м3; - средняя плотность нефти при t= 20ºС, кг/м3. Нефть учитывается по массе нетто, т.е. за вычетом из массы брутто балласта – содержащихся в нефти воды, хлористых полей и механических примесей (определяется лабораторным способом). 2.Пуск в работу центробежного насоса и регулирование напора и производительности. Основными технологическими параметрами работы центробежного насоса являются: производительность, давление в трубопроводе, температура перекачиваемой среды. Производительностью насоса называется количество жидкости, подаваемой насосом в единицу времени. ЦНС –300*360, центробежный насос секционный, производительность 300м3/час, 360 –высота водяного столба жидкости, который поднимает насос в м. Если для обеспечения необходимой подачи или создания нужного напора одного недостаточно, применяют параллельное или последовательное соединение насосов. Обвязка насоса трубопроводами выполняется на фланцевых соединениях, позволяющих быстро разбирать ее в случае необходимости. Перед всасывающими и нагнетательными патрубками устанавливаются задвижки. На всасывающем трубопроводе устанавливаются фильтры, иногда обратные клапаны. На нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан, который обеспечивает автоматический запуск насосов. При отсутствии обратного клапана пуск насоса и его остановка могут проводиться только вручную при постоянном наблюдении оператора, т. к. жидкость из напорного коллектора при отключении электродвигателя будет свободно перетекать в обратном направлении. Пуск центробежных насосов осуществляется следующим образом. Проверяют наличие масла в подшипниках насоса и двигателя и при необходимости доливают, проверяя уровень по маслоуказательному стеклу. Проверяют ротор насоса от руки, чтобы убедиться в свободном его вращении. Перед пуском насоса надо открыть задвижку на всасывающей линии, чтобы залить насос жидкостью. Существует несколько способов заливки насосов. Наиболее распространен подпор на всасывании. Перед пуском насоса открывают кран, находящийся в верхней части насоса, убеждаются, что весь накопившийся воздух удален и насос заполнен жидкостью. Когда насос расположен выше уровня перекачиваемой жидкости, применяют приемные клапаны с сеткой на конце всасывающей трубы, и перед пуском насос также заливают жидкостью до тех пор, пока она не покажется в воздушном кране. Работа насоса без жидкости совершено недопустима, так как без смазки внутренних уплотнений, которые имеют небольшие зазоры, может произойти заедание ротора, и потребуется внеочередной ремонт. Во время заливки насоса ротор проворачивают от руки, а затем открывают все вентили на линиях, подающих масло и воду. При разъединенной муфте проверяют направление вращения привода), большинство насосов нормального ряда вращается против часовой стрелки; вращение насосов в обратную сторону может привести к отвертыванию защитных втулок). Центробежный насос включается в работу при закрытой напорной задвижке. В этом случае насос потребляет минимальную мощность, что имеет существенное значение для короткозамкнутых двигателей, потребляющих в момент запуска мощность, в 5-6 раз превышающую номинальную. Затем постепенно открывают задвижку на напорной линии. Насосы, предназначенные для горячих нефтепродуктов, перед пуском необходимо прогреть циркуляцией горячей жидкости через насос в течение 2-3 ч. Температура корпуса насоса постепенно повышается. Разность температур у корпуса и перекачиваемого продукта не должна превышать 40 град. Неравномерный нагрев насоса может привести к перекосу агрегата и искривлению вала, заеданию трещин в корпусе. Горячий нефтепродукт должен свободно циркулировать по всему корпусу, не образуя в нижней его части «мешков» из холодного нефтепродукта. Во время работы насоса необходимо систематически проверять нагрев подшипников, состояние сальников и давление на манометре, а также следить за небольшой утечкой продукта через сальник. Отсутствие утечки показывает, что сальник слишком туго набит, и поэтому надо осторожно ослабить гайки у шпилек грундбуксы. Температура подшипников не должна превышать более чем на 50 град. температуру воздуха в машинном отделении и не подниматься при этом выше 70 град. Во время работы проверять: показания манометра, температуру подшипников, сальники, центровку (нет ли вибрации), постороннего шума, стука, производительность, нагрузка эл двигателя. 3 Восстановление качества нефтепродуктов Показатели качества нефтепродуктов, имеющих отклонения от технических требований стандарта, могут быть восстановлены путем: отстаивания, фильтрования, сепарации и осушки; смешения с нефтепродуктом той же марки, имеющим запас качества по данному показателю. У топлив могут исправляться октановое число, содержание тетраэтилсвинца, содержание фактических смол, фракционный состав, плотность, содержание серы, содержание механических примесей и воды, вязкость, температура вспышки закрытом тигле. У масел могут быть исправлены вязкость, температура вспышки, кислотное число, плотность, содержание механических примесей и воды. Обезвоживание нефтепродуктов достигается путем отстаивания в резервуарах. Дизельное топливо и мазут для ускорения обезвоживания нагревают до 40-50°С, а масла-до 60-80°С в резервуарах, оборудованных паровыми змеевиками или электроподогревателями. При обезвоживании нефтепродуктов вода, скапливающаяся в нижней части резервуара, подлежит удалению. Механические примеси из нефтепродуктов удаляются путем их отстоя с последующей перекачкой через фильтр чистый резервуар. До проведения работы по смешению нефтепродуктов необходимо: Провести анализ нефтепродуктов, подлежащих смешению; Установить расчетным путем количество каждого компонента в смеси продуктов; Проверить правильность расчета путем анализа в лаборатории; Подготовить тару (резервуары), средства перекачки и другое оборудование. 4.В чем опасность работы в колодцах? К данному виду ремонта допускаются мужчины с 18 лет, прошедшие инструктаж по технике безопасности, пожарной безопасности и проверку знаний. Составляется план безопасного ведения работ, утвержденный главным инженером предприятия, а также наряды-допуски на подготовку и проведение работ, утвержденные главным инженером. В наряде-допуске должно указываться: 1) Наименование объекта и производимых работ; 2) Ответственные за подготовку и проведение работ; 3) Указываются мероприятия, обеспечивающие безопасное проведение работ при подготовке и проведении работ; 4) Состав бригады и роспись в проведении инструктажа; 5) Контроль за состоянием воздушной среды. Спуск в емкость, колодец осуществляется по команде ответственного за проведение работ. При спуске в колодец необходимо соблюдать меры предосторожности, чтобы не допустить травмирования ног или спины о край люка, а также зацепления и перегибания или повреждения шланга шлангового противогаза. Дублеры должны оказать помощь работнику, спускающемуся в колодец, и следить за свободными перемещениями шланга и сигнально-спасательной веревки. Спускаться в колодец нужно по лестнице, держась обеими руками за перекладины или поручни. В руках не должно быть никаких предметов или инструментов. Спустившись в колодец, необходимо сделать несколько глубоких вдохов с целью проверки герметичности противогаза. Необходимые для работы инструменты, приспособления и материалы должны подаваться после спуска рабочего в колодец, в инструментальном ящике или сумке при помощи веревки, способом, исключающим их падение, искрообразования, травмирующие работающего в колодце. При работе внутри колодца необходимо постоянно следить, чтобы шланг и веревка не скрутились и не защемлялись каким-либо предметом. Шланг противогаза и сигнально-спасательная веревка должны находиться постоянно в руках у наблюдающего. Срок единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе не должен превышать 30 минут. После запланированных работ или по истечении 30 минут, работающий в колодце должен подать сигнал наблюдающему и выйти из колодца. При выходе работающего из колодца, наблюдающий должен убрать веревку и шланг с целью предотвращения их защемления и перекручивания. По окончании работ из колодца необходимо убрать весь инструмент, все материалы и приспособления, которые применялись при проведении работ. Проверить отсутствие в емкости посторонних предметов. 5.Меры безопасности при отборе проб из трубопровода. Отбор проб из трубопровода следует производить в присутствии дублера с противогазом с наветренной стороны. Перемещение по территории согласно маршрутной схеме. БИЛЕТ № 4 1.Запорная арматура. В качестве запорной арматуры на нефтяных месторождениях применяются задвижки, вентили краны, обратные клапаны. Запорная арматура устанавливается обычно в начале и конце каждого трубопровода, в отдельных промежуточных точках трубопроводов большей протяженности, на приемной и нагнетательной линиях насосов, резервуаров, емкостей и т.п. Задвижки предназначены для перекрытия нефтепроводов, разобщения их отдельных участков при ремонтных работах, перекрытия линий поступления продукции в сепараторы, отстойники, резервуары и т.д. Диаметр условного прохода наиболее распространенных задвижек составляет 50-400 мм, но иногда применяются задвижки большего диаметра. В зависимости от условий работы применяются чугунные или стальные задвижки. Чугунные задвижки изготавливаются на давление, не превышающее 1,6 МПа, стальные – на давление 1,6Мпа и более. Стальные задвижки устанавливаются лишь на трубопроводах высокого давления, а также на отдельных врезках трубопроводов низкого давления, где имеется повышенная опасность механического повреждения. Любая задвижка состоит из корпуса, крышки, выдвижного шпинделя, маховика, двух дисковых плашек и распорного клина (у чугунных задвижек) или сплошного клина (у стальных задвижек). Необходимая герметичность в чугунных задвижках обеспечивается плотным прилеганием плашек к седлам, что достигается с помощью распорного клина, который, упираясь, в днище корпуса при крайнем нижнем положении плашек, раздвигает и прижимает их к седлам в корпусе, также имеющим клиновидные поверхности. В тех случаях, когда необходимо предотвратить возможность движения потока жидкости по трубопроводу в обратном направлении рядом с задвижками ставят обратные клапаны. Обратные клапаны – обычно устанавливают также перед распределительным коллектором установок «Спутник», на нагнетательных линиях насосов и т.д. Наиболее распространены обратные клапаны, снабженные поворотной хлопушкой. В трубопроводах малого диаметра в качестве запорной арматуры применяются краны и вентили. Кран представляет собой запорное устройство, проходное сечение которого открывается или закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Краны изготавливают из чугуна или бронзы на рабочее давление не выше 4 МПа с диаметром проходного сечения не боле 50 мм. Вентили – отличаются от задвижек и кранов тем, что запорное устройство в них насажено на шпиндель, при повороте которого оно перемещается вдоль оси седла. Вентили изготавливают из чугуна, бронзы и стали на рабочее давление до 16 Мпа с диаметром условного прохода до 150 мм. Уход за запорной арматурой практически сводится к периодическому осмотру и устранению обнаруженных пропусков нефти и газа. Запорная арматура должна иметь следующую маркировку. 1.Наименование и товарный знак завода-изготовителя. 2.Условный проход в мм. Ду 3.Условное давление в Мпа. Ру 4.Направление потока среды. -> 5.Марка стали корпуса. На маховике запорной арматуры должно быть указано направление вращения при закрытии и открытии. На любую запорную арматуру должен быть паспорт, в котором должны быть указаны данные по химическому составу, механические свойства, режимы термообработки и результаты контроля качества изготовителя. В процессе работы запорная арматура должна иметь нумерацию, соответствующую технологической схеме. Требования к запорной арматуре. Прочность, герметичность и надежность работы. Взрывобезопастность и коррозийная стойкость. Под условным давлением Ру наибольшее избыточное рабочее давление при Т=20°С, при которой обеспечивается длительная работа арматуры. По величине условного давления разделяют 3 класса арматуры. Низкого давления – до 16 кг/см2 высокого давления от 16 кг/см2 и выше По размерам условного прохода Øу различают 3 группы. Малого прохода до 40 мм Среднего прохода от 40-250 мм Большого прохода свыше 250 мм Виды присоединения арматуры: Фланцевые, муфтовые – разъемные Неразъемные – сварные (полная и надежная герметизация трубопроводов). Наиболее распространены фланцевые соединения от 50 до 600 мм. Преимущества фланцевых соединений: Возможность монтажа и демонтажа Хорошая герметизация стыков и удобства их подтяжки, большая прочность. Недостатки: 1) Возможность ослабления затяжки и потеря герметичности со временем, повышенная трудоемкость сборки, Повышенная трудоемкость сборки и разборки, большие габаритные размеры и масса. 2.Устройство центробежного насоса. В центробежных насосах, движение жидкости происходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабочего колеса.  Рабочее колесо с лопатками, насаженное на вал вращается внутри корпуса. Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патрубку, вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к периферии и выходит через нагнетательный патрубок. Центробежные насосы делятся на одноколесные (одноступенчатые) и многоколесные (многоступенчатые). В многоступенчатых – каждая предыдущая ступень работает на прием последующей, за счет чего увеличивается общий напор. 3.Требования к качеству товарной нефти. Зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы:
По плотности, а при поставке для экспорта – дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина подразделяют на пять типов:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||