Podczas naprawy głównych gazociągów należy przestrzegać zasad bezpieczeństwa określonych w GOST, OST Systemu Norm Bezpieczeństwa Pracy (OSSS) i innych dokumentach regulacyjnych.
Główne zagrożenia przemysłowe i zagrożenia występujące na obiekcie to:
* na stosunkowo wąskim pasie, w strefie prac, prowadzone są jednocześnie prace i operacje transportowe, co prowadzi do koncentracji dużej liczby mechanizmów w określonych miejscach i ruchu ruchu obok przemieszczających się ludzi w ciasnych warunkach;
* niebezpieczne prace związane z opuszczaniem ciągów rur itp. do rowu;
* nasycenie powietrza szkodliwymi gazami, oparami benzyny, pylącymi plamami masy izolacyjnej podczas prac izolacyjnych;
* możliwość porażenia prądem podczas prac spawalniczych;
* praca często odbywa się w ciemności, bez wystarczającego oświetlenia miejsca pracy i miejsc pracy.
Dlatego plac budowy, miejsca pracy, miejsca pracy, przejścia i podejścia do nich w ciemności muszą być odpowiednio oświetlone. Oświetlenie powinno być równomierne, bez oślepiania pracowników przez urządzenia oświetleniowe. Podczas prac montażowych i spawalniczych do oświetlenia miejsc pracy w nocy należy stosować lampy stacjonarne o napięciu 220 V, zawieszone na wysokości co najmniej 2,5 m. Napięcie lamp przenośnych nie powinno przekraczać 12 V.
Procesami o podwyższonym ryzyku podczas budowy rurociągów są załadunek i rozładunek rur i odcinków rur za pomocą urządzeń dźwigowych oraz ich transport za pomocą nośników rur i nośników rur.
Szkodliwe działanie szkodliwych substancji na organizm ludzki
W działającym obiekcie głównymi substancjami wybuchowymi, niebezpiecznymi i toksycznymi są: gaz, merkaptan etylowy (środek zapachowy), metanol.
Personel obsługujący pracujący obiekt musi znać skład i podstawowe właściwości gazów i ich związków. Wpływ substancji szkodliwych stosowanych w produkcji na organizm ludzki zależy od właściwości toksycznych substancji, jej stężenia oraz czasu trwania narażenia. Zatrucie i choroba zawodowa są możliwe tylko wtedy, gdy stężenie substancji toksycznej w powietrzu w miejscu pracy przekracza określony limit.
Tabela 6 - Informacje o substancjach niebezpiecznych na obiektach Gazprom Transgaz Czajkowski LLC
|
Nazwa substancji niebezpiecznej |
Klasa zagrożenia |
Charakter wpływu na ludzi |
|
|
Gaz ziemny (ponad 90% metanu) |
Gaz ziemny jest gazem łatwopalnym (załącznik 2 do ustawy federalnej nr 116 z dnia 21 lipca 1997 r.) Główne zagrożenia dla człowieka związane są z: z możliwym wyciekiem i zapłonem gazu, a następnie narażeniem ludzi na promieniowanie cieplne; przy wysokim ciśnieniu gazu w rurociągach i zbiornikach, którego rozszczelnienie może spowodować obrażenia odłamkowe ludzi; z uduszeniem przy 15-16% spadku zawartości tlenu w powietrzu wypieranym przez gaz. |
||
|
Olej turbinowy Tp-22s |
Olej turbinowy oznacza łatwopalne ciecze stosowane w procesie technologicznym (załącznik 2 do ustawy federalnej nr 116 z dnia 21 lipca 1997 r.). Główne zagrożenia związane są z: z możliwym wyciekiem i zapaleniem oleju, a następnie rozwojem pożaru i narażeniem ludzi na promieniowanie cieplne; z możliwością przedostania się oleju do skóry i oczu, co może spowodować podrażnienie. |
||
|
Nawaniacz gazu ziemnego wprowadzanego do publicznego systemu dystrybucyjnego za systemem dystrybucyjnym gazu (merkaptan etylowy) |
Środek zapachowy jest substancją toksyczną (załącznik 2 do ustawy federalnej nr 116 z dnia 21 lipca 1997 r.). W zależności od ilości substancji zapachowej działającej na człowieka i indywidualnych cech organizmu możliwe są: ból głowy, nudności, drgawki, paraliż, zatrzymanie oddechu, śmierć |
||
|
Metanol (zapobiegający uwodnieniu) |
Metanol jest substancją toksyczną (załącznik 2 do ustawy federalnej nr 116 z dnia 21 lipca 1997 r.). 5-10 gr. Przyjmowanie metanolu doustnie powoduje ciężkie zatrucie, któremu towarzyszą bóle głowy, zawroty głowy, nudności, bóle brzucha, ogólne osłabienie, migotanie oczu lub w ciężkich przypadkach utrata wzroku. 30 g to dawka śmiertelna |
Gaz ziemny to bezbarwna mieszanina lekkich gazów ziemnych, lżejsza od powietrza, bez zauważalnego zapachu (dla nadania zapachu dodawany jest środek zapachowy). Granica wybuchowości 5,0...15,0% obj. Maksymalne dopuszczalne stężenie w powietrzu pomieszczeń przemysłowych wynosi 0,7% objętościowych, w przeliczeniu na węglowodory 300 mg/m 3. Temperatura samozapłonu 650°C.
Przy dużych stężeniach (powyżej 10%) działa dusząco, gdyż pojawia się niedobór tlenu; w wyniku wzrostu stężenia gazu (metanu) do poziomu co najmniej 12% jest tolerowany bez zauważalnego efektu, aż do do 14% prowadzi do łagodnych zaburzeń fizjologicznych, do 16% powoduje poważne skutki fizjologiczne, do 20% - już śmiertelne uduszenie.
merkaptan etylowy (odorant) - służy do nadawania zapachu gazom transportowanym gazociągiem głównym, już w małych stężeniach powoduje bóle głowy i nudności, a w dużych działa na organizm jak siarkowodór; w znacznych stężeniach jest toksyczny, wpływa na ośrodkowy układ nerwowy, powodując drgawki, paraliż i śmierć. Maksymalne dopuszczalne stężenie merkaptanu etylowego w powietrzu w miejscu pracy wynosi 1 mg/m 3.
Środek zapachowy odparowuje i łatwo się pali. Zatrucie jest możliwe w wyniku wdychania oparów lub wchłaniania przez skórę. Swoją toksycznością przypomina siarkowodór.
Stężenie par merkaptanu etylowego wynosi 0,3 mg/m3. Pary merkaptanu etylowego w określonej mieszaninie z powietrzem tworzą mieszaninę wybuchową. Granice wybuchowości 2,8 - 18,2%.
Metan w czystej postaci nie jest toksyczny, jednak gdy jego zawartość w powietrzu wynosi 20% lub więcej, obserwuje się zjawisko uduszenia, utraty przytomności i śmierci. Węglowodory nasycone wykazują bardziej toksyczne właściwości wraz ze wzrostem masy cząsteczkowej. Zatem propan powoduje zawroty głowy po dwuminutowym przebywaniu w atmosferze zawierającej 10% propanu. MPC (maksymalne dopuszczalne stężenie) wynosi 300 mg/m3.
Merkaptan etylowy oddziałuje z żelazem i jego tlenkami, tworząc merkantydy żelaza (związki piroforyczne), które są podatne na samozapłon.
W celu zapewnienia bezpiecznych warunków wykonywania różnego rodzaju prac budowlano-montażowych oraz uniknięcia obrażeń ciała, pracownicy i personel inżynieryjno-techniczny mają obowiązek znać i przestrzegać podstawowych zasad bezpieczeństwa.
W tym zakresie pracownicy oraz personel inżynieryjno-techniczny zajmujący się budową lub naprawą rurociągów są szkoleni w zakresie swojej specjalności i przepisów bezpieczeństwa. Test wiedzy jest sformalizowany za pomocą odpowiednich dokumentów, zgodnie z obowiązującymi przepisami branżowymi dotyczącymi procedury sprawdzania znajomości zasad, przepisów i instrukcji dotyczących ochrony pracy.
Przed rozpoczęciem prac przy naprawie gazociągów organizacja obsługująca gazociąg ma obowiązek:
* wyrazić pisemną zgodę na prowadzenie prac związanych z naprawą gazociągu;
* oczyścić komorę gazociągu z kondensatu i osadów;
* identyfikować i oznaczać wycieki gazu;
* odłączyć gazociąg od istniejącej magistrali;
* identyfikować i oznaczać lokalizacje gazociągów na głębokości mniejszej niż 40 cm;
* zapewnić komunikację rejonu remontowo-budowlanego ze sterownią, najbliższą tłocznią, najbliższym domem liniowca i innymi niezbędnymi punktami;
* zapewnić bezpieczeństwo techniczne i przeciwpożarowe podczas prac remontowych.
Po wyłączeniu i usunięciu ciśnienia w gazociągu prowadzone są prace sortujące i rozbiórkowe.
Otwarcie gazociągu odbywa się za pomocą koparki nadkładowej z zachowaniem następujących warunków bezpieczeństwa:
* otwarcie gazociągu należy wykonać 15-20 cm poniżej tworzącej dolnej, co ułatwia podwieszenie rury przy podnoszeniu z wykopu;
* zabrania się wykonywania innych prac i przebywania ludzi w obszarze roboczym korpusu roboczego koparki nadkładowej.
Lokalizacja mechanizmów i innych maszyn w pobliżu wykopu powinna znajdować się za pryzmatem zapadania się gleby.
Prace gorące na gazociągu należy wykonywać zgodnie z wymaganiami Standardowych Instrukcji bezpiecznego prowadzenia prac gorących w zakładach gazowniczych Ministerstwa Gazownictwa ZSRR, 1988.
Spawacze elektryczni, którzy przeszli ustaloną certyfikację i posiadają odpowiednie certyfikaty, mogą wykonywać prace związane ze spawaniem elektrycznym. Podczas pracy z maszyną czyszczącą należy upewnić się, że jest na niej zainstalowana gaśnica pianowa lub na dwutlenek węgla.
Zanieczyszczenie środowiska wydaje się obecnie jednym z najpilniejszych problemów bezpośrednio związanych z zagrożeniem zdrowia i życia człowieka. Według WHO powoduje to 25% wszystkich chorób. Szczególnie cierpią dzieci – są one przyczyną 60% chorób z tego powodu. Duży udział mają także choroby związane z działalnością zawodową.
Od pewnego czasu toczy się debata na temat wpływu płynów obróbkowych na zdrowie pracowników. Do racjonalnego użytkowania maszyn, o czym więcej, chłodziwa są po prostu niezbędne.
Co to jest płyn chłodzący
Płyn obróbkowy lub po prostu smar do obrabiarek jest integralnym elementem każdego procesu technologicznego związanego z obróbką metali. Jest to płynna, oleista substancja, której zadaniem jest chłodzenie i zmniejszanie siły tarcia części, podzespołów i wszelkich powierzchni. Głównym zastosowaniem jest mechaniczna obróbka metali. Zadaniem chłodziwa jest minimalizacja zużycia narzędzia, zmniejszenie ilości odpadów oraz zapewnienie nieprzerwanego procesu technologicznego.
Smary produkowane są głównie na bazie olejów przemysłowych i dzieli się je na trzy typy ze względu na ich skład:
Bezwodne ciecze na bazie olejów mineralnych;
Płyny na bazie produktów naftowych;
Emulsole to mieszaniny emulgatora i oleju.
Jak szkodliwe są smary do obrabiarek?
Ponieważ większość smarów wytwarzana jest z produktów naftowych, głównym zagrożeniem dla zdrowia ludzkiego są produkty rozkładu termooksydacyjnego (akroleina, formaldehyd itp.). Innymi słowy zagrożenie stanowią wdychane przez pracownika opary, które powstają podczas termicznego utleniania olejów. Ustalono, że najbardziej niebezpieczne dla człowieka są: homologi benzenu – m-ksylen i etylobenzen; węglowodory poliaromatyczne - 9- i 2-metyloantracen, 3-metylofenantren.
Oleje naftowe zawierają silne substancje rakotwórcze: alkeny, węglowodory aromatyczne, a także związki azotu, siarki i tlenu. Na przykład alkilofenol ma budowę podobną do hormonów płciowych i przy długotrwałym narażeniu może powodować raka, a nonylofenol przyspiesza rozwój komórek nowotworowych.
Minimalizowanie szkodliwych skutków
Dla prawie wszystkich składników smarów do obrabiarek i ich produktów zniszczenia termooksydacyjnego obowiązują normy maksymalnego stężenia. Mimo to smary są złożonymi mieszaninami, a ich wpływ na zdrowie człowieka jest nieprzewidywalny.
Obecnie płynom obróbkowym stawia się wiele wymagań. Przede wszystkim nie powinny działać szkodliwie na drogi oddechowe i skórę pracownika, a w kontakcie z błoną śluzową powinny minimalnie działać drażniąco, nie zawierać 3,4-benzapirenu i nie tworzyć oleju. mgła. Ponadto eksperci zalecają producentom przeprowadzanie hydrorafinacji, która jest najskuteczniejszą metodą usuwania związków siarki.
Olej turbinowy to wysokiej jakości olej destylowany otrzymywany w procesie destylacji ropy naftowej. W układzie smarowania i sterowania stosowane są oleje turbinowe (GOST 32-53) następujących marek: turbina 22p (turbina z dodatkiem VTI-1), turbina 22 (turbina L), turbina 30 (turbina UT), turbina 46 (turbina T) i turbina 57 (turbo - skrzynia biegów). Pierwsze cztery gatunki oleju to produkty destylatu, ten drugi otrzymuje się przez zmieszanie oleju turbinowego z olejem lotniczym.
Oprócz olejów produkowanych zgodnie z GOST 32-53, szeroko stosowane są oleje turbinowe produkowane zgodnie z Międzyrepublikańskimi specyfikacjami technicznymi (MRTU). Są to przede wszystkim oleje siarkowe z różnymi dodatkami, a także oleje niskosiarkowe z fabryki Fergana.
Obecnie stosuje się cyfrowe oznaczanie olejów: liczba charakteryzująca rodzaj oleju oznacza lepkość kinematyczną tego oleju w temperaturze 50°C, wyrażoną w centystokesach. Indeks „p” oznacza, że w oleju zastosowano dodatek przeciwutleniający.
Koszt oleju zależy bezpośrednio od jego marki i wyższej lepkości. olej, tym jest tańszy. Każdy rodzaj oleju należy stosować wyłącznie zgodnie z jego przeznaczeniem, a zastępowanie go innym nie jest dozwolone. Dotyczy to zwłaszcza głównych urządzeń energetycznych elektrowni.
Obszary zastosowań są różne. oleje definiuje się w następujący sposób.
Olej turbinowy 22 i 22p stosowany jest do łożysk i układów sterowania małych, średnich i dużych turbogeneratorów. moc przy prędkości obrotowej wirnika 3000 obr./min. Olej turbinowy 22 stosowany jest także do łożysk ślizgowych pomp odśrodkowych w układach smarowania obiegowego i pierścieniowego. Turbina 30 stosowana jest w turbogeneratorach o prędkości obrotowej wirnika 1500 obr./min oraz w instalacjach turbin okrętowych. W zespołach ze skrzyniami biegów stosuje się oleje turbinowe 46 i 57. pomiędzy turbiną a napędem.
|
Tabela 5-2
|
Właściwości fizykochemiczne olejów turbinowych. podano w tabeli. 5-2.
Olej turbinowy musi spełniać normy GOST 32-53 (tabela 5-2) i charakteryzować się wysoką stabilnością swoich właściwości. Spośród głównych właściwości oleju charakteryzujących jego walory użytkowe najważniejsze są:
Lepkość. Lepkość, czyli współczynnik tarcia wewnętrznego, charakteryzuje straty tarcia w warstwie oleju. Lepkość jest najważniejszą cechą oleju turbinowego, według której jest on oznakowany.
Wartość lepkości określa takie wartości operacyjne, jak współczynnik przenikania ciepła z oleju do ścianki, straty mocy na skutek tarcia w łożyskach, a także przepływ oleju przez przewody olejowe, szpule i podkładki dozujące.
Lepkość można wyrazić w jednostkach lepkości dynamicznej, kinematycznej i warunkowej.
Lepkość dynamiczna, czyli współczynnik tarcia wewnętrznego, to wartość równa stosunkowi siły tarcia wewnętrznego działającej na powierzchnię warstwy cieczy o gradiencie prędkości równym jedności do powierzchni tej warstwy.
Gdzie Di/DI jest gradientem prędkości; AS to powierzchnia warstwy, na którą działa siła tarcia wewnętrznego.
W systemie CGS jednostką lepkości dynamicznej jest równowaga. Wymiar puazowy: dn-s/cm2 nli g/(cm-s). W jednostkach układu technicznego lepkość dynamiczna ma wymiar kgf-s/m2.
Istnieje następująca zależność pomiędzy lepkością dynamiczną, wyrażoną w systemie GHS, a lepkością techniczną:
1 puaz = 0,0102 kgf-s/m2.
W układzie SI za jednostkę lepkości dynamicznej przyjmuje się 1 N s/img, czyli 1 Pa s.
Zależność pomiędzy starymi i nowymi jednostkami lepkości jest następująca:
1 puaz = 0,1 N s/mg = 0,1 Pa-s;
1 kgf·s/m2 = 9,80665 N·s/m2 = 9,80665 Pa-s.
Lepkość kinematyczna to wartość równa stosunkowi lepkości dynamicznej płynu do jego gęstości.
Jednostką lepkości kinematycznej w układzie CGS jest st o k s. Wymiar Stokesa - cm2/s. Jedna setna Stokesa nazywana jest centistokesem. W układzie technicznym i SI lepkość kinematyczna ma wymiar m2/s.
Lepkość warunkowa, czyli lepkość w stopniach Englera, definiuje się jako stosunek czasu wypływu 200 ml cieczy testowej z wiskozymetru typu VU lub Englera w temperaturze badania do czasu wypływu tej samej ilości wody destylowanej w temperaturze temperatura 20°C. Wielkość tego stosunku wyraża się jako liczbę konwencjonalnych stopni.
Jeżeli do badania oleju używany jest wiskozymetr typu VU, lepkość wyraża się w jednostkach konwencjonalnych, natomiast w przypadku wiskozymetru Englera lepkość wyraża się w stopniach Englera. Do scharakteryzowania właściwości lepkościowych oleju turbinowego stosuje się zarówno jednostki lepkości kinematycznej, jak i jednostki lepkości warunkowej (Englera). Aby przeliczyć stopnie lepkości warunkowej (Englera) na kinematyczną, możesz skorzystać ze wzoru
V/=0,073193< - -, (5-2)
Gdzie Vf to lepkość kinematyczna w centystokesach w temperaturze t\ 3t to lepkość w stopniach Englera w temperaturze t\ E to lepkość w stopniach Englera w 20°C.
Lepkość oleju zależy bardzo silnie od temperatury (rys. 5-ii3), a zależność ta jest bardziej wyraźna
Rns. 5-13. Zależność lepkości oleju turbinowego od temperatury.
22, 30, 46 - gatunki oleju.
Wyrażony w ciężkich olejach. Oznacza to, że aby zachować właściwości lepkościowe oleju turbinowego, konieczna jest jego eksploatacja w dość wąskim zakresie temperatur. Techniczne zasady eksploatacji określają ten zakres w granicach 35-70°C. Eksploatacja jednostek turbo przy niższych lub wyższych temperaturach oleju jest niedozwolona.
Eksperymenty wykazały, że specyficzne obciążenie, jakie może wytrzymać łożysko ślizgowe, topi się wraz ze wzrostem lepkości oleju. Wraz ze wzrostem temperatury zmniejsza się lepkość smaru, a w konsekwencji nośność łożyska, co może ostatecznie spowodować, że warstwa smaru przestanie działać i stopi się wypełnienie babbittowe łożyska. Dodatkowo w wysokich temperaturach olej szybciej się utlenia i starzeje.W niskich temperaturach na skutek wzrostu lepkości zmniejsza się przepływ oleju przez podkładki dozujące przewodów olejowych.W takich warunkach ilość oleju dostarczanego do układu łożysko jest zmniejszone, a łożysko będzie pracować przy zwiększonym nagrzewaniu oleju.
Zależność lepkości od ciśnienia można dokładniej obliczyć za pomocą wzoru
Gdzie v, - lepkość kinematyczna pod ciśnieniem p\ Vo - lepkość kinematyczna pod ciśnieniem atmosferycznym; p - ciśnienie, kgf/cm2; a jest stałą, której wartość dla olejów mineralnych wynosi 1,002-1,004.
Jak widać z tabeli, zależność lepkości od ciśnienia jest mniej wyraźna niż zależność lepkości od temperatury, a gdy ciśnienie zmienia się o kilka atmosfer, zależność tę można pominąć.
Liczba kwasowa jest wskaźnikiem zawartości kwasu w oleju. Liczba kwasowa to liczba miligramów wodorotlenku potasu potrzebna do zobojętnienia 1 g oleju.
Oleje smarowe pochodzenia mineralnego zawierają głównie kwasy naftenowe. Kwasy naftenowe, pomimo swoich lekko kwasowych właściwości, w kontakcie z metalami, zwłaszcza nieżelaznymi, powodują ich korozję, tworząc mydła metaliczne, które mogą się wytrącać. Działanie korozyjne olejów zawierających kwasy organiczne zależy od ich stężenia i masy cząsteczkowej: im niższa masa cząsteczkowa kwasów organicznych, tym są one bardziej agresywne. Dotyczy to również kwasów pochodzenia nieorganicznego.
Stabilność oleju charakteryzuje zachowanie jego podstawowych właściwości podczas długotrwałej eksploatacji.
W celu określenia stabilności olej poddaje się sztucznemu starzeniu poprzez ogrzewanie go z jednoczesnym nadmuchem powietrza, po czym określa się procentową zawartość osadu, liczbę kwasową i zawartość kwasów rozpuszczalnych w wodzie. Pogorszenie jakości sztucznie starzonego oleju nie powinno przekraczać norm określonych w tabeli. 5-2.
Zawartość popiołu w oleju to ilość zanieczyszczeń nieorganicznych pozostałych po spaleniu próbki oleju w tyglu, wyrażona jako procent oleju przyjętego do spalenia. Zawartość popiołu w czystym oleju powinna być minimalna. Wysoka zawartość popiołu świadczy o słabym oczyszczeniu oleju, czyli obecności w oleju różnych soli i zanieczyszczeń mechanicznych. Zwiększona zawartość soli sprawia, że olej jest mniej odporny na utlenianie. Zwiększona zawartość popiołu jest dopuszczalna w olejach zawierających dodatki przeciwutleniające.
Stopień demulgacji jest najważniejszą cechą charakterystyczną oleju turbinowego.
Szybkość demulgacji odnosi się do czasu w. minut, podczas których emulsja powstająca podczas przepuszczania pary wodnej przez olej w warunkach testowych ulega całkowitemu zniszczeniu.
Świeży i dobrze rafinowany olej nie miesza się dobrze z wodą. Woda szybko oddziela się od takiego oleju i osadza się na dnie zbiornika, nawet jeśli olej przebywa w nim przez krótki czas. Jeśli jakość oleju jest niska, woda nie oddziela się całkowicie w zbiorniku oleju, lecz tworzy z olejem dość stabilną emulsję, która w dalszym ciągu krąży w układzie olejowym. Obecność emulsji wodno-olejowej w oleju powoduje zmianę lepkości. oleju i wszystkich jego podstawowych właściwości, powoduje korozję elementów układu olejowego i prowadzi do powstawania osadów. Właściwości smarne oleju gwałtownie się pogarszają, co może prowadzić do uszkodzenia łożysk. Proces starzenia oleju w obecności emulsji jest jeszcze bardziej przyspieszony.
Najkorzystniejsze warunki do tworzenia emulsji powstają w układach olejowych turbin parowych, a więc olejach turbinowych. stawiane są wymagania dotyczące dużej zdolności deemulgującej, czyli zdolności oleju do szybkiego i całkowitego oddzielenia się od wody.
Temperatura zapłonu oleju to temperatura, do której należy go ogrzać, aby jego opary utworzyły mieszaninę z powietrzem, która może zapalić się pod wpływem otwartego płomienia. (
Temperatura zapłonu charakteryzuje obecność w oleju lekkich, lotnych węglowodorów oraz parowanie oleju podczas jego ogrzewania. Temperatura zapłonu zależy od rodzaju i składu chemicznego oleju, a wraz ze wzrostem lepkości oleju zwykle wzrasta również temperatura zapłonu.
Podczas pracy oleju turbinowego jego temperatura zapłonu spada. Dzieje się tak na skutek parowania. frakcje niskowrzące i zjawiska rozkładu oleju. Gwałtowny spadek temperatury zapłonu wskazuje na intensywny rozkład oleju spowodowany miejscowym przegrzaniem. Temperatura zapłonu określa również zagrożenie pożarowe oleju, chociaż bardziej charakterystyczną wartością w tym zakresie jest temperatura samozapłonu oleju.
Temperatura samozapłonu oleju to temperatura, w której olej zapala się bez doprowadzania do niego otwartego płomienia. Ta temperatura dla olejów turbinowych jest w przybliżeniu dwukrotnie wyższa od temperatury zapłonu i zależy w dużej mierze od tych samych właściwości, co temperatura zapłonu.
Zanieczyszczenia mechaniczne to różne substancje stałe występujące w oleju w postaci osadu lub zawiesiny.
Olej. mogą zostać zanieczyszczone zanieczyszczeniami mechanicznymi podczas przechowywania i transportu, a także podczas eksploatacji. Szczególnie silne zanieczyszczenie oleju obserwuje się na skutek złego czyszczenia. przewody olejowe i zbiornik oleju po montażu i naprawie. Zawieszone w oleju zanieczyszczenia mechaniczne powodują zwiększone zużycie części trących. Według GOST. W oleju turbinowym nie powinny znajdować się żadne zanieczyszczenia mechaniczne.
Temperatura krzepnięcia oleju jest bardzo ważnym wskaźnikiem jakości oleju, pozwalającym określić zdolność oleju do pracy w niskich temperaturach. „Utrata ruchliwości oleju wraz ze spadkiem jego temperatury następuje na skutek uwolnienia i krystalizacji stałych węglowodorów rozpuszczonych w oleju.
Temperatura płynięcia. olej to temperatura, w której olej testowy zgęstnieje w warunkach doświadczalnych tak bardzo, że przy pochyleniu probówki z olejem pod kątem 45° poziom oleju pozostaje nieruchomy przez 1 minutę.
Przezroczystość charakteryzuje się brakiem wtrąceń obcych w oleju: zanieczyszczeń mechanicznych, wody, szlamu.Przezroczystość oleju sprawdza się poprzez ochłodzenie próbki oleju. Olej schłodzony do 0°C powinien pozostać przezroczysty.
B) Warunki pracy oleju turbinowego. Starzenie się oleju
Warunki pracy oleju w układzie olejowym turbogeneratora uważane są za trudne ze względu na ciągłe działanie szeregu niekorzystnych dla oleju czynników. Obejmują one:
1. Ekspozycja na wysoką temperaturę
Ogrzewanie oleju w obecności powietrza ma ogromny wpływ. wskutek jego utleniania. Zmieniają się również inne właściwości operacyjne oleju. W wyniku odparowania frakcji niskowrzących wzrasta lepkość, spada temperatura zapłonu, pogarsza się zdolność demulgowania itp. Główne ogrzewanie oleju następuje w łożyskach turbiny, gdzie olej podgrzewa się od 35-40 do 50-55°C Olej nagrzewa się głównie w wyniku tarcia w warstwie oleju łożyskowego, a częściowo w wyniku przenoszenia ciepła wzdłuż wału z cieplejszych części wirnika.
Temperatura oleju opuszczającego łożysko jest mierzona w przewodzie powrotnym, co daje przybliżone wyobrażenie o warunkach temperaturowych łożyska. Jednakże stosunkowo niska temperatura oleju przy spuście nie wyklucza możliwości miejscowego przegrzania oleju na skutek niedoskonałości konstrukcji łożyska, złej jakości wykonania lub nieprawidłowego montażu. Jest to szczególnie prawdziwe w przypadku łożysk wzdłużnych, gdzie różne segmenty mogą być obciążane w różny sposób. Takie miejscowe przegrzanie przyczynia się do przyspieszonego starzenia się oleju, ponieważ wraz ze wzrostem temperatury* powyżej 75-80°C utlenianie oleju gwałtownie wzrasta.
Olej może również nagrzewać się w samych obudowach łożysk w wyniku kontaktu z gorącymi ścianami nagrzanymi zewnętrznie przez parę lub w wyniku przenoszenia ciepła z obudowy turbiny. Nagrzewanie oleju następuje także w układzie sterowania – serwomotorach i rurociągach olejowych przebiegających w pobliżu gorących powierzchni turbiny oraz rurociągach parowych.
2. Rozpylanie oleju poprzez obracające się części zespołu turbiny
Wszystkie części obrotowe - sprzęgła, koła zębate, grzbiety na wale, występy i ostrzenie wału, odśrodkowy regulator prędkości itp. - powodują rozpryskiwanie się oleju w obudowach łożysk i kolumnach odśrodkowych regulatorów prędkości. Zatomizowany olej uzyskuje bardzo dużą powierzchnię kontaktu z powietrzem, które zawsze znajduje się w skrzyni korbowej, i miesza się z nim. W rezultacie olej jest narażony na działanie intensywnego tlenu z powietrza i utlenia się. Jest to również ułatwione dzięki dużej prędkości uzyskiwanej przez cząsteczki oleju względem powietrza.
W obudowach łożysk następuje ciągła wymiana powietrza w wyniku jego zasysania do szczeliny wzdłuż wału na skutek nieznacznie obniżonego ciśnienia w skrzyni korbowej. Spadek ciśnienia w skrzyni korbowej można wytłumaczyć efektem wyrzucania przewodów spustowych oleju. Sprzęgła ruchome ze smarowaniem wymuszonym rozpylają olej szczególnie intensywnie. Dlatego, aby ograniczyć utlenianie oleju, sprzęgła te otoczone są metalowymi obudowami, które ograniczają rozpryski oleju i wentylację powietrza. Osłony ochronne montuje się także na sprzęgłach sztywnych w celu ograniczenia cyrkulacji powietrza w skrzyni korbowej i ograniczenia szybkości utleniania oleju w skrzyni korbowej łożyska.
Aby zapobiec wyciekaniu oleju z obudowy łożyska w kierunku osiowym, bardzo skuteczne są pierścienie i rowki zgarniające olej wykonane metodą babbittową na końcach łożyska w punktach wyjścia wału. Zastosowanie vintokan - uszczelek UralVTI - daje szczególnie dobry efekt.
3. Narażenie na działanie powietrza zawartego w oleju
Powietrze w oleju występuje w postaci pęcherzyków o różnej średnicy oraz w postaci rozpuszczonej. Zatrzymanie powietrza w oleju. występuje w miejscach najintensywniejszego mieszania się oleju z powietrzem oraz w przewodach spustowych oleju, gdzie olej nie wypełnia całego przekroju rury i zasysa powietrze.
Przepływowi oleju zawierającego powietrze przez główną pompę olejową towarzyszy szybkie sprężanie pęcherzyków powietrza. Jednocześnie temperatura powietrza w dużych pęcherzykach gwałtownie wzrasta. Ze względu na szybkość procesu sprężania powietrze nie ma czasu na oddanie ciepła do otoczenia, dlatego też proces sprężania należy uznać za adiabatyczny. Wytwarzane ciepło, mimo swojej znikomej wartości bezwzględnej i krótkiego czasu ekspozycji, w znaczący sposób katalizuje proces utleniania oleju. Po przejściu przez powietrze sprasowane pęcherzyki stopniowo się rozpuszczają, a zawarte w powietrzu zanieczyszczenia (kurz, popiół, para wodna itp.) przedostają się do oleju zanieczyszczając go i zwadniając.
Starzenie się oleju pod wpływem zawartego w nim powietrza jest szczególnie zauważalne w dużych turbinach, gdzie ciśnienie oleju za główną pompą olejową jest wysokie, a to prowadzi do znacznego wzrostu temperatury powietrza w pęcherzykach powietrza ze wszystkimi tego konsekwencjami.
4. Narażenie na działanie wody i skraplającej się pary
Głównym źródłem nawadniania olejowego w turbinach starych konstrukcji (bez zasysania pary, z uszczelnień labiryntowych) jest para wodna.
Wybity z uszczelek labiryntowych i wessany do obudowy łożyska. Intensywność nawadniania w tym przypadku zależy w dużej mierze od stanu uszczelnienia labiryntowego wału turbiny oraz od odległości łożyska od obudowy turbiny. Innym źródłem podlewania jest awaria zaworów odcinających parę pomocniczej pompy olejowej turbo. Woda przedostaje się do oleju również z powietrza w wyniku kondensacji pary i przez małe chłodnice.
W turbopompach zasilających z centralnym smarowaniem olej może nasiąknąć wodą w wyniku wycieku wody z uszczelek pompy.
Szczególnie niebezpieczne jest rozlanie oleju, które następuje na skutek kontaktu oleju z gorącą parą. W takim przypadku olej nie tylko ulega zwilżeniu, ale także się nagrzewa, co przyspiesza starzenie się oleju. W tym przypadku powstałe kwasy o niskiej masie cząsteczkowej przechodzą do roztworu wodnego i aktywnie działają na powierzchnie metalowe stykające się z olejem. Obecność wody w oleju przyczynia się do powstawania osadu, który osadza się na powierzchni zbiornika oleju i przewodów olejowych. Jeśli osad dostanie się do przewodu smarowania łożysk, może zatkać otwory w podkładkach dozujących zainstalowanych na przewodach tłocznych i spowodować przegrzanie, a nawet stopienie łożyska. Osad przedostający się do układu sterowania. może zakłócić normalne działanie zaworów hydraulicznych, maźnic i innych elementów tego układu.
Wnikanie gorącej pary do oleju prowadzi również do powstania emulsji olejowo-wodnej. W tym przypadku powierzchnia kontaktu oleju z wodą gwałtownie wzrasta, co ułatwia rozpuszczanie w wodzie kwasów nieekomolekularnych. Emulsja olejowo-wodna może przedostać się do układu smarowania i sterowania turbiny i znacznie pogorszyć jej warunki pracy.
5. Kontakt z powierzchniami metalowymi
Olej krążąc w układzie olejowym ma ciągły kontakt z metalami: żeliwem, stalą, brązem, babbitem, co przyczynia się do utleniania oleju. W wyniku działania kwasów na powierzchnie metali powstają produkty korozji, które dostają się do oleju.Niektóre metale mają działanie katalityczne na procesy utleniania oleju turbinowego.
Wszystkie te stale niekorzystne warunki powodują starzenie się oleju.
Przez starzenie rozumiemy zmiany fizykochemiczne
Właściwości oleju turbinowego w kierunku pogorszenia jego właściwości użytkowych.
Oznaki starzenia się oleju to:
1) wzrost lepkości oleju;
2) wzrost liczby kwasowej;
3) obniżenie temperatury zapłonu;
4) pojawienie się reakcji kwasowej w ekstrakcie wodnym;
5) pojawienie się osadów i zanieczyszczeń mechanicznych;
6) zmniejszenie przejrzystości.
Intensywność starzenia oleju
Zależy od jakości napełnionego oleju, poziomu eksploatacji obiektu naftowego oraz cech konstrukcyjnych zespołu turbiny i układu olejowego.
Olej wykazujący oznaki starzenia jest nadal uznawany za odpowiedni zgodnie z normami. do stosowania, jeśli:
1) liczba kwasowa nie przekracza 0,5 mg KOH na 1 g oleju;
2) lepkość oleju nie różni się od oryginału o więcej niż 25%;
3) temperatura zapłonu spadła o nie więcej niż 10°C. oryginalny;
4) reakcja ekstraktu wodnego jest obojętna;
5) Olej jest przezroczysty, wolny od wody i szlamu.
Jeżeli któraś z wymienionych właściwości oleju odbiega od norm i przy działającej turbinie nie da się przywrócić jego jakości, olej należy jak najszybciej wymienić.
Najważniejszym warunkiem wysokiej jakości pracy instalacji olejowych turbinowni jest staranna i systematyczna kontrola jakości oleju.
W przypadku oleju w eksploatacji dostępne są dwa rodzaje kontroli: kontrola warsztatowa i analiza skrócona. Zakres i częstotliwość tego rodzaju kontroli przedstawia tabela. 5-4.
Jeżeli jakość stosowanego oleju ulegnie wyjątkowo szybkiemu pogorszeniu, okres testowania może zostać skrócony. W tym przypadku badania przeprowadzane są według specjalnego harmonogramu.
Olej dostarczany do elektrowni poddawany jest badaniom laboratoryjnym na wszystkie wskaźniki. Jeżeli jeden lub więcej wskaźników nie spełnia ustalonych norm dla świeżego oleju, powstałą partię świeżego oleju należy odesłać. Analizę oleju przeprowadza się także przed jego napełnieniem zbiorników turbin parowych. Ropa znajdująca się w rezerwie jest analizowana co najmniej raz na 3 lata.
Proces starzenia się oleju w ciągłej eksploatacji powoduje, że olej traci swoje pierwotne właściwości i staje się niezdatny do użytku. Dalsza eksploatacja takiego oleju jest niemożliwa i wymagana jest jego wymiana. Biorąc jednak pod uwagę wysoki koszt oleju turbinowego, a także ilości, w jakich jest on wykorzystywany w elektrowniach, nie można liczyć na całkowitą wymianę oleju. Konieczna jest regeneracja zużytego oleju do dalszego wykorzystania.
Regeneracja oleju polega na przywróceniu pierwotnych właściwości fizykochemicznych zużytych olejów.
Zbiórka i regeneracja zużytych olejów to jeden ze skutecznych sposobów ich oszczędzania.
Mia. Normy dotyczące zbierania i regeneracji oleju turbinowego podano w tabeli. 5-5.
Istniejące metody regeneracji olejów przepracowanych dzielą się na fizyczne, fizykochemiczne i chemiczne.
Do metod fizycznych zalicza się metody, w których właściwości chemiczne regenerowanego oleju nie ulegają zmianie w trakcie procesu regeneracji. Do głównych metod zalicza się sedymentację, filtrację i separację. Za pomocą tych metod oleje oczyszcza się z zanieczyszczeń i nierozpuszczonej w oleju wody.
Do metod regeneracji fizykochemicznej zalicza się metody, w których następuje częściowa zmiana składu chemicznego przetworzonego oleju. Do najczęściej stosowanych metod fizykochemicznych zalicza się oczyszczanie oleju adsorbentami oraz przemywanie oleju gorącym kondensatem.
Metody regeneracji chemicznej obejmują czyszczenie olejów różnymi odczynnikami chemicznymi (kwas siarkowy, zasady itp.). Metody te służą do przywracania olejów, które uległy znaczącym zmianom chemicznym podczas pracy.
|
Tabela 5-4
|
O wyborze metody regeneracji decyduje charakter starzenia się oleju, stopień zmiany jego właściwości użytkowych, a także wymagania dotyczące jakości regeneracji oleju. Wybierając metodę regeneracji należy wziąć pod uwagę także wskaźniki kosztowe tego procesu, preferując metody najprostsze i najtańsze.
Niektóre metody regeneracji pozwalają na oczyszczenie oleju podczas jego pracy, w przeciwieństwie do metod wymagających całkowitego spuszczenia oleju z układu olejowego. Z operacyjnego punktu widzenia bardziej preferowane są metody ciągłej regeneracji, ponieważ pozwalają wydłużyć żywotność oleju bez uzupełniania i nie pozwalają na głębokie odchylenia wydajności oleju od normy. Jednakże ciągła regeneracja oleju na pracującej turbinie może być przeprowadzona jedynie przy użyciu sprzętu o niewielkich gabarytach, który nie zagraca pomieszczenia i pozwala na łatwy montaż i demontaż. Do tego rodzaju urządzeń zaliczają się separatory, filtry, adsorbery.
Jeśli istnieje bardziej złożony i nieporęczny sprzęt, ten ostatni umieszcza się w oddzielnym pomieszczeniu, a proces czyszczenia w tym przypadku przeprowadza się po spuszczeniu oleju. Wykorzystywanie najdroższego sprzętu do regeneracji oleju na jednej stacji jest nieracjonalne, biorąc pod uwagę częstotliwość jej pracy. Dlatego takie instalacje są często mobilne. W przypadku dużych stacji blokowych, w których pracuje znaczna ilość oleju, uzasadnione są także stacjonarne instalacje regeneracyjne dowolnego typu.
Rozważmy główne metody czyszczenia i regeneracji oleju turbinowego.
Do bani. Najprostszą i najtańszą metodą oddzielenia wody, szlamów i zanieczyszczeń mechanicznych od oleju jest osadzanie oleju w specjalnych osadnikach ze stożkowym dnem. W zbiornikach tych z biegiem czasu następuje rozwarstwienie mediów o różnym ciężarze właściwym. Czysty olej, który ma niższy ciężar właściwy, przemieszcza się do górnej części zbiornika, a woda i zanieczyszczenia mechaniczne gromadzą się na dnie, skąd są usuwane przez specjalny zawór zainstalowany w najniższym punkcie zbiornika.
Zbiornik oleju pełni również rolę miski olejowej. Zbiorniki na olej mają również stożkowe lub pochyłe dna, w których gromadzą się woda i osad w celu późniejszej utylizacji. Jednakże w zbiornikach oleju nie ma odpowiednich warunków do oddzielenia się emulsji olejowo-wodnej. Olej w zbiorniku znajduje się w ciągłym ruchu, co powoduje mieszanie się warstwy górnej i dolnej. Niewypuszczone powietrze w oleju wyrównuje różnicę gęstości poszczególnych składników mieszaniny olej-woda i utrudnia ich rozdzielenie. Ponadto czas przebywania oleju w zbiorniku oleju nie przekracza 8-10 minut, co wyraźnie nie wystarcza do wysokiej jakości osadzania oleju.
W osadniku olej znajduje się w korzystniejszych warunkach, gdyż czas osadzania nie jest w żaden sposób ograniczony. Wadą tej metody jest niska produktywność i znaczny czas osadzania. Takie osadniki zajmują dużo miejsca i zwiększają zagrożenie pożarowe pomieszczenia.
Separacja. Bardziej produktywną metodą oczyszczania oleju z wody i zanieczyszczeń jest separacja oleju, która polega na oddzieleniu od oleju zawieszonych w nim cząstek oraz wody na skutek działania sił odśrodkowych występujących w obracającym się z dużą częstotliwością bębnie separatora.
Zgodnie z zasadą działania separatory do oczyszczania oleju dzielą się na dwa typy: niskoobrotowe z prędkością obrotową od 4500 do 8 000 obr/min i wysokoobrotowe z prędkością obrotową około 18 000-20 000 obr/min. W praktyce krajowej najbardziej rozpowszechnione są separatory wolnoobrotowe, posiadające bęben wyposażony w płyty. Na ryc. Na rysunkach 5-14 i 5-15 przedstawiono schemat urządzenia oraz wymiary gabarytowe separatorów talerzowych.
Separatory dzielą się także na separatory próżniowe, które zapewniają usunięcie z oleju oprócz zanieczyszczeń mechanicznych i wilgoci zawieszonej, także częściowo rozpuszczonej wilgoci i powietrza oraz separatory
Tori typu otwartego. iB w zależności od charakteru zanieczyszczeń, oczyszczanie oleju za pomocą separatorów można prowadzić metodą klaryfikacyjną (klarowanie) i metodą oczyszczania i (luryfikacja).
Oczyszczanie oleju przez klarowanie służy do oddzielenia stałych zanieczyszczeń mechanicznych, szlamu, a także do oddzielenia wody zawartej w oleju w tak małych ilościach, że nie jest konieczne jej bezpośrednie usuwanie. W takim przypadku zanieczyszczenia oddzielone od oleju pozostają w misce bębnowej, skąd są okresowo usuwane. Usuwanie zanieczyszczeń z oleju poprzez czyszczenie stosuje się w przypadkach, gdy olej jest znacznie uwodniony i stanowi zasadniczo mieszaninę dwóch cieczy o różnej gęstości. W tym przypadku zarówno woda, jak i olej są usuwane z separatora w sposób ciągły.
Olej turbinowy zanieczyszczony zanieczyszczeniami mechanicznymi i niewielką ilością wilgoci (do 0,3%) oczyszcza się metodą klarowania. Dla bardziej znaczącego podlewania - zgodnie z metodą czyszczenia. Na ryc. 5-114 pokazano lewą stronę bębna zmontowaną do pracy zgodnie z metodą klarowania, a prawą - zgodnie z metodą czyszczenia. Strzałki wskazują przepływ oleju i oddzielonej wody.
Przejście z jednego sposobu pracy separatora na inny wymaga ponownego montażu bębna i rur wylotowych oleju.
Wydajność bębna montowanego metodą klarowania jest o 20-30% wyższa niż w przypadku montażu metodą czyszczenia. Aby zwiększyć wydajność separatora, olej podgrzewa się w nagrzewnicy elektrycznej do temperatury 60-65°C. Nagrzewnica ta jest dostarczana z separatorem i termostatem ograniczającym. temperatura ogrzewania oleju.
Za pomocą separatora oczyszczanie oleju można przeprowadzić podczas pracy turbiny. Potrzeba ta pojawia się zwykle, gdy w oleju występuje znaczna zawartość wody. W tym przypadku rurę ssącą separatora podłącza się do najniższego punktu komory brudnej zbiornika oleju, a oczyszczony olej kierowany jest do komory czystej. Jeżeli na stacji znajdują się dwa separatory, można je połączyć szeregowo, przy czym pierwszy separator należy zamontować zgodnie z obwodem czyszczenia, a drugi - zgodnie z obwodem klarowania. Poprawia to znacząco jakość oczyszczania oleju.
|
|
|
Ryż. 5-15. Widok ogólny i gabaryty separatora NSM-3. |
Filtrowanie. Filtracja oleju polega na oddzielaniu zanieczyszczeń nierozpuszczalnych w oleju poprzez przepuszczenie (przeciśnięcie) przez porowate medium filtracyjne. Jako materiały filtracyjne stosuje się bibułę filtracyjną, tekturę, filc, płótno, taśmy itp. Do filtrowania olejów turbinowych szeroko stosowane są prasy filtracyjne ramowe. Ramowa prasa filtracyjna posiada własną pompę rotacyjną lub wirową, która pod ciśnieniem 0,294-0,49 MPa (3-5 kgf/cm2) przepuszcza olej przez materiał filtracyjny umieszczony pomiędzy specjalnymi ramami. Zanieczyszczony materiał filtracyjny jest systematycznie wymieniany na nowy. Ogólny widok prasy filtracyjnej pokazano na ryc. 5-16. Filtrację oleju za pomocą prasy filtracyjnej najczęściej łączy się z jego oczyszczaniem w separatorze. Przepuszczanie mocno nawodnionego oleju przez prasę filtracyjną jest irracjonalne, ponieważ materiał filtracyjny szybko ulega zabrudzeniu, a tektura i papier tracą swoją wytrzymałość mechaniczną. Bardziej rozsądnym rozwiązaniem jest przepuszczenie oleju najpierw przez separator, a następnie przez prasę filtracyjną. W takim przypadku oczyszczanie oleju można przeprowadzić przy pracującej turbinie. Jeżeli w szeregu pracują dwa separatory, prasę filtracyjną można włączyć za drugim separatorem wzdłuż przepływu oleju, zmontowanym zgodnie ze schematem klarowania. Pozwoli to osiągnąć szczególnie wysoki stopień oczyszczenia oleju.
LMZ wykorzystuje w prasie filtracyjnej specjalną tkaninę typu „pas filtrujący”, organizującą proces filtracji przy niskim dyferencjale. Metoda ta jest bardzo skuteczna, gdy olej jest mocno zatkany adsorbentem, a sam filtr nie wymaga systematycznej konserwacji.
„Firma VTI opracowała filtr bawełniany, który również jest z powodzeniem stosowany.
Aby zapewnić normalne funkcjonowanie układu olejowego zespołu turbinowego, konieczne jest nie tylko ciągłe czyszczenie oleju, ale także okresowe (po naprawach) czyszczenie całego układu.
Przyjęty laminarny reżim przepływu oleju w rurociągach instalacji z prędkością nieprzekraczającą 2 m/s sprzyja osadzaniu się osadów i zanieczyszczeń na powierzchniach wewnętrznych, a zwłaszcza zimnych.
Centralne Biuro Projektowe Glavenergoremoit opracowało i przetestowało w praktyce hydrodynamiczną metodę czyszczenia układów olejowych. Sprawa wygląda następująco: cały układ olejowy z wyłączeniem łożysk oczyszcza się poprzez pompowanie oleju z prędkością 2 razy lub większą od prędkości roboczej w temperaturze 60-bb^C. Metoda ta polega na organizacji przepływu turbulentnego w obszarze przyściennym, w którym osady i produkty korozji na skutek mechanicznego działania przepływu oleju są zmywane z powierzchni wewnętrznych i przenoszone do filtrów.
Metoda czyszczenia hydrodynamicznego ma następujące zalety:
1) warstwa pasywacyjna powstała w wyniku długotrwałego kontaktu metalu z olejem eksploatacyjnym nie ulega uszkodzeniu;
2) eliminuje powstawanie korozji na powierzchniach babbitowych i azotowanych;
3) nie wymaga stosowania środków chemicznych do zmywania osadów;
4) eliminuje demontaż układu olejowego (z wyjątkiem miejsc, w których zamontowane są zworki);
5) zmniejsza pracochłonność czyszczenia o 20-40% i pozwala skrócić czas remontu głównego zespołu turbinowego o 2-3 dni.
Działanie oleju użytego do czyszczenia układów wykazało, że jego właściwości fizykochemiczne nie ulegają pogorszeniu, dlatego też układy olejowe można czyścić olejem eksploatacyjnym.
Adsorpcja. Ta metoda oczyszczania olejów turbinowych opiera się na zjawisku absorpcji substancji rozpuszczonych w oleju przez stałe, silnie porowate materiały (adsorbenty). Poprzez adsorpcję usuwane są z oleju organiczne i niskocząsteczkowe kwasy, żywice i inne rozpuszczone w nim zanieczyszczenia.
Jako adsorbenty stosuje się różne materiały: żel krzemionkowy (SiOg), tlenek glinu i różne ziemie bielące, których skład chemiczny charakteryzuje się głównie zawartością BiOg i Al2O3 (boksyt, ziemia okrzemkowa, łupki, glinki bielące). Przez adsorbenty przebiega bardzo rozgałęziony system kapilar. Dzięki temu posiadają bardzo dużą powierzchnię właściwą absorpcji w przeliczeniu na 1 g substancji. Przykładowo powierzchnia właściwa węgla aktywnego sięga 1000 m2/g, żelu krzemionkowego i tlenku glinu 300-400 m2/g, ziemi bielącej 100-300 m2/g.
Oprócz całkowitej powierzchni, skuteczność adsorpcji zależy od wielkości porów i wielkości zaabsorbowanych cząsteczek. Średnica otworów (porów) w absorberach jest rzędu kilkudziesięciu angstremów. Wartość ta jest proporcjonalna do wielkości zaabsorbowanych cząsteczek, w wyniku czego niektóre związki wielkocząsteczkowe nie zostaną wchłonięte przez szczególnie drobnoporowate adsorbenty. Na przykład węgiel aktywny nie może być stosowany do oczyszczania oleju ze względu na jego drobno porowatą strukturę. Materiały o wielkości porów rzędu 20-60 angstremów mogą być stosowane jako adsorbenty oleju turbinowego, co pozwala na absorpcję związków wielkocząsteczkowych, takich jak żywice i kwasy organiczne.
Powszechnie stosowany żel krzemionkowy dobrze wchłania substancje żywiczne, nieco gorzej kwasy organiczne. Tlenek glinu natomiast dobrze ekstrahuje z olejów kwasy organiczne, zwłaszcza niskocząsteczkowe, a gorzej absorbuje substancje żywiczne.
Te dwa absorbenty są adsorbentami sztucznymi i są drogie, zwłaszcza tlenek glinu. Adsorbenty naturalne (glinki, boksyty, okrzemki) są tańsze, choć ich skuteczność jest znacznie niższa.
Czyszczenie adsorbentami można przeprowadzić na dwa sposoby. metody: kontaktowa i perkolacyjna.
Kontaktowa metoda przetwarzania oleju polega na mieszaniu oleju z drobno zmielonym proszkiem adsorbcyjnym. Przed sprzątaniem. olej należy podgrzać. Oczyszczanie z adsorbentu odbywa się poprzez przepuszczenie oleju przez filtr prasowy. W takim przypadku adsorbent zostaje utracony.
Proces filtracji perkolacyjnej polega na przepuszczeniu oleju ogrzanego do temperatury 60-80°C przez warstwę granulowanego adsorbentu załadowanego do specjalnych urządzeń (adsorberów). W tym przypadku adsorbent ma postać granulek o wielkości ziaren 0,5 mm i większej. Perkolacyjna metoda odzyskiwania oleju, w przeciwieństwie do metody kontaktowej, umożliwia odzysk i ponowne wykorzystanie adsorbentów. Obniża to koszty procesu oczyszczania, a dodatkowo pozwala na zastosowanie bardziej efektywnych, droższych adsorbentów do przeróbki oleju.
Stopień wykorzystania adsorbentu, a także jakość oczyszczania oleju metodą perkolacyjną jest zwykle wyższa niż metodą kontaktową. Ponadto metoda perkolacyjna pozwala na regenerację oleju bez konieczności spuszczania go ze zbiornika oleju w trakcie pracy urządzenia. Wszystkie te okoliczności. przyniósł. Co więcej, metoda ta znalazła szerokie zastosowanie w praktyce domowej.
Adsorber mobilny pokazano na rys. 5-17. Jest to spawany cylinder wypełniony granulowanym adsorbentem. Pokrywa i spód adsorbera są zdejmowane. W górnej części adsorbera zamontowany jest filtr zatrzymujący drobne cząstki adsorbentu. Filtracja oleju odbywa się od dołu do góry. Zapewnia to najpełniejszy przepływ powietrza i zmniejsza zatykanie się filtra. Dla wygody usuwania zużytego adsorbentu urządzenie można obracać wokół własnej osi o 180°.
Adsorbent ma zdolność pochłaniania nie tylko produktów starzenia się oleju, ale także wody. Dlatego,
|
|
Przed obróbką adsorbentem olej należy dokładnie oczyścić z wody i wilgoci. Bez tego warunku adsorbent szybko straci swoje właściwości absorpcyjne, a oczyszczanie oleju będzie niskiej jakości. W ogólnym schemacie przetwarzania oleju adsorpcja powinna następować po oczyszczeniu oleju w separatorach i prasach filtracyjnych. Jeżeli na stacji znajdują się dwa separatory, rolę prasy filtracyjnej może pełnić jeden z separatorów, pracujący w trybie klarowania.
Zużyty adsorbent można łatwo zregenerować przedmuchując go gorącym powietrzem o temperaturze około 200°C. Na ryc. Na rysunkach 5-18 przedstawiono instalację do odzysku adsorbentów, w skład której wchodzi wentylator do pompowania powietrza, nagrzewnica elektryczna do jego podgrzewania oraz zbiornik reaktywatora, do którego ładowany jest odzyskany adsorbent.
Oczyszczania adsorpcyjnego nie można stosować w przypadku olejów zawierających dodatki, gdyż te ostatnie (z wyjątkiem jonolu) są całkowicie usuwane przez adsorbenty.
Płukanie kondensatem. Ten rodzaj obróbki oleju stosuje się, gdy wzrasta liczba kwasowa oleju i pojawiają się w nim niskocząsteczkowe kwasy rozpuszczalne w wodzie.
Jak pokazuje praktyka, w wyniku przemywania oleju poprawiają się także inne jego wskaźniki: zwiększa się deemulgowalność, zmniejsza się ilość osadów i zanieczyszczeń mechanicznych. Aby poprawić rozpuszczalność kwasów, olej i kondensat należy podgrzać do temperatury 70-809°C. Ilość kondensatu potrzebna do płukania wynosi 50-100% ilości mytego oleju. Niezbędnymi warunkami wysokiej jakości płukania jest dobre wymieszanie oleju z kondensatem i utworzenie jak największej powierzchni ich styku. Aby zapewnić te warunki, jest wygodny w użyciu
Separator Vestya, gdzie woda i. olej jest w stanie drobno zdyspergowanym i dobrze się ze sobą miesza. Kwasy niskocząsteczkowe przedostają się z oleju do wody, za pomocą której są usuwane z separatora. Obecny osad i zanieczyszczenia. w oleju zostają zwilżone, zwiększa się ich gęstość, w wyniku czego poprawiają się warunki ich separacji.
Płukanie oleju kondensatem można również przeprowadzić w osobnym zbiorniku, gdzie obieg wody i oleju odbywa się za pomocą pary lub specjalnej pompy. Takie płukanie można przeprowadzić podczas naprawy turbiny. W takim przypadku olej jest pobierany ze zbiornika oleju i po umyciu trafia do zbiornika rezerwowego.
Obróbkę alkaliami stosuje się, gdy olej jest głęboko zużyty, gdy wszystkie dotychczasowe metody przywracania właściwości użytkowych oleju są niewystarczające.
Do tego używa się alkaliów. neutralizacja kwasów organicznych i resztek wolnego kwasu siarkowego w olejach (po obróbce oleju kwasem), usuwanie estrów i innych związków, które w reakcji z zasadami tworzą sole, które przechodzą do roztworu wodnego i są usuwane podczas późniejszej obróbki oleju .
Do regeneracji olejów przepracowanych najczęściej stosuje się 2,5-4% wodorotlenek sodu lub 5-14% fosforan trójsodowy.
Olej można uzdatniać alkaliami w separatorze w taki sam sposób, jak przy przemywaniu oleju kondensatem. Proces odbywa się w temperaturze 40-90°C. Aby zmniejszyć zużycie alkaliów i poprawić jakość czyszczenia, olej należy najpierw odwodnić w separatorze. „Następna obróbka oleju po redukcji alkaliami polega na przemyciu go gorącym kondensatem i obróbce adsorbentami.
Ponieważ zastosowanie odczynników chemicznych wymaga wstępnej i późniejszej obróbki oleju, pojawiły się kombinowane instalacje do głębokiej regeneracji oleju, gdzie wszystkie etapy przerobu oleju łączone są w jeden proces technologiczny. Instalacje te, w zależności od zastosowanego schematu regeneracji oleju, posiadają dość skomplikowane wyposażenie i mają charakter stacjonarny lub mobilny.
W każdym schemacie znajdują się urządzenia specyficzne dla danego sposobu przetwarzania: pompy, mieszalniki, osadniki, prasy filtracyjne itp. Istnieją również instalacje uniwersalne, które umożliwiają przeprowadzenie procesu regeneracji oleju dowolną metodą.
Stosowanie dodatków jest najnowocześniejszą i najskuteczniejszą metodą zachowania właściwości fizykochemicznych oleju podczas długotrwałej eksploatacji.
Dodatki to wysoce aktywne związki chemiczne dodawane do oleju w małych ilościach w celu utrzymania podstawowych właściwości użytkowych oleju na wymaganym poziomie przez długi okres eksploatacji. Dodatki dodawane do olejów turbinowych muszą spełniać szereg wymagań. Związki te muszą być w miarę tanie, stosowane w małych ilościach, łatwo rozpuszczalne w oleju w temperaturze roboczej, nie tworzyć osadów i zawiesin, nie być wymywane wodą i nie usuwane przez adsorbenty. Działanie dodatków powinno dawać taki sam efekt w przypadku olejów różnego pochodzenia i o różnym stopniu zużycia. Ponadto, stabilizując niektóre wskaźniki, dodatki nie powinny pogarszać innych wskaźników wydajności oleju.
Należy zaznaczyć, że nie ma jeszcze dodatków spełniających wszystkie te wymagania. Ponadto nie ma związku, który byłby w stanie ustabilizować wszystkie właściwości użytkowe oleju na raz. W tym celu istnieją kompozycje różnych dodatków, z których każdy wpływa na ten lub inny wskaźnik.
Do olejów pochodzenia naftowego opracowano szereg dodatków, z których najważniejsze dla oleju turbinowego mają właściwości przeciwutleniające, antykorozyjne i deemulgujące.
Główną wartością jest dodatek przeciwutleniający, który stabilizuje liczbę kwasową oleju. To dla tego wskaźnika w niesprzyjających warunkach pracy olej starzeje się najszybciej. Przez długi czas głównym rodzajem produkowanego w kraju dodatku przeciwutleniającego był dodatek VTI-1. Dodatek ten jest dość aktywny, dobrze rozpuszcza się w oleju i stosuje się go w małych ilościach (0,01% wag. oleju). Wadą tego dodatku jest to, że nadaje się on jedynie do stabilizacji świeżych olejów. W przypadku olejów, które były używane i są częściowo utlenione, nie może już opóźniać procesu dalszego utleniania.
Pod tym względem dodatek VTI-8 ma najlepsze właściwości. Jest bardziej aktywny, a ponadto nadaje się zarówno do olejów świeżych, jak i zużytych. Wadą jest to, że związek ten po pewnym czasie może wydzielać zawiesinę, powodując zmętnienie oleju. Aby wyeliminować to zjawisko, olej należy w początkowej fazie eksploatacji przepuścić przez prasę filtracyjną. Dodatek VTI-8 dodaje się w ilości 0,02-0,025% wagowych oleju.
Najskuteczniejszym przeciwutleniaczem, szeroko stosowanym zarówno w kraju, jak i za granicą, jest 2,6-ditert-butylo-4-metylofenol, nazywany w ZSRR DBC (ionol). Dodatek ten łatwo rozpuszcza się w oleju, nie wytrąca się, nie jest usuwany z oleju przez adsorbenty i nie ulega zniszczeniu pod wpływem alkaliów i sodu metalicznego. Dodatek usuwa się dopiero po oczyszczeniu oleju kwasem siarkowym. Zastosowanie dodatku DBK wydłuża żywotność dobrze rafinowanego oleju 2-5 razy. Jedyną wadą tego przeciwutleniacza jest jego zwiększone zużycie w porównaniu z innymi dodatkami (0,2-0,5%). Istnieją również powody, aby zwiększyć tę normę.
Dodatki antykorozyjne służą do ochrony metalu przed działaniem kwasów zawartych w świeżym oleju, a także produktów utleniania oleju. Działanie antykorozyjne sprowadza się do utworzenia na metalu warstwy ochronnej, chroniącej go przed korozją. Jednym z najskuteczniejszych dodatków antykorozyjnych jest dodatek B-15/41 będący estrem kwasu alkenylobursztynowego. Dodatki antykorozyjne mogą w pewnym stopniu zwiększać liczbę kwasową olejów i zmniejszać ich stabilność. Dlatego dodatki antykorozyjne stosuje się w minimalnym wymaganym stężeniu razem z dodatkami przeciwutleniającymi.
Dodatki demulgujące (demulgatory) to substancje służące do rozkładu ropy naftowej i emulsji olejowych. Demulgatory to wodne roztwory zneutralizowanego kwaśnego szlamu lub emulsji wysoko oczyszczonego oleju mineralnego z wodnym roztworem soli sodowych kwasów naftowych i sulfo-naftowych. Ostatnio zaproponowano nowe związki, diproksaminy, jako demulgatory. Najskuteczniejszym z nich jest Diproxa - min-157 [DPK-157], opracowany przez VNIINP.
Narażenie na szkodliwe substancje (olej transformatorowy);
| Wstępne dane dla sekcji „Społeczna odpowiedzialność”: | ||
| 1. Charakterystyka przedmiotu badań (substancja, materiał, urządzenie, algorytm, metodologia, obszar prac) i obszary jego zastosowań | Obiektem badań są skały różnego typu. Podstawowy sprzęt badawczy; Ładowarka, generator napięcia impulsowego (GVG), komora do wytwarzania wysokiego ciśnienia (7 MPa). Metodologia Badań; Do skał zostanie przyłożone napięcie impulsowe o wartości 250–300 kV. Maksymalne ciśnienie wywierane na skały 7 MPa Miejscem pracy jest laboratorium nr 11 Instytutu Fizyki Wyższej i Technologii TPU. Prace badawcze i eksperymentalne prowadzone są w pomieszczeniu wysokiego napięcia. | |
| Lista zagadnień do zbadania, zaprojektowania i opracowania: | ||
| 1. Bezpieczeństwo przemysłowe 1.1. Analiza zidentyfikowanych czynników szkodliwych w trakcie opracowywania i eksploatacji zaprojektowanego rozwiązania w następującej kolejności: - fizykochemiczny charakter zagrożenia, jego związek z opracowywanym tematem; - wpływ czynnika na organizm ludzki; - sprowadzenie akceptowalnych standardów o wymaganych wymiarach (w odniesieniu do odpowiedniego dokumentu regulacyjnego i technicznego); - proponowane środki ochrony; - (najpierw ochrona zbiorowa, następnie środki ochrony indywidualnej). 1.2. Analiza zidentyfikowanych czynników niebezpiecznych podczas opracowywania i eksploatacji zaprojektowanego rozwiązania w następującej kolejności: - zagrożenia mechaniczne (źródła, środki ochrony; - zagrożenia termiczne (źródła, środki ochrony); - bezpieczeństwo elektryczne (w tym elektryczność statyczna, ochrona odgromowa). - źródła, środki ochrony); - bezpieczeństwo pożarowe i wybuchowe (przyczyny, środki zapobiegawcze, podstawowe środki gaśnicze). | Czynniki szkodliwe: zawartość lotnych zanieczyszczeń organicznych (olej transformatorowy), promieniowanie elektromagnetyczne w szerokim spektrum, hałas, niekorzystne warunki mikroklimatu miejsca pracy. Czynniki niebezpieczne: prąd elektryczny, ogień, praca pod wysokim ciśnieniem. | |
| 2. Bezpieczeństwo ekologiczne: - ochrona terenów mieszkalnych - analiza wpływu obiektu na atmosferę (emisje); - analiza wpływu obiektu na hydrosferę (wyładowania); - analiza wpływu obiektu na litosferę (odpady); - opracowywać rozwiązania zapewniające bezpieczeństwo środowiskowe w odniesieniu do dokumentacji normatywnej i technicznej ochrony środowiska. | Nie ma negatywnego wpływu na środowisko. Wszystkie materiały użyte w pracach montażowych są przyjazne dla środowiska | |
| 3. Bezpieczeństwo w sytuacjach awaryjnych: - lista możliwych sytuacji awaryjnych podczas opracowywania i eksploatacji projektowanego rozwiązania; - wybór najbardziej typowej sytuacji awaryjnej; - rozwój środków zapobiegawczych w celu zapobiegania sytuacjom awaryjnym; - opracowanie działań w wyniku sytuacji nadzwyczajnej i środków eliminujących jej skutki. | Możliwe sytuacje awaryjne podczas realizacji projektu to: zwarcie ładunków resztkowych, zapłon płynu roboczego. Środki zapobiegawcze zapobiegające sytuacjom awaryjnym: zastosowanie izolacji, niedostępność części pod napięciem, izolacja części elektrycznych od ziemi. Działania wynikające z sytuacji awaryjnej i likwidacja jej skutków muszą być opisane w każdej instrukcji bezpieczeństwa pracy. | |
| 4. Kwestie prawno-organizacyjne zapewnienia bezpieczeństwa: - specjalne (charakterystyczne dla funkcjonowania obiektu badawczego, projektowanego obszaru pracy) normy prawne prawa pracy; - środki organizacyjne dotyczące układu obszaru roboczego. | Odległości pomiędzy stanowiskami pracy, parametry oświetlenia i mikroklimatu są zgodne z normami. Efektywna i bezpieczna praca jest możliwa tylko wtedy, gdy warunki pracy na stanowisku pracy spełniają wszystkie wymagania międzynarodowych standardów w zakresie ochrony pracy. | |
Konsultant dał zadanie:
Uczeń podjął się zadania:
Wstęp
W tej części rozważone zostanie bezpieczeństwo i przyjazność dla środowiska badania procesów niszczenia skał przez naprężenia pulsacyjne przy ciśnieniach do 7 MPa.
Obecnie obserwuje się wzrost wolumenu pracy w górnictwie oraz przemyśle naftowo-gazowym. Istnieje potrzeba znalezienia zupełnie nowej metody wiercenia, która powinna być bardziej ekonomiczna i wydajna w porównaniu do tradycyjnych metod wiercenia. Wiele kryteriów skutecznej metody niszczenia skał i rud spełnia metoda impulsu elektrycznego, która wykorzystuje energię impulsowego wyładowania elektrycznego do niszczenia stałych materiałów dielektrycznych i półprzewodnikowych podczas ich bezpośredniego przebicia elektrycznego. W miarę pogłębiania się wiertła nacisk na jego końcu będzie wzrastał. W związku z tym trwają prace nad badaniem niszczenia skał przez naprężenia pulsacyjne przy podwyższonych ciśnieniach.
Obiektem badań są skały różnego typu (piaskowiec, granit, wapień). Na skały zostanie przyłożone naprężenie pulsacyjne o maksymalnym ciśnieniu 7 MPa. Amplituda napięcia 250 – 300 kV. Schemat blokowy sprzętu potrzebnego do badań przedstawiono na rysunku 1.
Rysunek 1. Schemat blokowy sprzętu do prowadzenia badań.
Aby kanał wyładowczy mógł przeniknąć do ciała stałego, powierzchnia ciała stałego (próbki) musi być wypełniona ciekłym dielektrykiem. Jako dielektryk zastosowano olej transformatorowy.
Miejscem pracy jest Hala Wysokich Napięć, Laboratoria nr 11, Instytut Wysokich Technologii i Wysokich Technologii.
Komorę badawczą pokazano na rysunku 2. W komorze będzie panowało ciśnienie 7 MPa i napełniona zostanie olejem transformatorowym.
| |
| |
| |
| |
Rysunek 2. Komora testowa
1 wejście wysokiego napięcia; 2 Obudowa; 3 Przykładowa platforma; 4 Siatka ekranująca i osłona z poliwęglanu;
Bezpieczeństwo technogenne
1.1 Analiza zidentyfikowanych czynników szkodliwych podczas opracowywania i eksploatacji zaprojektowanego rozwiązania w następującej kolejności:
Narażenie na szkodliwe substancje (olej transformatorowy);
Pole elektromagnetyczne;
Zwiększony poziom hałasu;
Niekorzystne warunki mikroklimatu miejsca pracy;
Narażenie na szkodliwe substancje (olej transformatorowy);
Olej transformatorowy to oczyszczona frakcja oleju otrzymywana podczas destylacji, wrząca w temperaturze od 300°C do 400°C. W zależności od pochodzenia oleju mają one różne właściwości i te charakterystyczne właściwości surowca znajdują odzwierciedlenie we właściwościach oleju olej. Ma złożony skład węglowodorowy o średniej masie cząsteczkowej 220-340 a.u. i zawiera główne składniki wymienione w tabeli 1.
Tabela 1. Główne składniki oleju transformatorowego
Wśród głównych cech oleju zauważamy, że jest on łatwopalny, biodegradowalny, praktycznie nietoksyczny i nie szkodzi warstwie ozonowej. Gęstość oleju mieści się zwykle w przedziale (0,84-0,89) × 10 3 kg/m 3.
Szkodliwe działanie oleju transformatorowego objawia się tym, że przy wymianie próbek badawczych nasyconych olejem transformatorowym (wszystko to odbywa się ręcznie) może on zostać nasycony tkankami i ludzkimi naczyniami krwionośnymi.
Aby chronić osobę przed szkodliwymi czynnikami, stosuje się środki ochrony osobistej; rękawiczki (PER107).
Tabela 2. Charakterystyka rękawic PER107
Rękawice odporne na oleje i benzynę charakteryzują się doskonałą odpornością na oleje i produkty naftowe. Zalecany do stosowania podczas przenoszenia przedmiotów zatłuszczonych i pokrytych olejem oraz sprzętu serwisowego. Zapewnia dobrą przyczepność na zaolejonych powierzchniach. Wykonane z wysokiej jakości dwuwarstwowego PCV na dzianinowym podłożu.
Pole elektromagnetyczne
Konsekwencją narażenia na promieniowanie elektromagnetyczne na organizm człowieka są zaburzenia czynnościowe układu nerwowego, objawiające się dysfunkcjami autonomicznymi, zespołem neurastenicznym i astenicznym. Osoby, które długo przebywały w strefie promieniowania elektromagnetycznego, skarżą się na osłabienie, drażliwość, zmęczenie, osłabienie pamięci i zaburzenia snu.
Normy higieniczne przebywania w polu elektrycznym, ustalone na podstawie bezpośredniego (biologicznego) oddziaływania na człowieka, podano w tabeli 3
Tabela 3. Normy higieniczne przebywania w polu elektrycznym SanPiN 2971-84
Tworzenie bezpiecznych warunków do prowadzenia badań pod wpływem istniejących pól elektromagnetycznych sprowadza się do zapewnienia akceptowalnych poziomów natężenia pola elektrycznego i napięcia indukowanego na stanowiskach pracy; ograniczenie czasu przebywania w strefie wysokiego napięcia; przestrzeganie znormalizowanych odległości od elementów mogących znajdować się pod niebezpiecznym potencjałem; urządzenie uziemiające ochronne; stosowanie środków ochrony zbiorowej i indywidualnej.
Ponieważ źródło pól elektromagnetycznych umieszczone jest w metalowej obudowie (rys. 2; 2), jest ono również izolowane siatką metalową i warstwą poliwęglanu (rys. 2; 4), która stanowi ekran ochronny przed polem elektromagnetycznym. W związku z tym ilość promieniowania elektromagnetycznego jest znikoma E ≤ 5 kV/m, nie ma potrzeby stosowania dodatkowych środków ochrony zbiorowej i indywidualnej.
Zwiększony poziom hałasu
Szkodliwe skutki hałasu nie ograniczają się do wpływu na narządy słuchu. Zwiększone działanie drażniące hałasem negatywnie wpływa na układ nerwowy człowieka, układ sercowo-naczyniowy i powoduje silne podrażnienia. Nadmierny hałas może powodować bezsenność, zmęczenie, agresję, wpływać na funkcje rozrodcze i przyczyniać się do poważnych zaburzeń psychicznych.
Głównym źródłem hałasu jest GIN i komora badawcza. Hałas ma charakter tonalny; widmo szumu zawiera wyraźnie określone, dyskretne tony. Poziom hałasu przekracza maksymalny dopuszczalny poziom hałasu w miejscu pracy, L dopuszczalny ≤ 150 dBA. Słuchawki Champion (C1002) służą jako ochrona osobista, która znajduje się w bilansie laboratoriów nr 11 Instytutu Fizyki i Techniki
Przestrzeganie limitów hałasu nie wyklucza wystąpienia problemów zdrowotnych u osób nadwrażliwych.
Ekologia/4. Ekologia przemysłowa i medycyna pracy
Ermolaeva N.V., doktor nauk technicznych Golubkov Yu.V., aspirant Aung Khaing Pyu
Moskiewski Państwowy Uniwersytet Technologiczny „Stankin”
Minimalizacja wpływu olejowych płynów obróbkowych na zdrowie człowieka
Zagrożenie zdrowia i dobrostanu człowieka związane z zanieczyszczeniem środowiska jest obecnie jednym z najpilniejszych problemów. Według Światowej Organizacji Zdrowia zanieczyszczenie środowiska jest przyczyną około 25% wszystkich chorób na świecie, przy czym dzieci odpowiadają za ponad 60% chorób wywołanych tą przyczyną.
Czynniki technologiczne smarujące i chłodzące (LCTS), z których zdecydowaną większość stanowią płyny obróbkowe (LCF), stanowią integralny element procesów technologicznych współczesnego przemysłu obróbki metali. Istnieje wiele wymagań dotyczących chłodziw na bazie oleju. W szczególności nie powinny powodować wyraźnego działania biologicznego na skórę i narządy oddechowe pracownika, minimalnie działać drażniąco na błony śluzowe, mieć niską zdolność tworzenia mgły olejowej oraz nie zawierać 3,4-benzpirenu i niektóre inne substancje niebezpieczne.
Głównym czynnikiem ryzyka dla zdrowia pracowników pracujących z olejami obróbczymi na bazie oleju jest przedostanie się do dróg oddechowych aerozoli oleju, formaldehydu, akroleiny i innych produktów zniszczenia termooksydacyjnego. Ustalono, że nawet w przypadku zaobserwowania w obszarze pracy maksymalnych dopuszczalnych stężeń akroleiny, benzenu, formaldehydu, 3,4-benzopirenu, aldehydu octowego, indywidualne ryzyko nowotworu w ciągu całego życia przy dwudziestoletnim doświadczeniu produkcyjnym może osiągnąć 9* 10 -3 i trzydziestoletnim doświadczeniem – 1,3* 10 -2 , czyli znacznie powyżej dopuszczalnej (1* 10 -3 ) dla grup zawodowych. Pomimo tego, że dla prawie wszystkich składników wchodzących w skład płynów obróbkowych oraz produktów ich termicznego i oksydacyjnego rozkładu istnieją maksymalne dopuszczalne stężenia, płyny obróbkowe, będące złożonymi mieszaninami, mogą mieć niekorzystny wpływ na zdrowie człowieka. Ponieważ na podstawie analizy teoretycznej trudno wiarygodnie przewidzieć ten wpływ, obowiązkowym krokiem w określeniu stopnia zagrożenia płynami obróbkowymi jest ich ocena toksykologiczna, która określaLD 50 , L.C. 50 , zdolność drażniąca skórę i błony śluzowe, właściwości uczulające i mutagenne, klasa zagrożenia.
Najczęściej chłodziwa olejowe produkowane są na bazie przemysłowejżadne oleje. Dlatego strDuże znaczenie ma określenie składu molekularnego olejów przemysłowych w celu identyfikacji poszczególnych związków – potencjalnych substancji zanieczyszczających środowisko. Dane te są niezbędne do opracowania i przyjęcia środków w celu wdrożenia aktywnych metod ochrony personelu i środowiska przed szkodliwymi składnikami chłodziw olejowych.
W tej pracy wykorzystaliśmy metodę chromatografii gazowej ze spektrometrią mas do badania składu molekularnego niektórych marek chłodziw olejowych (MR-3, MR-3K, SP-4) i oleju przemysłowego (I-40A). W wyniku przeprowadzonych badań stwierdzono, że najbardziej szkodliwymi dla człowieka i środowiska substancjami zawartymi w płynie chłodzącym MP-3 są homologi benzenu – etylobenzen i m-ksylen, występujące w ilościach od 2,4 do 3,3 ng/g. Stwierdzono także, że w płynie chłodniczym marki MP-3K obecne są wielopierścieniowe węglowodory aromatyczne: 3-metylofenantren, 9- i 2-metyloantracen w ilościach od 6,0 do 21,2 ng/g. Wykazano, że najbardziej szkodliwe substancje zawarte w SP- marki chłodziwa 4 to związki organiczne zawierające halogeny, zawarte w ilościach od 0,3 do 1,0 µg/g.
Prawie wszystkie substancje organiczne są niebezpieczne dla środowiska. Najsilniejszymi substancjami rakotwórczymi w olejach ropy naftowej są węglowodory aromatyczne (MPC 0,01...100 mg/m3), olefiny (1...10 mg/m3), a także związki siarki, azotu i tlenu. Obecnie trudno jest zidentyfikować substancje najbardziej szkodliwe dla środowiska, gdyż wiele z nich, w tym alkilofenole, ma budowę zbliżoną do hormonów płciowych i wpływa na zdrowie reprodukcyjne człowieka oraz powoduje wzrost zachorowań na nowotwory. Przypadkowo odkryto na przykład rakotwórcze działanie nonylofenolu, który przyspiesza rozwój komórek nowotworowych.
Jedną z zasad kompleksu naukowo-dydaktycznego „Inżynieria Środowiska, Bezpieczeństwo Pracy i Życia” w MSTU „Stankin” jest priorytet minimalizacji wpływu na środowisko i ludzi przed zarządzaniem tym wpływem. Realizacja tej zasady polega na tym, że należy ograniczać wpływ na środowisko i ludzi bezpośrednio u źródła, a nie następnie podejmować działania mające na celu zarządzanie tym oddziaływaniem poprzez budowę różnego rodzaju zakładów przetwarzania, składowanie odpadów, ich neutralizacja itp.
Wymieńmy możliwe metody oczyszczania oleju przemysłowego I-40A i wspomnianych chłodziw olejowych ze szkodliwych składników. Hydrorafinacja– najskuteczniejsza metoda usuwania wszelkiego rodzaju związków siarki z produktów naftowych. Adsorpcja na glinach naturalnych i innych adsorbentach - uniwersalna metoda czyszczenia. Naszym zdaniem prace te należy wykonać u producenta płynu chłodzącego.
Literatura:
1. Onishchenko G.G., Zaitseva N.V., Ulanova T.S. Kontrola zawartości związków i pierwiastków chemicznych w mediach biologicznych: Poradnik. – Perm: Format książkowy, 2011. – 520 s.
2. Technologiczne środki smarujące i chłodzące oraz ich zastosowanie w cięciu: Katalog / Ogólnie. wyd. LV Khudobina - M.: Inżynieria mechaniczna, 2006. - 544 s.
3. Maistrenko V.N., Klyuev N.A. Ekologiczny i analityczny monitoring trwałych zanieczyszczeń organicznych. – M.: BINOM. Laboratorium Wiedzy, 2004. – 323 s.
