Манифольд на судне что это такое
Виды манифольдов по типу
Существует несколько видов схем манифольдов. Конструкция манифольда определяется типовой схемой, которая устанавливает количество его блоков. Для строительства скважин с применением современных и перспективных технологий схема обвязки манифольда может быть и более сложной.
Однако при проведении капитального ремонта скважины используется схема противовыбросового оборудования №2, так как ремонт, в отличие от строительства, происходит в более простых условиях и здесь имеют место облегченные требования к используемому оборудованию.
Таким образом, по данным экспертов рынка, при строительстве новой скважины манифольд по схеме № 5 используется в 90% случаях, а при капитальном ремонте манифольд по схеме № 2 — в 70% случаях.
Структура производства манифольдов по типу в стоимостном выражении, 2018 г.
Источник: анализ тендеров, оценка MegaResearch, данные экспертов рынка
К прочим типам манифольдов относятся как прочие схемы, так и оборудование по индивидуальным требованиям. Так, в некоторых местах приняты отступления от этих схем, а также дополнения к ним, что определяется проектом скважины и опытом эксплуатирующей организации, которая будет заниматься строительством или капитальным ремонтом. Организации, которые добывают газ, особенно на давление 105 МПа, заказывают манифольды по 10-ой схеме. Т. е. в данном манифольде уже имеется своя специфика и здесь запорная арматура управляется с помощью гидравлических приводов. Оборудование по данной схеме является более прогрессивным, более надежным и более дорогостоящим.
Данная информация является выдержкой из проведенного исследования. Для актуализации данных отправьте заявку.
Укажите свой телефон в форме ниже и мы свяжемся с Вами в максимально короткий срок
Для оформления подписки введите, пожалуйста, свой адрес электронной почты в форме ниже
Настоящая Политика конфиденциальности персональной информации (далее — Политика) действует в отношении всей информации, которую Пользователь может сообщить во время использования сайта, а именно: Имя, Фамилию, Телефон, E-mail, название Организации. Согласие пользователя на предоставление персональной информации, данное им в соответствии с настоящей Политикой в рамках отношений с одним из лиц, входящих, распространяется на все лица.
Копирование материалов запрещено, при согласованном использовании материалов сайта необходима ссылка на ресурс. Вся информация на сайте носит исключительно информационный характер и не является публичной офертой.
Принцип работы манифольда
Назначение, техническая характеристика и конструкция манифольда МПБ5-80х35. Конструкция и принцип действия насоса. Монтаж, эксплуатация и ремонт манифольда. Расчет клиновой задвижки с выдвижным шпинделем. Формулы определения циркуляционной системы.
1. Краткий обзор существующего оборудования
2. Назначение, техническая характеристика, конструкция и принцип работы выбранного оборудования
2.2 Техническая характеристика
2.3 Конструкция и принцип действия насоса
3. Монтаж, эксплуатация и ремонт выбранного оборудования
3.1 Монтаж манифольда
3.2 Эксплуатация манифольда
3.3 Ремонт манифольда
4. Безопасность жизнедеятельности
5.1 Расчет клиновой задвижки с выдвижным шпинделем
5.2 Расчет циркуляционной системы
Список использованной литературы
При проявлениях нефти или высокоминерализованной пластовой воды происходит загрязнение территории вокруг буровой и расположенных вблизи водоёмов, уничтожается растительность, а при содержании в воде сероводорода и других отравляющих веществ возникает угроза для персонала буровой и населения.
Причинами проявления скважин являются:
снижение противодавления на пласт в процессе бурения, спуска обсадных колонн, цементирования, освоения и ликвидации аварии, т. е. несоответствие параметров бурового раствора указанным в геолого-техническом наряде;
вскрытие продуктивных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением;
нарушение технологии освобождения прихваченной бурильной колонны с помощью закачки большого количества нефти при установлении нефтяных ванн;
недолив скважины при подъеме бурильной колонны;
поршневание при подъеме из скважины бурильной колонны труб;
недостаточная промывка при вскрытии мощных газовых пластов;
недостаточная дегазация выходящего из скважины бурового раствора.
Циркуляция промывочной жидкости в скважине создается буровым насосом. Он обеспечивает необходимую интенсивность подачи (расход) и создает напор, который должен превышать сумму всех гидравлических сопротивлений движению бурового раствора на всем пути от насоса до забоя и затем до устья скважины.
Противодавление на проявляющий пласт создается преимущественно трением высокоскоростного потока водогазовой смеси.
1. Краткий обзор и анализ существующего оборудования
Существует большое разнообразие конструкций скважин и условий бурения, поэтому для обеспечения надежности охраны окружающей среды и недр земли схемы оборудования устья скважин стандартизованы. ГОСТ 13862—80 предусматривает четыре типовых схемы оборудования устья скважин с числом плашечных превенторов от одного до четырех при бурении на суше.
В зависимости от ожидаемой интенсивности нефтегазопроявлений в скважине рекомендуются следующие схемы монтажа оборудования для герметизации устья скважины:
двухпревенторная с двумя линиями манифольда;
трехпревенторная с двумя линиями манифольда;
трехпревенторная с тремя линиями манифольда;
трехпревенторная с четырьями линиями манифольда.
Схемы манифольдов по ГОСТ 13862-90:
возможно одно- и двухстороннее расположение манифольда относительно устья скважины;
возможна комплектация манифольдов сепараторами, гидроуправляемыми дросселями и пультами управления дросселями.
9-21 МПа. Условные проходы, мм: 50, 65, 80.
ОАО Воронежский механический завод занимается производством и ремонтом противовыбросового оборудования, в том числе и манифольдов.
Манифольд МПБ5-80х35 позволяет:
выпускать из скважины жидкость и газ через две нагнетательные линии (рабочую и аварийную);
осуществлять циркуляцию бурового раствора через скважину с регулированием избыточного давления на устье;
закачивать раствор в межтрубное пространство буровыми насосами или цементировочными агрегатами.
ОАО «РУ-Энерджи Групп» поставляет манифольды нагнетательной модели MBN и манифольды буровой модели DM 2.
Манифольды нагнетательной модели MBN предназначены для транспортировки бурового раствора от буровых насосов до фланца стояка в буровой вышке и трубопровода, а также для приготовления и очистки раствора буровых установок.
Задача буровых манифольдов модели DM 2 состоит в обеспечении циркуляции растворов в нефтяных и газовых скважинах в процессе их бурения и ремонта. Также манифольды буровой модели DM 2 обеспечивают замещение раствора с регулированием противодавления, и переход с одного уровня дросселирования на другой без перерывов в процессе глушения.
2. Назначение, техническая характеристика, конструкция и принцип действия выбранного оборудования
манифольд насос шпиндель циркуляционный
Манифольд МПБ-80х35 предназначен для обвязки стволовой части противовыбросового оборудования нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды.
Основные особенности манифольда МПБ-80х35:
запорными устройствами служат задвижки ЗМ80х35 и ЗМГ80х35, с уплотнением в затворе «металл-металл», корпусные детали которых изготавливаются методом штамповки, что обеспечивает их высокую прочность и надёжность;
конструкция манифольда блочная;
седла угловых штуцеров и обратного клапана, игла и затвор обратного клапана выполнены износостойкими;
возможно изготовление в коррозионностойком исполнении К1 и К2.
2.2 Техническая характеристика
Таблица 1-Технические характеристики манифольда МПБ5-80х35
Рабочее давление, МПа
DB-внутренний диаметр уплотнительного кольца,мм
DH-наружный диаметр уплотнительного кольца,мм
нефть,газ,газоконденсат,пластовая вода,буровой раствор,буровой шлам и их смеси
Условный проход, мм
b-ширина уплотнительного кольца,мм
Тип запорного устройства
Управление запорно-регулирующей аппаратурой
Усилие на маховике, кН
Давление в системе гидроуправления,МПа
Температура скважинной среды, 0 С
Средний срок службы, лет
2.3 Конструкция и принцип действия
По требованию потребителя в состав манифольда МБП5-80х35 может быть включен сепаратор бурового раствора с требуемой характеристикой или трапно-факельная установка.
В соответствии с ГОСТ 13862-90 предусмотрено пять схем обвязки манифольдов с условным диаметром прохода 50, 65 и 80 мм. Для манифольда МПБ-80х35 соответсвует схема представленная на рисунке 2, которая рассчитана на давление до 35 МПа для ОП с гидроуправлением.
При ликвидации проявления первым методом забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения.
Существует четыре способа осуществления этого метода: способ непрерывного глушения скважины: процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения условия Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора на буровой.
Известно, что успешность результатов по глушению скважин зависит от следующих факторов:
времени обнаружения проявления;
выбора способа глушения;
значений таких показателей, как забойное давление, плотность бурового раствора, подача буровых насосов, давление в бурильных трубах и допустимое давление в обсадной колонне.
К задвижкам относят запорные устройства, в которых проход перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном движению потока транспортируемой среды.
Малое гидравлическое сопротивление задвижек делает их особенно ценными при применении на трубопроводах, через которые постоянно движется среда с большой скоростью.
Задвижки ПВО ЗМ предназначены для перекрытия линий глушения и дросселирования манифольда противовыбросового оборудования.
отсутствие поворотов потока рабочей среды;
возможность применения для перекрытия потоков среды большой вязкости;
относительно небольшая строительная длина;
возможность подачи среды в любом направлении.
относительно большая высота;
невозможность применения для сред с кристаллизующимися включениями;
небольшой допускаемый перепад давлений на затворе;
невысокая скорость срабатывания затвора;
возможность получения гидравлического удара в конце хода;
трудности ремонта изношенных уплотнительных поверхностей затвора при эксплуатации.
3. Монтаж, эксплуатация и ремонт выбранного оборудования
3.1 Монтаж манифольда
Манифольд состоит из линии глушения фонтанов, по которой производится закачка в скважину утяжелённого раствора, и линии дросселирования, используемой для восстановления равновесия гидростатического и пластового давлений. Крепление напорных линий представлена на рисунке 4.
Управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется посредством гидравлических и механических приводов с основным и вспомогательным пультов, расположенных на безопасном расстоянии от устья скважины. Наличие 2 сблокированных пультов обеспечивает необходимую надёжность системы управления противовыбросового оборудования.
Манифольды устанавливают на рамах-салазках с телескопическими стойками, позволяющими регулировать высоту их расположения в пределах 0,65—1,25 м в зависимости от положения колонной головки над устьем скважины. Высота расположения головки изменяется после спуска и цементирования каждой обсадной колонны. Высота разъемного желоба устанавливается по расстоянию между фланцевой катушкой и ротором буровой установки.
На установках монтируют один или два плашечных превентора, а над ними универсальный превентор. При бурении под давлением над этим превентором располагают вращающийся превентор.
После монтажа линии манифольдов превенторы подвергают гидроиспытаниям под давлением в 1,5 раза превышающим рабочее. Испытания проводят с использованием смазки «Нефте-газ-203» марки В или индустриального масла 12 или 20 по ГОСТ 20799—75 с добавкой 25—30% по объему смазки «Нефте-маз-203» марки Б. После монтажа на устье превенторная установка центрируется четырьмя оттяжками из троса диаметром не менее 12 мм с использованием натяжных винтов.
Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и ПВО, и должны быть оборудованы разделителями сред.
Запрещается монтаж манифольдов с пропуском их через блоки и фермы основания вышки.
Обязательными являются правила испытания запорных устройств и системы гидроуправления ими перед каждым ремонтом, если продолжительность использования запорных устройств между ремонтами составляет более одной недели.
Не допускается использование на действующей скважине неиспытанных задвижек. Испытания проводятся на базе или в полевых условиях на воде, оставляя задвижку под действием испытуемого давления в течении 20 минут. Испытывать следует каждую задвижку отдельно.
3.2 Эксплуатация манифольда
В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками требуется через два-три месяца смазывать подшипники шпинделя солидолами.
Необходимо также через штуцер в днище корпуса задвижки в соответствии с инструкцией набивать смазку ЛЗ-162.Заполнение корпуса смазкой не дает возможности оседать различным механическим примесям, а также скапливаться агрессивной жидкости. Герметичность затвора прямоточной задвижки повышается за счет уплотнительной смазки, которая автоматически подается к поверхности затвора давлением среды в корпусе задвижки.
После установки фонтанной арматуры с крановыми запорными устройствами на скважине необходимо дополнительно набить уплотнительную смазку во все краны и проверить их на плавность работы затвора. Смазка подается масленкой, которая ввинчивается в резьбовое отверстие шпинделя вместо нажимного болта. Кран в момент набивки смазки должен быть или полностью открыт, или полностью закрыт. Допускается проводить набивку смазки при помощи нажимного болта. Однако это менее удобно и требует большего времени.
После заполнения крана смазкой нажимной болт необходимо поставить в исходное положение. Рекомендуется ввинтить его на половину длины, чтобы в процессе эксплуатации продавливать смазку на уплотнительные поверхности вращением нажимного болта на пять-шесть оборотов. Регулярная подача смазки на уплотнительные поверхности крана обеспечит постоянную герметичность затвора.
3.3 Ремонт манифольда
Ремонт задвижки или пробкового крана включает: разборку и промывку деталей, ремонт изношенных деталей и изготовление новых, сборку задвижки и гидравлическое испытание. Этот порядок сохраняется при ремонте задвижек всех диаметров и типов. В процессе разборки и сборки применяют обычный слесарный инструмент и необходимые приспособления. Операции в процессе ремонта в основном сводятся к ликвидации раковин наплавлением металла с последующей расточкой, к исправлению резьбы и т.д.
Причины неисправностей, возникающие в прямоточных задвижках и способы их устранения представлены в таблице 2.
Пропуск в сальниковом уплотнении шпинделя
крутящего момента при открывании или закрывании задвижки
1) Поломка подшипников опоры шпинделя
2) Замерзание жидкости в корпусе
1) Заменить задвижку
2) Отогреть корпус задвижки горячей водой или паром
Пропуск через разрядную пробку
Нарушена герметичность пары конус-шар
Затянуть пробку в резьбе.При продолжении пропуска сменеить шарик
Постоянное положение шибера при вращении маховика
Поломка шпинделя или шиберов в Т-образном пазу
Нарушение герметичности затвора
1) Износ уплонительных поверхностей затвора
2) Поломка тарельчатой пружины
1) Осуществить нагнетание употнительной смазки в затвор
2) Заменить пружину в ремонтной мастерской
4. Безопасность жизнедеятельности
Анализы несчастных случаев в бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие применения неправильных приемов труда.
При ведении работ нередко нарушают действующие правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников. Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства, недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ.
Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.
После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.
Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.
При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями. Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.
5.1 Расчет клиновой задвижки с выдвижным шпинделем
Прежде чем проводить расчёт запорных устройств, необходимо задаться исходными параметрами.
Наибольшее осевое усилие на шпинделе возникает в момент закрытия задвижки, когда со стороны входа среды действуют следующие силы:
Сила гидростатического давления среды:
Подставим исходные данные и получим:
Реакция N1 уплотнительной поверхности корпуса со стороны входа среды, которую рассчитывают по обеспечивающей герметичность удельной нагрузке на уплотнительной поверхности:
q примем равной 8,75 МПа.
Подставим имеющиеся значения
или при б = 5 0 и f = 0,15
Так как G мы измерить не можем, то принимаем её равной 394,94 Н, тогда:
Усилие на шпинделе, необходимое для преодоления трения в сальниках, равно:
Усилие на шпинделе от внутреннего давления на торец шпинделя:
Подставив значения, получим:
Следовательно, суммарное осевое усилие, сжимающее шпиндель:
Момент трения, возникающий в резьбе:
Крутящий момент M, который необходимо приложить к маховику, чтобы закрыть задвижку, складывается из момента трения в резьбе M1 и момента трения в подшипнике втулки шпинделя M2:
Момент трения в подшипнике втулки:
f = 0,01 для опоры качения), принимаем f = 0,12;
Уплотнительные кольца шибера и корпуса рассчитывают на удельное давление. Наибольшая сила прижатия на уплотнительных поверхностях N2 возникает со стороны выхода среды. Давление на уплотнительных поверхностях:
5.2 Расчет циркуляционной системы
Определим потери давления в циркуляционной системе.
Диаметр бурильных труб: DБТ=146 мм с толщиной стенки д=9 мм;
Обвязка буровой: диаметр стояка DСТ=168 мм, диаметр ведущей трубы DВТ=140 мм;
Общие потери слагаются из потерь в каждом элементе системы кругового движения промывочной жидкости в процессе бурения:
Подача давления в бурильных трубах:
Потери давления в одном замковом соединении:
Во всех замковых соединениях при среднем расстоянии между ними 10 м потери давления будут:
Потери давления в утяжелённых бурильных трубах:
где, lУБТ = длина УБТ, м; lУБТ = 50 м;
Потери давления в кольцевом пространстве:
Потери давления в обвязке вычисляются как сумма потерь давления в отдельных её элементах.
Для этого необходимо вначале определить коэффициент потерь давления в обвязке:
бНЛ = бСТ бВЕРТ бВЕД.ТР. = 0,0004 + 0,0024 + 0,0009 = 0,0034 [7, c. 207] (22)
Далее с учетом данного коэффициента определяют потери давления:
РНЛ = бНЛ*с*Q 2 = 0,0034*1200*0,055 2 = 0,0123 Па [7, c. 207] (23)
Потери давления в долотных отверстиях:
Суммарные потери давления в циркуляционной системе буровой установки находятся как сумма потерь во всех ее элементах:
РГП = PТР + PКП + УPЗ + PУБТ + РНЛ + РД = 0,036 + 0,0036 + 0,014 + 0,004+ + 0,0123 + 0,0159 = 0,086 Па [7, c. 208] (25)
Давление на выкиде насоса в случае турбинного способа бурения определяется как сумма потерь в циркуляционной системе и перепада давления на турбобуре:
P = PГП + Pтурб = 0,086 + 0,064 = 0,15 Па [7, c. 208] (26)
Определим количество бурового раствора для выноса частиц выбуренной породы.
Минимальное значение подачи промывочной жидкости:
= 0,056 м 3 /с [7, c. 208] (27)
Следовательно, производительность насосов не должна быть меньше 0,056м 3 /с
Определим количество промывочной жидкости для выноса частиц выбуренной породы
Скорость подъёма частиц породы в кольцевом пространстве;
Скорость погружения частицы в промывочной жидкости, определяемая при отсутствии движения жидкости; м/с;
— плотность породы; = 2600 кг/м 3 ;
— плотность глинистого раствора; = 1200 кг/м 3 ;
Определяется скорость восходящего потока, м/с:
v = c+бu = 0,278 + 1,13*0,544 = 0,892 м/с [7, c. 209] (30)
Расход промывочной жидкости будет:
Определим временя выноса частиц с забоя на поверхность.
Продолжительность движения частиц от забоя до устья скважины определяется:
Т=H/60*c=2500/60*0.60=69 мин [7, c. 209] (32)
c=х-au=1,32-1,13*0,64=0,6 м/с [7, c. 209] (33)
Следовательно, чтобы при данных условиях после прекращения бурения все частицы породы размером менее 15 мм были вынесены на дневную поверхность, необходимо вести промывку более 1 часа.
Определим наибольшего размера выносимых частиц выбуренной породы.
частицы породы, удерживающейся во взвешенном состоянии, мм:
— статическое напряжение сдвига раствора; кг/м3;
Для турбулентного режима обтекания частиц характерно соотношение:
Следовательно, все частицы диаметром 18,2 мм и меньше будут выноситься на поверхность
Противовыбросовое оборудование является неотъемлемой частью любой буровой установки. Противовыбросовое оборудование представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.
Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ:
спуск-подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;
циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;
оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.
4.Рабен А.А., Шевалдин П.Е., Максутов Н.Х. Монтаж и ремонт бурового и эксплуатационного оборудования. М.: Недра, 1975, 304 с.
5.Северинчик Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин. М.: Недра, 1986. 368с.
8.Фатхутдинова Р.М. Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Альметьевск, 2013
Подобные документы
Преимущества насосов с однозаходным ротором круглого сечения. Назначение, техническая характеристика, конструкция и принцип действия винтового насоса. Монтаж, эксплуатация и ремонт. Влияние зазора и натяга в рабочих органах на характеристики насоса.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.01.2011
Конструкция разрабатываемого центробежного насоса ВШН-150 и его техническая характеристика. Конструкционные, прокладочные и набавочные материалы, защита насоса от коррозии. Техническая эксплуатация, обслуживание, ремонт узлов и деталей, монтаж насоса.
курсовая работа [3,0 M], добавлен 26.04.2014
Конструкция и принцип работы насоса, описание его технических характеристик. Гидравлический расчет проточной части, деталей центробежного насоса на прочность. Эксплуатация и обслуживание оборудования. Назначение и принцип действия балластной системы.
курсовая работа [172,0 K], добавлен 04.06.2009
Техническая характеристика ленточного тормоза, его конструкция и принцип действия, монтаж и обслуживание. Определение усилий, необходимых для полного торможения спускаемого груза. Расчет тормозной ленты и барабана лебедки на прочность, усилия натяжения.
курсовая работа [144,6 K], добавлен 26.01.2014
Теоретические основы эксплуатации и ремонта изделий нефтяных и газовых промыслов. Основные понятия и сведения о надежности. Конструкция, принцип работы, техническая характеристика бурового насоса УНБТ-950А. Эффективность эксплуатации и ремонта изделий.
контрольная работа [1,6 M], добавлен 14.01.2015
Назначение подъемника электрогидравлического двухплунжерного модели П-126, конструкция и принцип действия. Расчет технических характеристик, проектирование силовых механизмов привода. Эксплуатация, техническое обслуживание, правила техники безопасности.
курсовая работа [613,6 K], добавлен 08.01.2012
Анализ современного состояния дробильных установок. Молотковая дробилка: назначение и область применения, описание конструкции и принцип действия, техническая характеристика. Монтаж, эксплуатация, техническое обслуживание и особенности ремонта дробилки.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 04.05.2012
реферат [1,5 M], добавлен 14.10.2011
Сравнительный анализ свеклорезок. Разработка центробежной свеклорезки, описание конструкции и принципа работы, техническая характеристика аппарата. Технологический расчет производительности и мощности привода. Монтаж, эксплуатация и ремонт оборудования.
курсовая работа [36,9 K], добавлен 26.02.2012
Назначение, технические данные, конструкция и принцип работы насоса НЦВ 40/40. Гидравлический расчет проточной части. Профилирование меридионального сечения рабочего колеса. Расчет спиральной камеры круглого сечения. Расчет на прочность вала насоса.
курсовая работа [917,5 K], добавлен 14.04.2015