Конструкция и технические параметры

Вспомогательные системы двигателя, шасси и их параметры

Двигатель.

Раздел 1. Технические характеристики автомобиля BYD F3

Единицы измерения.

Значение терминов.

Технические критерии, необходимые для ремонта и технического обслуживания.

В соответствующих разделах настоящего руководства приведены все необходимые технические данные.

«Предостережение» означает, что несоблюдение приведенных далее инструкций может стать причиной тяжелых травм технического персонала.

«Предупреждение» означает, что несоблюдение приведенных далее инструкций может стать причиной серьезных повреждений автомобиля или его частей.

«Примечания» содержат полезную дополнительную информацию по данной операции ремонта или технического обслуживания.

В настоящем руководстве используются стандартные международные единицы измерения.

— * в указанных моделях, первые два символа «DA», обозначают сокращенное наименование завода изготовителя двигателей

Конструкция и технические параметры кузова

Система электрооборудования и ее технические параметры.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: Увлечёшься девушкой-вырастут хвосты, займёшься учебой-вырастут рога 9989 — | 7783 — или читать все.

Устройство и технические параметры

Ведение.

В России общая протяженность электрических сетей всех классов напряжения составляет около 2,5 млн. км, из них почти половина — это воздушные линии электропередачи (ВЛ) напряжением 6−10 кВ. Недостаток инвестиций в последнее десятилетие в развитие и реконструкцию сетей среднего напряжения привел к росту радиуса электроснабжения потребителей от опорных подстанций (центров питания) энергосистем. Эти радиусы (расстояния от центра питания до наиболее удаленного потребителя) для некоторых распределительных линий 6-10 кВ (фидеров) достигают 50-60 км и более. В результате увеличились выше допустимых пределов отклонения напряжения в узлах сети, возросло число аварийных отключений потребителей Как известно, основная цель любого бизнеса — получение прибыли. А значит,

нелогично ожидать от энерго сетевых компаний больших финансовых вложений в обновление основных фондов там, где это еще не стало острой необходимостью. Традиционно проблема длинных фидеров решается в отечественных электрических сетях 6-10 кВ за счет строительства так называемых разукрупняющих подстанций. Очевидно, что этот путь требует значительных капитальных вложений, а в ряде случаев физически неосуществим из-за невозможности размещения подстанции в нужном месте. Как показывает

зарубежный опыт, выходом из сложившейся ситуации (при этом, как правило, более дешевым) может быть

реализация «принципа длинного фидера» – глубокого секционирования его магистрали на относительно небольшие участки. Одновременно организуется локализованная и селективная работа релейной защиты и автоматики фидера в целом. Однако столь же нелогичными представляются постоянные затраты на ремонты сетей и содержание для этих целей большого штата персонала, расходы на устранение последствий аварий, выплаты по судебным искам за недоотпуск электроэнергии и прочие непроизводственные издержки. В то же время разовое вложение в конкретное технологическое решение на проблемном участке сетей, как правило, уже в краткосрочной перспективе дает существенный экономический эффект. Одним из таких решений на ВЛ большой протяженности, многоотпаечных ВЛ и линиях, к которым подключены социально значимые потребители, могло бы стать применение реклоузеров.

Технология снижения потерь.

Реклоузер – это аппарат, объединяющий в себе практически все виды противоаварийной автоматики: АПВ, АВР (автоматический ввод резерва), МТЗ (максимальная токовая защита), ЗЗЗ (защиты от замыканий на землю), УПГ (устройство плавки гололеда) и др. Реклоузер допускает, но не требует наличия каналов связи с центром питания, тем самым обеспечивая полностью автономную работу и давая возможность проводить децентрализованное управление автоматикой распределительных сетей. Кроме того, реклоузер позволяет в режиме реального времени вести протоколы по параметрам качества передаваемой электрической энергии и при наличии телемеханики передавать эти протоколы в любое место, где есть приемник телеметрического сигнала. Это дает возможность легко интегрировать данное устройство в автоматизированную систему управления района электрических сетей.

Реклоузер – это надежное и довольно простое в эксплуатации устройство, позволяющее отключать токи КЗ за минимальное время и при этом за такое же время восстанавливать электроснабжение на неповрежденных участках. Значения протекающих в линии токов через трансформаторы тока поступают на цифровые реле, которые могут быть запрограммированы на довольно широкий спектр параметров, в зависимости от места и целей установки реклоузера.

Принцип действия

Принцип действия реклоузера состоит в следующем (см. рис.1). Пусть произошло повреждение линии на участке К1.

1. Реклоузер Р1 отключается при повреждении в точке К1. Очень важно при этом, что головной выключатель не отключается.

2. Реклоузер Р2 меняет последовательность своего действия. Его уставки выставляются в соответствии с режимом защиты от минимального напряжения.

3. Нормально отключенный реклоузер Р3 включается в соответствии с режимом защиты от минимального напряжения.

4. Реклоузер Р2 выключается только однажды и остается отключенным.

Поврежденный участок изолирован между реклоузерами Р1 и Р2 за гораздо меньшее время, чем при централизованной автоматике, когда для тех же целей применяются обычные выключатели. Причем при выполнении перечисленных операций каналы связи не требовались. Каналы связи могут быть использованы для восстановления системы, а также для измерений или диагностики системы во время планового восстановления нормального режима работы.

Рис.1. Работа реклоузера (Р, Р1-Р10 – реклоузеры)

Устройство и технические параметры

Реклоузер включает в себя:

– вакуумный (элегазовый) коммутационный аппарат;

– систему первичных преобразователей тока и напряжения;

– автономную систему оперативного питания;

– микропроцессорную систему релейной защиты и автоматики с возможностью подключения системы телемеханики;

– систему портов для подключения устройств телеметрии;

– комплекс программного обеспечения.

Основные параметры и характеристики рассмотрим на примерах реклоузеров промышленной группы «Таврида Электрик» PBA/TEL и компании Cooper Power Systems (США) NOVA:

Мировая практика

Опыт внедрения реклоузеров за рубежом имеет более чем полувековую историю. Одной из первых начала их производство компания Kyle (США) в 1941 году. Сейчас Kyle входит в группу компаний Cooper Power Systems – CPS (США), мирового лидера по производству вакуумных выключателей и реклоузеров. Кроме CPS, реклоузеры выпускают компании: Soule Materiel Electrique (Франция), Togami Electric (Япония), Whipp & Bourne (Англия), ABB (ШвецияШвейцария), NEI Reyroll Ltd. (Англия) и другие. В СНГ производством реклоузеров занимается промышленная группа «Таврида Электрик». Следует отметить, что при сохранении в реклоузере всех основных функций зарубежных аналогов и добавлении новых инженеры «Тавриды» добились гораздо меньшей стоимости и габаритных размеров, нежели зарубежные компании.

Энергокомпания Детройт-Эдиссон (США) отмечает, что внедрение в распределительные сети реклоузеров позволяет ей экономить около 1 миллиона долларов ежегодно лишь за счет снижения затрат на эксплуатационное обслуживание и регулярную замену существующего парка традиционных выключателей, поскольку реклоузеры на протяжении всего срока службы (25 лет) не требуют какого-либо обслуживания. Опыт компании ESKOM (Южная Африка) показал, что внедрение реклоузеров с микропроцессорным блоком релейной защиты и возможностью интеграции в систему SCADA значительно повышает надежность сети и практически полностью исключает возможность отключения потребителей из-за неустойчивых КЗ.

Российский пилотный проект

Что касается опыта внедрения и эксплуатации реклоузеров в России, то уже сегодня существует пилотный проект линии 10 кВ в Западных сетях ОАО «Смоленскэнерго». Этот проект был выполнен Институтом электроэнергетики (МЭИ) совместно с институтом РОСЭП, ОАО «Смоленскэнерго», фирмой «Cooper Power Systems» при активной поддержке и помощи Департамента Электрических сетей РАО «ЕЭС России».

Общая протяженность линии – около 100 км между двумя центрами питания. Она полностью отвечает требованиям по качеству и надежности электроснабжения, а также описанному выше «принципу длинного фидера». При создании пилотной линии использовалось следующее оборудование: батареи статических конденсаторов (для регулирования cos j), вольтодобавочные трансформаторы (регулирование напряжения), нелинейные ОПН (защита элементов сети от перенапряжений), а также реклоузеры. В процессе реализации проекта была использована система дистанционного контроля и автоматического управления SCADA.

Цель проекта – проведение научных исследований, накопление опыта применения и совершенствование принципов построения протяженных распределительных сетей и их эксп луатации в российских условиях, применение и апробация передового оборудования среднего класса напряжения, выявление резервов повышения надежности и качества электроснабжения потребителей*.

Применение реклоузеров в данном проекте продемонстрировало значительное повышение надежности электроснабжения потребителей, культуры эксплуатации сети, уменьшение времени поиска повреждения на линии. В частности, специалисты ОАО «Смоленскэнерго» отмечают, что число повреждений от однофазных замыканий на землю (одного из самых распространенных типов повреждения) снизилось практически до нуля. Устройства почти не требуют обслуживания. Достаточно иметь всего одну легковую машину и двух человек для проведения периодических осмотров внешнего состояния выключателей. Опыт эксплуатации реклоузеров в Западных сетях ОАО «Смоленскэнерго» продемонстрировал, что применение подобных технологий позволяет гораздо эффективнее использовать пропускную способность ВЛ и надежно обеспечивать потребителей в условиях значительной удаленности их друг от друга*.

Экономический эффект применения

Основная составляющая экономического эффекта от внедрения реклоузеров – снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Иски, выставляемые энергокомпаниям в развитых странах, как правило, в несколько раз превосходят стоимость восстановительных работ. Вскоре те же проблемы возникнут и в России.
Расчеты, выполненные в ОАО «ВНИИЭ», показывают, что при применении реклоузеров ущерб от недоотпуска снижается в несколько раз. При этом срок окупаемости затрат (в зависимости от удельной стоимости ущерба от недоотпуска 1 кВт.ч) равен от 3 до 9 лет. Кроме того, снижаются затраты на профилактическое обслуживание реклоузеров, расследование аварий, связанных с неправильными действиями РЗА, ремонт поврежденного оборудования, сбор и обработку информации о режимах и событиях, поиск места повреждения на линиях электропередачи и установку дополнительных средств защиты. К тому же применение реклоузеров повышает безопасность обслуживающего персонала.

Подводя итог, можно сказать следующее: внедрение реклоузеров в распределительные сети 6 (10) кВ является перспективным, технологически оправданным мероприятием и отвечает Концепции технического перевооружения электрических сетей РАО «ЕЭС России». Их применение позволяет снизить ущерб от недоотпуска электроэнергии и повысить надежность электроснабжения. Области применения реклоузеров для различных схем электроснабжения, стоимостных характеристик удельных ущербов групп потребителей, требуют более глубокого изучения и экономического анализа.
Однако уже сегодня можно с полной уверенностью сказать, что проектирование и строительство электрических сетей с применением реклоузеров позволит в недалеком будущем вывести отечественные электрические сети среднего напряжения на новый уровень автоматизации и управления.

Литература

1. Скворцов, Д. Шнейдер Электрик: интеллектуальные распределительные сети / Д. Скворцов //Новости электротехники. — 2012. — 3(75).

2. Руководство по эксплуатации вакуумных реклоузеров серии РВА/TEL. РЕК «Тавридаэлектрик» 2008 г.

3. Ющенко, Е. Л. Адресное программирование / Е. Л. Ющенко. — Киев: Техническая литература, 1963. — 288 с.
Поступила в редакцию 12. 09. 2012 г.

4. Елена Крылова. Реклоузеры. Тактика эффективного применения. М: Журнал о «Энергонадзор», декабрь 2009 г. — № 6.

5. Б. К. Максимов, В. В. Воротницкий. «Оценка эффективности автоматического секционирования воздушных распределительных сетей 6(10) кВ с применением реклоузеров с целью повышения надежности электроснабжения потребителей» // Электротехника. — 2005. — N 10.

6. Каталог ОАО «Таврида электрик». Реклоузеры.

7. В. А. Андреев Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. 3-е изд., — М.: Высшая школа, 1991. — 496 с.

8. РОСТ 12.1. 019−79 ССБТ И-1. 01. 86. Электро безопасность. Общие требования и номенклатура видов защит.

Дата добавления: 2017-02-24 ; просмотров: 428 | Нарушение авторских прав

1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

черт. 1 и 2 — с механическим (ручным) приводом;

черт. 3 — 10 — с гидравлическим приводом.

В ОП для ремонта — привод механический или гидравлический, для бурения — гидравлический.

Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

Применяемость схем — по приложению 2 .

1.2. Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать указанным в табл. 1 .

Рабочее давление Р_р, МПа

Условный проход манифольда, мм

Номинальное давление станции гидропривода (для схем 3 — 10), МПа**

Наибольший диаметр трубы, проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм

* Допускается в ОП для бурения уменьшение условного прохода линий, соединяемых с дросселями, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный проход боковых отводов устьевых крестовин должен быть не более условного прохода подсоединяемой линии манифольда.

** Допускается применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 10,5; 14; 21; 35 МПа.

1.3. Условное обозначение ОП — по приложению 3 .

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока

Примечание. Типовые схемы 1 — 10 не определяют расположение блоков, их составных частей и магистральных линий в пространстве.

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — устьевая крестовина; 4- манометр с запорным и разрядным устройствами с разделителем сред; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропровода; 11 — обратный клапан

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 6 — задвижка с ручным управлением; 7 — гаситель потока; 8 — вспомогательный пульт; 9 — станция гидравлического управления ; 10 — обратный клапан

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ ОП И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

2.1. ОП в общем случае должно обеспечивать герметизацию устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями, а также протаскивание колонны бурильных труб с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замкового соединения под углом 18°), а также позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.

2.2. Комплекс ОП должен состоять из:

превенторного блока ОП;

станции гидропривода ОП.

2.3. По требованию потребителя комплекс ОП должен дополняться сепаратором или трапно-факельной установкой, а также обеспечивать размещение замкового соединения бурильной колонны между трубными плашками двух плашечных превенторов.

2.4.* ОП конструктивно должно быть выполнено в виде блоков, удобных для эксплуатации, монтажа и транспортирования. Допускается конструктивное объединение составных частей, не изменяющее типовой схемы и не ухудшающее эксплуатационных свойств ОП (например, сдвоенные превенторы; плашечный превентор и крестовина, совмещенные в одном корпусе в виде превентора с боковыми отводами и др.).

* Пункт является рекомендательным.

2.5. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающих давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Р_р, указанному в табл. 2 .

Пробное давление, МПа, при Р_р

ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ТИПОВЫЕ СХЕМЫ, ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ

(СТ СЭВ 6149-87, СТ СЭВ 6913-89,
СТ СЭВ 6914-89, СТ СЭВ 6916-89)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО УПРАВЛЕНИЮ
КАЧЕСТВОМ ПРОДУКЦИИ И СТАНДАРТАМ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

Типовые схемы, основные параметры и
технические требования к конструкции

Blow-out preventer equipment. Standard schemes, basic parameters and technical requirements for design

(СТ СЭВ 6149-87,
СТ СЭВ 6913-89,
СТ СЭВ 6914-89,
СТ СЭВ 6916-89)

Настоящий стандарт распространяется на вновь разрабатываемое или модернизируемое противовыбросовое оборудование (далее — ОП), предназначенное для герметизации устья 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.

Стандарт определяет типовые схемы, основные параметры ОП и его составных частей и устанавливает взаимосвязь между ними.

Стандарт не распространяется на специальные виды ОП для скважин с избыточным давлением на устье, морских скважин с подводным расположением устья и т.п., а также на составные части, дополнительно включаемые в стволовую часть ОП (герметизаторы, разъемный желоб, надпревенторная катушка и др.).

Термины, применяемые в настоящем стандарте, и их пояснения приведены в приложении 1.

1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1.1. Устанавливаются десять типовых схем ОП ( черт. 1 — 10 ):

черт. 1 и 2 — с механическим (ручным) приводом;

черт. 3 — 10 — с гидравлическим приводом.

В ОП для ремонта — привод механический или гидравлический, для бурения — гидравлический.

Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

Применяемость схем — по приложению 2.

1.2. Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать указанным в табл. 1.

Условный проход ОП, мм

Рабочее давление Р_р, МПа

Условный проход манифольда, мм

Номинальное давление станции гидропривода (для схем 3 — 10), МПа**

Наибольший диаметр трубы, проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм

* Допускается в ОП для бурения уменьшение условного прохода линий, соединяемых с дросселями, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный проход боковых отводов устьевых крестовин должен быть не более условного прохода подсоединяемой линии манифольда.

** Допускается применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 10,5; 14; 21; 35 МПа.

1.3. Условное обозначение ОП — по приложению 3.

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока

Примечание. Типовые схемы 1 — 10 не определяют расположение блоков, их составных частей и магистральных линий в пространстве.

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с ручным управлением; 3 — устьевая крестовина; 4- манометр с запорным и разрядным устройствами с разделителем сред; 5 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 — гаситель потока

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропровода; 11 — обратный клапан

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 6 — задвижка с ручным управлением; 7 — гаситель потока; 8 — вспомогательный пульт; 9 — станция гидравлического управления ; 10 — обратный клапан

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

1 — плашечный превентор; 2 — задвижка с гидравлическим управлением; 3 — устьевая крестовина; 4 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 — кольцевой превентор; 6 — дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 — задвижка с ручным управлением; 8 — гаситель потока; 9 — вспомогательный пульт; 10 — станция гидропривода; 11 — обратный клапан; 12 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 — пульт управления гидроприводным дросселем

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ ОП И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

2.1. ОП в общем случае должно обеспечивать герметизацию устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями, а также протаскивание колонны бурильных труб с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замкового соединения под углом 18°), а также позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.

2.2. Комплекс ОП должен состоять из:

превенторного блока ОП;

станции гидропривода ОП.

2.3. По требованию потребителя комплекс ОП должен дополняться сепаратором или трапно-факельной установкой, а также обеспечивать размещение замкового соединения бурильной колонны между трубными плашками двух плашечных превенторов.

2.4.* ОП конструктивно должно быть выполнено в виде блоков, удобных для эксплуатации, монтажа и транспортирования. Допускается конструктивное объединение составных частей, не изменяющее типовой схемы и не ухудшающее эксплуатационных свойств ОП (например, сдвоенные превенторы; плашечный превентор и крестовина, совмещенные в одном корпусе в виде превентора с боковыми отводами и др.).

* Пункт является рекомендательным.

2.5. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающих давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Р_р, указанному в табл. 2.

Условный проход ОП, мм

Пробное давление, МПа, при Р_р