Билет № 18

1.Основные задачи, возлагаемые на линейную эксплуатационную службу (ЛЭС). Объём работ при ТО ЛЧ МН

Выполнение необходимого комплекса в профилактических мероприятиях обеспечивающих сохранность и работоспособность оборудования и сооружений линейной части МН, подготовка участков магистральных и технологичных частей нефтепровода, оборудования и сооружения лин. части и НПС к проведению ремонтных работ, контроль за тех. состоянием объектов лин. части МН. Организация и проведение тех. обслуживания, тех. ремонта указанных объектов, своевременное формирование заявок на проведение работ подрядными организациями и центральных рем. служб. Разработка перспектив и текущих планов работ ЛЭС и отчетность по их выполнению, содержание ЛЧ и НПС в соответствии с требованием норм и правил. Плановое обследование трассы, а так при аварийных ситуациях, из за снижения давления вызванного не технологическими причинами а так же при выходе нефти.

Объем работ ЛЧМН. Обслуживание трубопровода с отводами, лупингами и резервными нитками, запорной арматуры и обратные затворы, включая входные и выходные задвижки НПС, подводные переходы через водные переходы, узлы КППСОД, опознавательные предупредительные запрещающие знаки. А так же линейные колодцы, датчики отбора давления, манометрические узлы, вантузы, площадки обслуживания награждения обвалования, защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения, вдоль трассовые и подъездные дороги, переходы через нефтепровод, верт. площадки, блок посты и дома обходчиков и стационарные боковые заграждения.

2.Работы, выполняемые при техническом обслуживании запорной арматуры. Периодичность ТО

ТО-1 визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, проверка фланцевого соединения(протечки не допускаются) проверка сальникого уплатнения, проверка параллельности фланцев(корпус, крышка), чистка наружных поверхностей, устранение подтеков, контроль наличия смазки в редукторе электропровода, проверка степени открытости закрытости задвижки на 100% по высоте шпинделя, визуальная проверка состояние электропривода, проверка принятия и герметичности защитного кожуха шпинделя, сброс избыточного давления из корпуса задвижки при t>+30, контроль герметичности затвора шиберной задвижки производится через дринажный трубопровод и совмещается с проведением ТО.

ТО-1 для 50-250мм 1 раз в 3 месяца

для 300- 1200 мм 1 раз в месяц

ТО-1 обратных затворов 1 раз в 3 месяца.

ТО-2 сезонное обслуживание 2 раза в год, осенью, при подготовке трубопровода к осеннее зимнему периоду и весной перед наступлением паводка. Все работы ТО-1, а так же проверка на полное откр, закр, затвора задвижки в местном режиме управления, проверка срабатывания конечных выкл и их ревизия, проверка плавности перемещения всех подвижных частей в задвижке, замена смазки в редукторе электропривода, осенью на зимнею, весной на летнею, проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз, проверка на полное откр и закр задвижки в режиме телеуправления, проверка резьбы шпинделя на отстутствие повреждений, проверка прямолинейности выдвижной части шпинделя, удаление воды из под шиберного пространства через дренажный трубопровод, проверка и слив конденсата из защитной стойки шпинделя.

3.Испытание на прочность и проверка на герметичность участка нефтепровода после капитального ремонта с заменой труб

Работы по испытанию трубопроводов следует выполнять после вывода персонала и основной техники из опасной зоны (опасная зона – 100 м.)

Испытание на прочность и проверка на герметичность проводится после полной готовности всего участка:

1) установки арматуры и приборов;

2) приварки катодных выводов;

3) засыпки минеральным грунтом.

5. Испытание отремонтированного участка следует проводить:

1) гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями;

2) пневматическим (воздухом);

3) комбинированным (воздухом и водой).

Параметры испытания на прочность, независимо от способа испытания, испытанию применяются в соответствии с рабочим проектом.

Нефтепроводы следует испытывать, как правило, гидравлическим способом.

Трубопровод подвергается циклическому гидравлическому испытанию на прочность

Количество циклов д.б. не менее 3-х, а величина испытательного давления в каждом цикле в нижней точке трубопровода не более гарантированного заводом испытательного давления (Р зав.= 0,95 bт), но не менее Р исп. = 1,1 Рраб. в верхней точке.

(bт – это величина (кгс/см2) - предела текучести металла, при котором метал за счет

упругой деформации не возвращается в первоначальное положение т.е. метал

начинает течь

Время выдержки трубопровода под испытательным давлением должно составлять не менее 24 часов.

Проверка на герметичность участка или нефтепровода в целом производят после

Испытания на прочность и снижения испытательного давления до проектного рабочего в течение времени, необходимого для осмотра трассы (но не менее 12 час.).

Нефтепровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если во время испытания трубопровода на прочность труба не

разрушалась, а при проверке на герметичность давление осталось в пределах

допустимых норм и не были обнаружены утечки.

При разрыве, обнаружении утечек визуально, по звуку или с помощью приборов, участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

После окончания испытаний и проверки на герметичность следует удалить воду из участка трубопровода с помощью разделителей, перемещаемых под давлением воздуха

Испытанный на прочность и проверенный на герметичность вновь проложенный участок трубопровода следует подключить к основной магистрали и заполнить нефтью. Вытисняемый воздух следует удалить через вантуз.

4.Действия патрульной группы при обнаружении повреждения на нефтепроводе

Аварийно-восстановительные службы, обходчики нефтепроводов при осмотре трассы нефтепровода и обнаружении выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока должны:

- сообщить о выходе нефти оператору НПС и диспетчеру РДП;

- продублировать сообщение по телефону или рации с ближайшей ЛПДС (НПС);

- приступить к ликвидации аварии, действуя согласно ПЛА.

При облете трассы и обнаружении выхода нефти летный наблюдатель или бортовой оператор должны:

- сообщить через диспетчера аэропорта диспетчеру РНУ (УМН) об обнаруженном месте выхода нефти;

- сделать круг над ближайшей ЛПДС (НПС) и сбросить вымпел с сообщением об обнаружении выхода нефти;

- продублировать свое сообщение диспетчеру РДП с ближайшего аэропорта;

- находиться на связи в ожидании указаний диспетчера РДП.

1. Правила проведения огневых работ

Дата добавления: 2015-06-27