Шпаргалка по дисциплине "Безопасность жизнедеятельности"

Билет 1 Правила технической эксплуатации магистральных газонефтепроводов.

 

Все работы по ТО производятся в соответствии со СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, В своей  практической деятельности руководствуются  Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, Положением о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных газонефтепроводов и регламентами, рассматривающими вопросы организации и планирования работ по ТО линейной части, включая период консервации и режим содержания в безопасном состоянии .

 

Билет 2.Гидраты их сущность, причины образования и вредное воздействие на магистральные газопроводы обнаружение гидратообразования в магистральных газопроводах.

 

В процессе эксплуатации магистрального газопровода при недостаточно эффективной осушке газа может произойти полная или частичная его закупорка в результате отложения кристаллогидратов, образующихся при наличии влаги в газе и при определенных давлении и температуре. Гидраты углеводородных газов представляют собой белые кристаллы, похожие на снег, а при уплотнении напоминают лед. По своей структуре кристаллогидраты — соединения нескольких молекул газа и воды. Однако такое соединение не является стабильным и при определенных условиях, например при понижении давления или повышении температуры, легко разлагается на газ и воду. Данной температуре газа соответствует определенное давление, при котором начинают образовываться кристаллогидраты.

На  образование гидратов, кроме температуры  и давления, влияет состав газа и  его насыщенность парами воды. Поэтому  на работе газопровода отрицательно сказывается недостаточная осушка газа и плохая продувка газопровода перед сдачей его в эксплуатацию, а также отсутствие в пониженных местах дренажных устройств (конденсатосборников и продувочных патрубков) или нерегулярное удаление из них скапливающейся жидкости. Засорение газопроводов посторонними предметами, влагой и пылью, которые уменьшают площадь сечения газопровода в пониженных местах (где они скапливаются), также приводит к образованию гидратов вследствие возникающего перепада давления и снижения температуры газа.

Места возможного гидратообразования в газопроводе  определяют путем сопоставления  графика падения давления и снижения температуры данного газопровода с графиком температуры образования гидратов. Падение температуры приводит к уменьшению упругости водяных паров и влагоемкости газа, что в свою очередь сопряжено с выпадением капельной жидкости (воды вместе с газовым конденсатом), образующей гидраты.

Поскольку при движении газа по газопроводу  температура его падает быстрее, чем давление, более вероятно образование  гидратов на начальных, головных   участках  газопровода  на расстоянии 10—60 км. На участках, где вследствие падения давления газ становится ненасыщенным (т. е. парциальное    давление  пара   в газовой смеси меньше   упругости паров гидрата),  гидраты не образуются, хотя температура их  образования  может быть и выше  температуры   газопровода.  Практически при снижении   точки   росы   газа на 5— 7° С ниже температуры в  газопроводе исключается образование ристаллогидратов, что соответствует примерно 60—70% относительной влажности газа.

Для предупреждения гидратообразования необходимо устранить  хотя бы одно из основных условий существования  гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу в газе.

В соответствии с этим предупреждение гидратообразования осуществляют вводом ингибиторов в поток газа, осушкой  газа от паров воды, поддержанием температуры  газа выше температуры гидратообразования, поддержанием давления ниже давления гидратообразования.

Однако, наиболее эффективный для предупреждения гидратообразования – метод ввода ингибиторов в поток газа.

На  практике в качестве ингибиторов  широко используют электролиты, спирты, гликоли. Растворяясь в воде, имеющейся  в потоке газа, ингибиторы снижают  давление паров воды. При этом, если гидраты и образуются, то при более  низкой температуре. Ввод ингибиторов  при уже образовавшихся гидратах снижает давление паров воды, равновесие гидраты - вода нарушается, упругость  паров воды над гидратами оказывается  большей, чем над водным раствором, что и приводит к их разложению. В качестве антигидратных ингибиторов  широкое применение находит хлористый  кальций и диэтиленгликоль (ДЭГ) и др.

Метод последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов заключается в  том, что различные по качеству углеводородные жидкости отдельными партиями определенных объемов перекачиваются по одному трубопроводу.

Широкое внедрение последовательной перекачки  вызвано особенностями работы трубопроводов. В чем они заключаются?

Во-первых, нефти, добываемые в пределах даже одного месторождения, имеют различный химический состав. Разные по качеству нефти на мировом рынке продаются по разным ценам.  Строить же для каждой нефти отдельный трубопровод экономически неоправданно. Более предпочтителен вариант их последовательной (друг за другом) перекачки по одному трубопроводу.

Во-вторых, продукты нефтепереработки (бензины, керосины, дизельные топлива поставляются потребителям как правило по трубопроводам.   Обычно  объемы  отдельно  взятых  продуктов либо недостаточны для строительства самостоятельных трубопроводов, либо позволяют сооружать лишь маломощные  нефтепродуктопроводы для каждого нефтепродукта в отдельности. Поэтому, если направление транспортировки нефтепродуктов совпадает, экономически целесообразнее построить один трубопровод большого диаметра и различные нефтепродукты перекачивать по нему последовательно.

В-третьих, в условиях нефтебаз последовательная перекачка неизбежна, т.к. практически невозможно построить отдельные трубопроводы для каждого нефтепродукта

При последовательной перекачке различные  нефтепродукты поступают с НПЗ  в резервуары головной перекачивающей станции практически одновременно, а их перекачка производится последовательно — в виде отдельных следующих друг за другом партий.

Периодически  повторяющаяся очередность следования нефтепродуктов в трубопроводе называется циклом последовательной перекачки.

Партии  нефтепродуктов в цикле формируются  с учетом их состава, свойств и  качества. Нормами проектирования рекомендуется следующая последовательность нефтепродуктов в цикл

дизельное топливо,

топливо для реактивных двигателей;

керосин или топливо печное бытовое;

автомобильный бензин А-76

автомобильный бензин АИ-93

автомобильный бензин АИ-95.

Таким образом, в нефтепродуктопроводе, как  правило, одновременно находится несколько партий различных по свойствам нефтепродуктов. Это необходимо учитывать при гидравлическом расчете трубопроводов.

Особенностью  последовательной перекачки является образование некоторого количества смеси в зоне контакта двух следующих друг за другом нефтепродуктов. Причиной смесеобразования является неравномерность осредненных местных скоростей по сечению трубопровода. Кроме того, некоторое количество смеси образуется при переключении системы задвижек на начальном пункте нефтепродуктопровода в период смены нефтепродуктов (такая смесь называется первичной).

Для уменьшения количества смеси иногда применяются специальные устройства — разделители, помещаемые в зону  контакта разносортных нефтепродуктов и двигающиеся совместно с  ними по нефтепродуктопроводам. Кроме  того, на конечном пункте предусматриваются  мероприятия по исправлению и  реализации  получающейся смеси  нефтепродуктов.

Опыт  эксплуатации магистральных трубопроводов, по которым последовательно перекачиваются различные нефти или нефтепродукты, показывает, что объем смеси при прямом контактировании равен 0,5... 1 % объема трубопровода.  Поскольку смесь является некондиционным продукте» то необходимо всемерно стремиться к уменьшению ее объема.

На образование смеси оказывают  влияние скорость перекачки, остановки  перекачки, конструктивные особенности  обвязки перекачивающих станций  и резервуарных парков, объем партий, соотношение вязкостей и плотностей перекачиваемых жидкостей.

При турбулентном режиме перекачки объем  образующейся смеси значительно  меньше, чем при ламинарном. Поэтому  однозначно последовательную перекачку  необходимо осуществлять при турбулентном режиме. Выбор скоростей перекачки  при этом лимитируется следующими соображениями. Если скорость низкая, то может произойти расслоение потока и объем смеси возрастет. Чем больше скорость перекачки, тем объем образующейся смеси меньше

 

 

Билет 3.Учёт нефтепродуктов на нефтебазе.

 

 

 Бухгалтерский учет нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах ведется  в единицах массы. На автозаправочных  станциях определение количества при  приеме, отпуске, хранении и инвентаризации нефтепродуктов осуществляется в единицах объема. Для обеспечения достоверности  и единства измерений массы нефтепродуктов, а также контроля их качества нефтебазы  и АЗС должны иметь необходимое  оборудование и средства измерений, допущенные к применению Госстандартом  и имеющие клеймо Государственной  метрологической службы или соответствующую  отметку в паспорте.

1.2. Средства измерений, находящиеся  в эксплуатации, подвергаются государственной  или ведомственной поверке, которая  удостоверяется клеймением средств  измерений, выдачей свидетельства  о поверке или отметкой в  паспорте средства измерений.

Государственная и ведомственная проверка производится лицами, аттестованными в качестве государственных или ведомственных  поверителей в порядке, установленном  Госстандартом.

1.3. Государственной поверке, производимой  органами Госстандарта, подвергаются  средства измерений, включенные  в утверждаемый Госстандартом  перечень средств измерений, подлежащих  обязательной государственной поверке  (Приложение 1).

Средства  измерений, поверка которых не может  быть обеспечена ведомственной поверкой, представляются на поверку в органы Госстандарта или на предприятия, в  организации и учреждения других министерств и ведомств, которым  это право предоставлено органами Госстандарта.

1.4. Ответственным за комплектность  и исправное состояние средств  измерений возлагается на руководителей  предприятий и организаций нефтепродуктообеспечения, которые в свою очередь приказом  назначают лиц для осуществления  повседневного контроля за средствами  измерений в соответствии с  "Положением о метрологической  службе территориального управления, управления магистральных нефтепродуктопроводов,  нефтебазы, предприятия и организации". При этом ответственные лица  в своей работе должны руководствоваться  нормативными документами, приведенными  в Приложении 2.

1.5. При эксплуатации нефтебаз, АЗС  и наливных пунктов следует  руководствоваться Правилами технической  эксплуатации нефтебаз, автозаправочных  станций, утверждаемыми Госкомнефтепродуктом  СССР.

Количество  нефтепродуктов определяется одним  из методов, установленных ГОСТ 26976-86. Значение массы нефти и нефтепродуктов, полученные при измерении, принимается  за действительное.

2. Методы  и средства измерений нефти  и нефтепродуктов

Объемно-массовый метод измерений

2.1. Этим методом определяется масса  нефтепродукта по его объему  и плотности. Объем нефтепродукта  определяется из градуировочных  таблиц по измеренному уровню  в резервуарах, железнодорожных цистернах, танках судна или по полной вместимости указанных емкостей. Объем можно также измерять счетчиком жидкости.

Приборы и  средства измерения

2.2. Объем нефтепродуктов определяется  в стационарных резервуарах, транспортных  средствах и технологических  трубопроводах, отградуированных  в соответствии с требованиями  нормативно-технических документов.

Резервуары  стальные вертикальные стационарные (РВС) со стационарными и плавающими крышами  и понтонами вместимостью от 100 до 50000 куб. м должны быть отградуированы по ГОСТ 8.380-80 (с учетом последующих  изменений и дополнений), резервуары вертикальные цилиндрические железобетонные со сборной стенкой вместимостью от 50 до 30000 куб. м - по РД 50-156-79, резервуары стальные горизонтальные вместимостью от 5 до 100 куб. м - по ГОСТ 8.346-79 (с учетом последующих изменений).

Технологические трубопроводы для нефтепродуктов должны градуироваться согласно "Методическим указаниям по определению вместимости  и градуировке трубопроводов  нефтебаз. Геометрический метод".

2.3. Градуировочные таблицы береговых  резервуаров на перевалочных  водных и водно-железнодорожных  нефтебазах при перевозке нефтепродуктов  водным транспортом должны быть  утверждены территориальными органами  Госстандарта, а остальных резервуаров  и технологических трубопроводов  - территориальным (областным) управлением  или госкомнефтепродуктом союзной  республики.

После каждого капитального ремонта и  вызванного в связи с этим изменения  вместимости резервуара, но не реже 1 раза в 5 лет должна проводиться  повторная градуировка резервуара.

После оснащения резервуара внутренним оборудованием  к градуировочной таблице оформляется  изменение, которое утверждается в  порядке, установленном для градуировочных таблиц.

Повторная градуировка трубопроводов должна проводиться не реже 1 раза в 10 лет. При  изменении схемы трубопровода, протяженности, диаметра отдельных его участков и т.д. к градуировочной таблице  трубопровода оформляется изменение, которое утверждается в порядке, установленном для таблицы.

Также не реже 1 раза в 10 лет должны пересматриваться градуировочные таблицы на резервуары железобетонные.

2.4. К градуировочной таблице должны  быть приложены:

- акт и протокол определения  размеров резервуара;

- акты измерений базовой высоты  и неровностей днища (формы  акта и протокола приведены  в ГОСТ 8.380-80);

- данные о массе понтона и  уровне его установки от днища  резервуара;

- таблица средних значений вместимости  дробных частей сантиметра каждого  пояса резервуара.

В градуировочной таблице указывают  величины, на которые внесены поправки при ее расчете.

2.5. Для проведения градуировки и  составления таблиц должен привлекаться  специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку,  должны быть зарегистрированы  в органах Госстандарта и иметь  право на проведение таких  работ.