Шпаргалка по дисциплине "Безопасность жизнедеятельности"

При проведении ревизии внимание следует  уделять участкам, работающим в особо  сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные  устройства, а также участки трубопроводов  перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые  и временно неработающие участки).

При ревизии трубопроводов с давлением  до 10 МПа (100 кгс/см2) следует:

а) провести наружный осмотр трубопровода;

б) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.

Количество  участков для проведения толщинометрии  и число точек замера для каждого  участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости  от конкретных условий эксплуатации.

Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах сужения  трубопровода, перед арматурой и  после нее, местах скопления влаги  и продуктов, вызывающих коррозию, застойных  зонах, дренажах), а также на прямых участках трубопроводов.

При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной до 20 м и  межцеховых трубопроводов длиной до 100 м следует выполнять замер  толщины стенок не менее, чем в  трех местах.

Во  всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте следует производить  в 3 - 4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4 - 6 точках по выпуклой и вогнутой частям.

Во  время осмотра проверяют наличие  коррозии, трещин, уменьшения толщины  стенки труб и деталей трубопроводов;

При необходимости проводится радиографический или ультразвуковой контроль сварных  стыков и металлографические и механические испытания;

Проверка  механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержащих средах, проводится в случаях, предусмотренных  проектом. Механические свойства металла  следует проверять также и  в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение.

При неудовлетворительных результатах  ревизии следует определить границу  дефектного участка трубопровода (осмотреть  внутреннюю поверхность, измерить толщину  и т.п.) и выполнить более частые замеры толщины стенки всего трубопровода.

При полной ревизии разбирается весь трубопровод полностью, проверяется  состояние узлов труб и деталей, а также арматуры, установленной  на трубопроводе.

Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке  и сварке, после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность.

После истечения проектного срока службы независимо от технического состояния  трубопровод должен быть подвергнут комплексному обследованию (экспертизе промышленной безопасности) с целью  установления возможности и сроков дальнейшей эксплуатации.

Во  время эксплуатации следует принять  необходимые меры по организации  постоянного и тщательного контроля за исправностью арматуры, а также  за своевременным проведением ревизии  и ремонта.

Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, а также приводных устройств  арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопровода.

При ревизии арматуры, в том числе  обратных клапанов, должны быть выполнены  следующие работы:

а) внешний осмотр;

б) разборка и осмотр состояния отдельных  деталей;

в) осмотр внутренней поверхности и  при необходимости контроль неразрушающими методами;

г) притирка уплотнительных поверхностей (при необходимости);

д) сборка, опробывание и опрессовка на прочность и плотность.

 

Билет 16.Правила технической эксплуатации ГРС и ГРП.

 

При эксплуатации ГРС предусматриваются  следующие формы обслуживания:

1. Если пропускная способность ГРС не превышает 15000 нм³/час, то её обслуживание осуществляется централизованно один раз в неделю персоналом линейной эксплуатационной службы ЛПУМГ. Кроме того, ГРС должна быть снабжена системами:

• автоматики, поддерживающей установленный режим подачи газа без вмешательства персонала;
• телемеханики, аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в диспетчерский пункт;

- по предупреждению образований гидратов в коммуникациях и оборудовании;

    - автоматического удаления конденсата  и влаги из узла очистки  газа;

• многосуточной (не менее 7 суток) регистрации расхода газа;

2. При пропускной способности не более 30000 нм³/час 
осуществляется  периодическое   обслуживание  ГРС.

   Оно проводится в одну смену  одним оператором, периодически  посещающим ГРС для выполнения  необходимых работ согласно утвержденному  графику. 

3. При пропускной способности не более 150000 нм³/час осуществляется надомное обслуживание ГРС. Оно проводится операторами, работающими на ГРС согласно утвержденному графику. При надомном обслуживании ГРС должна быть снабжена системами:

- телемеханики, аварийной, охранной и пожарной 
сигнализации с подачей предупредительного сигнала в дом 
оператора и диспетчерский пункт;

- по предупреждению образований гидратов в 
коммуникациях и оборудовании;

• удаления конденсата и механических примесей из узла очистки газа;

4. При пропускной способности ГРС свыше 150000 нм³/час 
или при количестве выходных коллекторов более двух 
осуществляется вахтенное обслуживание станции с 
круглосуточным дежурством персонала посменно в соответствии 
с утвержденным графиком. При вахтенном обслуживании ГРС 
должна быть снабжена системами:

• аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в помещение операторной, а при наличии системы телемеханики - на диспетчерский пункт;
• по предупреждению образований гидратов в коммуникациях и оборудовании;
• удаления конденсата и механических примесей из узла очистки газа;
• устройств подготовки импульсного газа для систем регулирования, защиты, управления.

 Эксплуатация  ГРС

После приема ГРС в эксплуатацию осуществляется её предпусковой осмотр и пуск.

Осмотр  необходимо проводить в следующем  порядке и при осмотре следует  проверить:

- состояние оборудования, обратив внимание на 
неисправности типа пропусков в сальниковых уплотнениях, 
фланцевых и резьбовых соединениях;

• наличие одоранта в одоризационной установке;
• исправность контрольно-измерительных приборов;
• срабатывание кранов от системы защитной автоматики;
• положение запорной арматуры;
• наличие масла в пылеуловителях;
• наличие импульсного газа для перестановки кранов;
• наличие метанола в установке подачи метанола;
• работу систем подогрева газа;
• исправность средств телемеханики;
• состояние изолирующих фланцев на входе и выходе ГРС.

Если  до пуска станции из трубопроводов, сосудов и аппаратов был выпущен  газ, то вначале технологическую  систему ГРС продувают газом  с давлением не выше 0,1 МПа, а затем  давление газа поднимают до рабочего. Заполнение технологической системы  газом необходимо осуществить плавно, открывая запорную арматуру обводных линий входного крана и осуществляя  контроль давления по манометру. При  достижении перепада давлений на входном  кране ниже допустимого значения разрешается его открытие. После  установления заданного давления на выходном газопроводе ГРС, путем  открытия запорной арматуры обводных линий выходного крана и его  самого, аналогично входной линии, осуществляется подача газа на выходную магистраль станции.

ГРС должна обеспечивать автоматическое поддержание  выходного давления газа, подаваемого  потребителю, с относительной погрешностью не более 10% от установленного рабочего давления.

Пределы срабатывания аварийной сигнализации - не более 8%, защитной автоматики перехода на резервную линию редуцирования - (+10%), предохранительных клапанов - (+12%), клапанов-отсекателей или автоматического  закрытия входного крана - (+15%>) от рабочего давления газа на выходе ГРС. Время  срабатывания + 10 с от момента превышения (понижения) заданного давления.

При аварийной ситуации оператор производит необходимые переключения элементов  ГРС с последующим уведомлением диспетчера ЛПУМГ и потребителей газа

Для обеспечения нормальной работы ГРС  должна периодически подвергаться профилактическим осмотрам с целью своевременного выявления повреждений.

Для оборудования и систем ГРС устанавливаются  следующие виды обслуживания и ремонта:

1) периодическое техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию  работоспособности оборудования  через установленные в эксплуатационной  документации интервалы времени;

2) текущий ремонт - вид ремонта,  при котором обеспечивается нормальная  эксплуатация оборудования до  очередного планового ремонта.  Во время текущего ремонта  устранение неисправности и восстановление  работоспособности оборудования  осуществляется путем замены  или восстановления отдельных  деталей, сборочных единиц и  узлов. При текущем ремонте  обязательно проверяется техническое  состояние остальных составных  частей с устранением обнаруженных  неисправностей и выполнением  регулировочных работ. 
              3)  капитальный ремонт. Он проводится в зависимости от технического состояния ГРС и связан с заменой основных узлов и деталей, в том числе и оборудования. Работы, связанные с комплексной заменой блоков и узлов ГРС или полной заменой ГРС, аналогичной пропускной способности, следует отнести к 
капитальному ремонту.

При ремонте запорных кранов на линиях редуцирования и другого оборудования подача газа потребителям производится по обводной линии в соответствии с инструкцией ЛПУМГ.

Для проведения профилактических и ремонтных  работ один раз в год осуществляется остановка ГРС. Ремонтные работы, связанные с отключением ГРС, должны проводиться в период наименее интенсивного отбора газа и должны быть согласованы потребителем. В случае возникновения предаварийных и аварийных ситуаций ГРС останавливается немедленно с обязательным последующим уведомлением потребителя.

Необходимость пополнения рабочей емкости одорантом  следует определить по указателю  уровня. Наполнение рабочей емкости  одорантом производится из резервной  подземной емкости путем создания в ней избыточного давления согласно инструкции.

Один  раз в два месяца необходимо производить  профилактический осмотр под руководством инженерно-технического работника, ответственного за газовое хозяйство и за соблюдение мер безопасности.

При этом должны производиться следующие  работы:

1. проверка герметичности стыков и соединений, устранение утечек путем набивки сальников, подтяжкой гаек, сменой прокладок и т.д. Негерметичность стыков и соединений определяется путем покрытия мест возможной утечки газа мыльным раствором.
2. проверка наличия смазки в мультипликаторах кранов с пневмоприводом и дополнения его при необходимости. Для заполнения следует применять только специальную смазку, которая предназначена для смазки трущихся поверхностей пробок кранов при температуре от минус 40 °С до плюс 70 °С;

3) проверка засоренности фильтра путем открытия 
продувочного вентиля и очистка фильтрующего элемента в случае 
необходимости;

4. проверка настройки предохранительных клапанов;
5. проверка показаний приборов КИП.

Независимо  от результатов профилактических осмотров, не реже одного раза в год, производить  проверку точности работы, полную ревизию  запорной, регулирующей, защитной арматуры и фильтров. При этом арматура и  фильтры должны быть разобраны, а  их детали тщательно очищены и  промыты уайт-спиритом. Затворы арматуры необходимо тщательно осмотреть. При  необходимости заменить седла, затворы  и резиновые уплотнительные кольца. Произвести полную замену сальниковых  набивок, смазки и уплотняющих прокладок. После сборки арматуры провести проверку её ходовой части на плавность  и легкость перемещений. После сборки арматуры и коммуникаций на участках, работающих под давлением, проверить  герметичность стыков и соединений. Обнаруженные дефекты необходимо устранить.

 

Билет 17 Функции, права и обязанности работников ЛЭС.

 

Под техническим обслуживанием (ТО) объекта  понимают комплекс операций по поддержанию  работоспособности или исправности  данного объекта.

Техническое обслуживание линейной части МН включает:

патрулирование  трассы нефтепровода — визуальные наблюдения для своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности МН и безопасности окружающей среды;