Шпаргалка по дисциплине "Безопасность жизнедеятельности"

2.6. На каждом резервуаре должна  быть нанесена базовая высота (высотный трафарет) - расстояние  от днища резервуара до верхнего  среза кромки измерительного  люка. Базовая высота измеряется  ежегодно.

Поправку  на вместимость вертикального резервуара за счет неровностей днища (коррекцию) необходимо определять ежегодно для  вновь введенных резервуаров  и не реже 1 раза в 5 лет - эксплуатируемых 5 и более лет, одним из методов, указанным в ГОСТ 8.380-80.

Базовая высота и неровности днища вертикального  резервуара, уклон корпуса горизонтального  резервуара измеряются ведомственной  метрологической службой. Результаты измерений оформляются актом, который  утверждается руководством предприятия, организации нефтепродуктообеспечения.

2.7. Объем нефтепродукта в автомобильных  цистернах определяется по полной  их вместимости или по показаниям  объемного счетчика.

Вместимость автоцистерны должна устанавливаться  заводом-изготовителем и периодически поверяться органами Госстандарта согласно Инструкции 36-55, но не реже 1 раза в 2 года.

Объем нефтепродукта в автоцистерне, заполненной  до указателя уровня, определяется по свидетельству, выданному территориальными органами Госстандарта и которое  должно предъявляться водителем.

2.8. Вместимость железнодорожных цистерн  должна устанавливаться путем  индивидуальной градуировки каждой  цистерны.

До  осуществления индивидуальной градуировки  допускается устанавливать вместимость  по "Таблицам калибровки железнодорожных  цистерн", составленным расчетным  методом по чертежам на каждый тип  цистерн.

2.9. В железнодорожных цистернах  объем нефтепродуктов определяется  по градуировочным таблицам, составленным  на каждый сантиметр высоты. Среднее  значение вместимости дробных  частей сантиметра вычисляется  расчетным путем.

2.10. Определение количества нефтепродуктов  при приеме и наливе нефтеналивных  судов должно производиться по  измерениям в резервуарной емкости  нефтебазы (при длине береговых  трубопроводов до двух километров) или по измерениям в танках  нефтеналивных судов с использованием  их градуировочных таблиц (при  протяженности береговых трубопроводов  более двух километров).

2.11. Уровень нефтепродукта должен  измеряться рулетками, метроштоками  или уровнемерами. Техническая характеристика  средств измерений приведена  в таблице 2.1.

Средства  измерения

2.33. Для взвешивания нефтепродуктов  в таре применяются весы товарные  общего назначения грузоподъемностью  до 3000 кг, шкальные и циферблатные. Нефтепродукты в мелкой таре  взвешиваются на настольных весах  с пределами взвешивания от 5 до 20 кг.

Автоцистерны  с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомобильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъемностью от 10 до 30 т.

Взвешивание мазута в автоцистернах проводится по РД 50-266-81.

Проведение  взвешивания

2.34. Масса взвешиваемых нефтепродуктов  должна соответствовать грузоподъемности  весов. Взвешивание грузов массой  более Рmax или менее Рmin, установленных  для данного типоразмера весов,  не допускается. Выбор грузоподъемности  весов должен обеспечить возможность  взвешивания максимальных для  данного пункта масс нефтепродуктов. Завышенная грузоподъемность весов  увеличивает погрешность взвешивания.  Для снижения влияния внешних  условий на погрешность измерений  весовые устройства должны быть  защищены от ветра и осадков.

Масса нефтепродуктов определяется как разность между массой брутто и массой тары.

Взвешивание в таре может производиться поштучно и групповым способом, который  применяется при отпуске односортных  нефтепродуктов. Отсчеты на шкальных и циферблатных весах ведут до 1 деления шкалы.

Железнодорожные цистерны взвешиваются в соответствии с ГОСТ 8.424-81.

Масса нефтепродуктов в железнодорожных  цистернах может определяться как  в одиночных цистернах, так и  в составе в целом, как слагаемое  из одиночных цистерн.

2.35. В одиночных цистернах масса  нефтепродуктов определяется как  разность измеренных масс груженой  и порожней цистерны.

2.36. Взвешивание груженых цистерн  без расцепки производится в  соответствии с ГОСТ 8.424-81.

Масса нефтепродукта определяется как  разность между суммой измеренных масс груженых цистерн и суммой масс порожних цистерн, указанных на трафаретах.

2.37. Масса нефтепродукта груженого  состава на ходу определяется  как разность между суммой  измеренных масс всех цистерн  в составе и суммой масс  этих цистерн, указанных на  трафаретах или определенных  взвешиванием тары.

Допустимая  погрешность весов, число цистерн  в составе и масса нефтепродукта  в каждой цистерне приведены в  таблице 2.2.

Предельная  погрешность определения массы  нефтепродукта составляет +/- 0,5% (наибольшая суммарная масса взвешиваемых цистерн  в составе до 2000 т).

  Билет 4.Выявление утечек в трубопроводе

 

В настоящее время в системах обнаружения  утечек (СОУ) используются в основном следующие методы: 

•  
  по профилю давления;
•  
  объемно-балансовый;
•  
  метод акустической эмиссии.

 
1.2 Метод выявления утечек по  анализу профиля давления основан  на моделировании распределения  давления вдоль трубопровода  и статистическом анализе. 
 
При появлении утечки расход на участке до места утечки становится больше первоначального расхода на этом участке, а расход на участке после места возникновения утечки становится меньше первоначального расхода. Поэтому перепад давления на участке до места утечки увеличивается, а после утечки уменьшается, что приводит к появлению излома в приведенном профиле давления. 
 
Данный метод работает только в стационарном режиме, так как многие факторы вызывают похожие изменения. 
 
Существенным недостатком данного метода является его низкая точность и наличие ложных срабатываний. 
 
Для уменьшения ложных срабатываний отклонения должны быть зафиксированы как минимум в двух соседних точках. Для этих же целей используется «усредненный» профиль распределения давления, который является квазистационарным профилем. Этот профиль получается в результате специальной фильтрации давления в точках трубопровода. «Усредненный» профиль давления не является постоянным. Он изменяется, но медленнее, чем реальное давление, что приводит к увеличению времени обнаружения утечек. 
 
Данный метод из-за неспособности обнаружения небольших утечек и большой погрешности при определении координаты места утечки в настоящее время в основном используется только совместно с другими методами.

1.3 Объемно-балансовый метод контроля  основан на том, что при образовании  утечки расход на входе становится  больше расхода на выходе. Кроме  того, в этом методе учитывается  также количество газа в самой  трубе, которое при образовании  утечки уменьшается. 
 
Для реализации этого метода необходимо измерять расход на концах контролируемого участка с помощью высокоточных приборов. 
 
Параметром контроля газопровода при объемно-балансовом методе является не давление потока, а нормализованный расход газа через сечение трубы, то есть, по сути, сохранение количества перекачиваемого газа. Контроль участка газопровода осуществляется путем вычислений разности нормализованных объемов газа, входящих и выходящих из участка газопровода между двумя локальными расходомерами. Расход объемного баланса по участкам позволяет определять возможное место утечки в газопроводе только с точностью до участка. 
 
Этот метод позволяет диагностировать, как быстро развивающиеся разрывы в трубе, так и медленно развивающиеся утечки. Метод позволяет диагностировать утечки на больших участках трубопровода между расходомерами. Минимальная величина диагностируемой утечки определяется в первую очередь погрешностью измерения расхода и при имеющихся в настоящее время средствах измерения расхода находится на уровне 0,5-1%. Метод не позволяет определять координату утечки. 
 
Точность метода зависит от точности расходомеров. Невозможно обнаружить утечку, которая меньше, чем погрешность измерения расхода. В данном случае абсолютно не имеет значения абсолютная величина погрешности измерения, а только относительная погрешность одного прибора относительно другого. 
 
1.4 Метод анализа акустической эмиссии является лидирующим среди методов автоматического обнаружения утечек трубопроводов. 
 
Метод акустической эмиссии основан на регистрации и анализе акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и разрушения (роста трещин) трубопровода, а также при истечении рабочего тела (жидкости или газа) через сквозные отверстия в контролируемом объекте. 
 
Для приема сигналов акустической эмиссии применяются пьезоэлектрические преобразователи и быстродействующие измерители давления. 
 
Преимуществами данного метода являются: 

•  
  высокая чувствительность к растущим дефектам;
•  
  малое время обнаружения;
•  
  высокая точность определения координат места утечки;

 
Недостатком метода является трудность  выделения сигнала акустической эмиссии на фоне шумов и помех. Для повышения помехоустойчивости и уменьшения количества ложных срабатываний применяются специальные алгоритмы  обработки принимаемых сигналов.

 

Билет 5.Обследование и выявление технического состояния футляров переходов через автомобильные и железные дороги.

 

В процессе эксплуатации подземных переходов  нефтепроводов через железные и автомобильные дороги необходимо проверять:

состояние смотровых и отводных колодцев, отводных канав для выявления утечек нефти, нарушений земляного покрова, опасных для нефтепровода проседаний и выпучиваний грунта (не реже 1 раза в месяц);

положение защитного кожуха и нефтепровода, а также состояние изоляции нефтепровода.

В процессе эксплуатации балочных, подвесных  и арочных надземных переходов  необходимо вести визуальный контроль за общим состоянием воздушных переходов  трубопровода, береговых и промежуточных  опор, их осадкой, состоянием мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода трубопроводов из земли, креплений трубопроводов в опорах земляных насыпей.

Обследования  воздушных переходов должны выполняться  не реже 2 раз в год: весной — после  паводка, летом — в период подготовки к осенне-зимней эксплуатации.

Результаты  обследований оформляются актами и  записываются в соответствующие паспорта и журналы.

В процессе эксплуатации подводных переходов периодически необходимо проводить оценку их технического состояния

Техническое состояние подводных переходов  определяется по результатам внутритрубной диагностики, обследований состояния антикоррозионной изоляции трубы, проверки планово-высотного положения трубопровода, целостности берегоукрепления, измерений и анализа влияния гидрологических характеристик водотока на состояние и положение трубопровода и по сопоставлению фактического состояния переходов с нормативными и проектными показателями.

Техническое обслуживание и эксплуатация подводных  переходов осуществляется линейной эксплуатационной службой (ЛЭС) и обходчиком.

Обходчик  ежедневно и бригада ЛЭС 1 раз в квартал и после прохождения паводка проводят осмотры технического состояния берегоукрепительных сооружений и береговых участков ППМН с целью определения:

размывов  берега;

развития  оврага;

развития  оползней;

наличия провалов и пучения  грунта;

наличия кустарника и растительности по оси  нефтепровода.

Ежегодно  в соответствии с планом проводится очистка от древесной поросли  и другой растительности полосы шириной  по 3 м от оси МН.

Ежедневно обходчик и ежеквартально бригада  ЛЭС проверяют наличие и состояние информационных знаков ограждения охранной зоны перехода на судоходных и сплавных водных  путях,  указательных  знаков  оси  трубопроводов  на

Ежеквартально проверяются все задвижки перехода:

на  полное закрытие и открытие с регулировкой (при необходимости) концевых выключателей;

на  герметичность с составлением акта на каждую проверенную задвижку с отметкой в паспорте подводного перехода и формуляре запорной арматуры.

Проверка  всех задвижек перехода (основной и  резервных ниток) на полное закрытие и открытие выполняется в режимах телеуправления и местного управления.

В процессе технического обслуживания в соответствии с планом производятся очистка и промывка основной и резервной ниток подводного перехода.

В соответствии с годовым планом проводятся внутритрубная диагностика, полное или частичное обследование подводного перехода.

Ежемесячно  проверяют техническое состояние  узлов отбора давления в соответствии с эксплуатационной документацией.

Обходчик  в зимний период обязан 3 раза в неделю бурить лунки во льду для контроля наличия нефти подо льдом.

 

 

Билет 6 Устранение выявленных дефектов на трубопроводе.

 

Дефекты линейной части магистральных нефтепроводов подразделяются по виду:

дефекты изоляционных покрытий;

дефекты трубы;

дефекты, связанные с изменением проектного положения трубопровода, его деформаций и напряженного состояния.

Дефекты трубы по степени опасности классифицируются по двум категориям:

дефекты подлежащие ремонту (ДПР);

дефекты первоочередного ремонта (ПОР).

В качестве критерия опасности дефекта  приняты величина разрушающего давления на уровне испытательного давления и  геометрические параметры.

Параметры, по которым классифицируют дефекты  трубы, приведены в табл. 1.

Табл. 1. Классификация дефектов по очередности  ремонта

Описание дефекта	Дефекты, подлежащие ремонту (ДПР)	Дефекты первоочеред- ного ремонта (ПОР)
Дефект геометрии без дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам	Глубиной, равной или более 3,5 % диаметра трубы
Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву или  расположенный на сварном шве	Глубиной более 6 мм	Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы
Дефект геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной, потерей металла	Все дефекты	Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы, но не менее 6 мм
Потеря металла (внешняя и внутренняя)	Глубиной равной или более  20 % от толщины стенки трубы	Глубиной, равной или
		более 50 % толщины
		трубы.
		Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Риска, царапина, задир	Все дефекты	Глубиной,   равной   или
		более 0,2 мм
Трещины по телу трубы или в сварном  шве	-	Все дефекты
Расслоение	Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Расслоение в около-	Размером более 20 мм вдоль продольного  и спирального швов в зоне 10 мм от линии сплавления и размером более 3,2 мм вдоль кольцевого шва в зоне 25 мм от линии сплавления	То же
шовной зоне
Расслоение с выходом на поверхность	Все дефекты	«
Аномалия поперечного	Суммарной длиной по окружности, равной или более 1/6πДн размерами, превышающими допустимые значения по СНиП III-42 - 80 и ВСН 012 - 88	Суммарной длиной по окружности равной или более 1/З πДн Опасные по результатам расчета  на статическую прочность
шва
Несплошность плоскостного типа поперечного  шва	Суммарной длиной по окружности, равной или более 1/6 πДн
Несплошность плоско- стного типа поперечного шва	Размерами, превышающими допустимые значения по СНиП Ш-42-80 и ВСН 012-88	Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Смещение поперечно- го шва	Размерами, превышающими допустимые значения по СНиП Ш-42-80 и ВСН 012-88	Глубиной, равной или более 25 % толщины стенки трубы, и длиной по окружности трубы, равной или  более 1/ЗπДн Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Аномалия продольного (спирального) шва	Один дефект длиной по оси трубы  более 13 мм на длине 150 мм по оси трубы  или два дефекта длиной по оси трубы более 7 мм на длине 150 мм по оси трубы	Длиной по оси трубы, равной или более 2√Днt   Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Несплошность плоско- стного типа продольного (спирального) шва	Глубиной равной или более 10 % от толщины  стенки трубы	Длиной по оси трубы, равной или более 2√Днt, при любой глубине.   Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Смещение продольно- го (спирального) шва	Глубиной равной или бо- лее 10 % от толщины стен- ки трубы	Длиной по оси трубы, равной или более 3√Днt,  при любой глубине смещения.   Опасные по результатам расчета на статическую прочность