Шпаргалка по дисциплине "Безопасность жизнедеятельности"

регулярные  осмотры и обследования всех сооружений с применением технических средств  с целью определения их технического состояния.

Контроль  технического состояния трубопровода осуществляется специальными целевыми проверками, обследованиями, осмотрами, измерениями с применением средств технической диагностики, а также при проведении плановых и ремонтных работ.

Все работы по ТО производятся в соответствии с Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, положением о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов и регламентами, рассматривающими вопросы организации и планирования работ по ТО линейной части включая период консервации и режим содержания в безопасном состоянии

Основная  работа по техническому обслуживанию линейной части производится линейной эксплуатационной службой (ЛЭС), которая является структурным подразделением линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) нефтеперекачивающей станции (НПС). ЛЭС подчиняется начальнику (заместителю начальника) ЛПДС (НПС). Функционально ЛЭС подчиняется отделу эксплуатации нефтепроводного управления. За ЛЭС закрепляется участок трассы магистрального нефтепровода протяженностью 200 — 250 км в обычных условиях и 80—100 км в болотистых и горных условиях.

На  ЛЭС возлагаются следующие основные задачи:

выполнение  необходимого комплекса профилактических мероприятий, обеспечивающих сохранность  и работоспособность оборудования и сооружений линейной части МН;

разработка  перспективных и текущих планов работ ЛЭС и отчетность по их выполнению;

содержание  линейной части в соответствии с  требованиями Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов и Правил охраны магистральных нефтепроводов.

 

Билет 18.Средства связи и оповещения при авариях на линейной части трубопроводов

 

Отказом называют нарушение работоспособности линейной части, приводящее к отключению участка МТ между линейной арматурой для восстановления его работоспособности. За критерий отказа технологического объекта МТ принимаются наличие и величина утечки продукта через разрывы, трещины, свищи, др. повреждения и факт простоя, недопустимые по  условиям эксплуатация объекта МТ в целом.

  Авария на объекте магистрального  нефтепровода – внезапный вылив  или истечение нефти в результате  полного или частичного разрушения  нефтепровода, его элементов, резервуаров,  оборудования и устройств, сопровождаемых  одним или несколькими из следующих  событий: 

- воспламенение нефти  или взрыв  ее паров;

- загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого  водоема  сверх пределов, установленных  стандартом на качество воды, вызвавшее изменение окраски  поверхности воды или берегов,  или  приведшее к образованию  эмульсии, находящейся ниже уровня  воды, или  к  выпадению отложений  на дно или берега;

- объем  утечки  составил 10 м³ и более.

Отказ или повреждение (инцидент) трубопровода, оборудования или технических устройств  на объектах МН - отклонения от режима технологического процесса сопровождаемые нарушением герметичности с утечками нефти объемом менее 10 м³ без воспламенения нефти или взрыва её паров, без загрязнения водотоков.

Ликвидация  аварий и последствий стихийных  бедствий на объектах МН должны выполняться  силами АВС с привлечением, в необходимых  случаях, сил и средств местных  органов власти, штабов ГО, МЧС и  МВД в зависимости от тяжести (категории) аварии и возможных ее последствий.

Аварийно-восстановительная  служба включает:

- аварийно-восстановительные пункты (АВП), создаваемые на ЛПДС (НПС)  или нефтебазах;

- специализированные управления  по предотвращению и ликвидации  аварий (СУПЛАВ), а также аварийно-восстановительные  поезда.

Структура и система организации аварийно-восстановительных  служб на объектах МН, вид подразделений  и место их расположения устанавливаются  ОАО МН в зависимости от:

- диаметра и количества параллельно  проложенных ниток;

- наличия переходов через искусственные  и естественные препятствия;

- географического положения объектов  МН и схемы грузопотоков;

- расположения и наличия автомобильных,  железнодорожных и водных путей  сообщения и других параметров.

  Для проведения аварийно-восстановительного  ремонта и технического обслуживания  участок трассы магистрального  нефтепровода, база приема и отгрузки  или ЛДПС (НПС) должны быть закреплены  за АВС приказами ОАО МН  или филиала ОАО МН.

Протяженность участка трассы, закрепляемого за каждым АВП, определяется в зависимости  от диаметра и количества ниток трубопроводов, природно-климатических и местных  условий и должна составлять не более 250 км.

Аварийно-восстановительные  службы должны выполнять следующие  функции:

- проводить плановые работы по  графику на своем участке с  целью предотвращения аварий;

- оперативно ликвидировать аварии  и их последствия;

- содержать в постоянной готовности  все технические средства;

- повышать уровень профессиональной  подготовки ремонтного персонала  путем обучения, тренировок, учений;

- содержать все объекты линейной  части в состоянии, отвечающем  требованиям настоящих Правил, Правил  охраны магистральных трубопроводов;

- осуществлять контроль за состоянием  трассы на своем участке;

- своевременно пополнять аварийный  запас труб, запчастей, горюче-смазочных  материалов;

- комплектовать свои службы технической  документацией на обслуживаемый  участок, должностными и производственными  инструкциями, нормами и правилами  согласно установленному перечню.

Подразделения АВС должны быть укомплектованы штатом и обслуживающим персоналом с  учетом объема выполняемых работ.

Аварийно-восстановительные  пункты должны быть оснащены в соответствии с Табелем технического оснащения  аварийно - восстановительных пунктов  магистральных нефтепроводов, разработанным  и утвержденным в установленном  порядке.

При возникновении аварии на линейной части, НПС, нефтебазе, базе смешения каждая АВС  действует в соответствии с планом ликвидации возможных аварий и планом тушения пожаров, разработанных  для закрепленных за АВС объектов МН, с уточнением планов в зависимости  от тяжести и возможных последствий  аварии.

Руководством  ОАО МН или его филиала при  возникновении аварий создается  штаб, который осуществляет руководство  работами по ликвидации аварии. Персональный состав штаба утверждается приказом.

Руководство работами по ликвидации инцидента должен осуществлять начальник или технический  руководитель структурного подразделения  филиала ОАО МН.

Все аварии и инциденты на магистральных  нефтепроводах подлежат расследованию.

Техническое расследование причин аварии с травматизмом или со смертельным исходом  и  взрывом паров нефти, приведшим  к тяжелым последствиям, проводится специальной комиссией, возглавляемой  представителем Федерального государственного органа надзора или его территориального органа, специально уполномоченного  в области промышленной безопасности.

Все работы по локализации и ликвидации аварий на МН должны производиться  на основе планов ликвидации возможных  аварий, планов тушения пожаров и  в соответствии с Инструкцией  по ликвидации аварий и повреждений  на МН, Правилами безопасности при  эксплуатации МН, Правилами пожарной безопасности при эксплуатации МН.

Последствия аварии в виде нарушения ландшафта  механизмами, загрязнения нефтью почвы, растительности и водоемов должны быть ликвидированы в сроки, согласованные  с местными органами власти. Обоснованные претензии органов санитарно-эпидемиологического  надзора, других надзорных органов, землепользователей должны быть выполнены.

Для оперативного и организованного  принятия мер по восстановлению объектов - линейной части МН, подводных переходов  через судоходные реки, НПС (ЛПДС), ППН, ССН, нефтебаз  - службами эксплуатации филиалов ОАО МН или привлеченными  организациями должны быть разработаны  планы ликвидации возможных аварий (ПЛВА).

площадках.

 

Билет 20.Техническое обслуживание и ремонт резервуаров

 

Осмотр  и техническое обслуживание резервуаров должны проводиться в соответствии с картами технического обслуживания.

При осмотре РВС необходимо обратить внимание на следующее: утечки нефти; образование трещин по сварным швам и основному металлу; появление хлопунов и вмятин; неравномерную осадку резервуара.

В резервуарах со стационарной крышей (без понтона) необходимо контролировать избыточное давление, его соответствие установленному.

Визуальный  осмотр поверхности понтона требуется  проводить в верхнем его положении через световой люк. При осмотре необходимо проверить наличие или отсутствие отпотин или нефти на ковре понтона и в открытых коробах, состояние затвора.

Плавающую крышу следует осматривать с  верхней кольцевой площадки. При осмотре необходимо проверить положение плавающей крыши, ее горизонтальность, отсутствие нефти в центральной части плавающей крыши, зимой — наличие снега на плавающей крыше, состояние защитных щитков кольцевого уплотняющего затвора, положение задвижки системы водоспуска.

При техническом обслуживании резервуара с плавающей крышей следует проверить  состояние катучей лестницы, погружение плавающей крыши, отсутствие нефти в коробах и в отсеках между ними, техническое состояние затвора и его элементов, ливнеприемника.

На  железобетонных резервуарах (ЖБР) с  водонаполненным покрытием в  условиях положительной температуры  уровень водяного экрана должен постоянно поддерживаться на проектной отметке. На ЖБР с земляной насыпью на кровле поверхность должна быть спланирована.

При появлении нефти в дренажном  и шахтном колодцах, камере управления, а также при выходе ее на поверхность  обсыпки резервуара или территорию резервуарного парка резервуар  должен быть опорожнен для выявления  и устранения имеющихся неисправностей.

Текущий ремонт проводится в плановом порядке  без очистки резервуара по заранее разработанному графику.

При текущем ремонте РВС выполняются  следующие работы:

ремонт  кровли; верхних поясов стенки; ремонт сифонных кранов;

набивка сальников задвижек; ремонт отмостки; ремонт заземления;

ремонт  прочего оборудования, расположенного с внешней стороны резервуара, который может быть выполнен без  вывода резервуара из эксплуатации.

При текущем ремонте ЖБР выполняются  следующие виды работ: ремонт кровли резервуара, а также защита бетона путем пропитки его или покраски различными составами; набивка сальников задвижек; ремонт заземления; замена кассет на огневых предохранителях.

 

Билет 21.Охрана окружающей среды при эксплуатации и ремонте магистральных газонефтепроводов

Основные источники загрязнения  приземного слоя атмосферы при трубопроводном транспорте газа – аварийные выбросы  газа при отказах линейной части  магистральных газопроводов и выбросы  при проведении технологических  операций (пуск и остановка ГПА, продувка пылеуловителей и т.д.), а также  продукты сгорания ГПА. Отказы газопроводов вызываются использованием некондиционных исходных материалов (арматура, сварочная  проволока и т.п.), нарушением технологии строительно-монтажных работ, ремонта  и эксплуатации, коррозией и т.д. 
Самопроизвольное возгорание газа при повреждении линейной части является, хотя редким и временным, но мощным источником загрязнения атмосферы. 
На компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов (МГ) основным источником загрязнения являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), в выхлопных газах которых содержится окислы азота и углерода. Так один агрегат типа ГТК-10-4 за год выбрасывает свыше 750 тонн вредных веществ. Через свечи турбодетандеров, нагнетателей, газосепараторов и АВО газа выбрасывается природный газ общей массой около 200-250 тонн в год на один цех. Об относительной вредности отдельных компонентов выбросов можно судить по такому примеру: если принять за единицу норматив платы за выброс 1 т окиси углерода, то плата за выброс 1 т окиси азота составит 53,3 единицы, двуокиси азота – 83,3 единицы, углеводородов – 11 единиц. Экологическая опасность предприятий трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов заключается в некоторых свойствах перекачиваемого продукта. Нефть и нефтепродукты легко воспламеняются; имеют низкую температуру вспышки; углеводородные газы взрывоопасны и токсичны; тяжелее воздуха в 3 и 4 раза и способны скапливаться в пониженных местах (котлованах, колодцах, приямках, оврагах и т.п.) и продолжительное время удерживаться там. При попадании в водный объект нефти и нефтепродуктов погибает часть фауны в зоне распространения нефтяного пятна, загрязняются его берега. Тяжесть последствий от аварии трубопровода определяется соотношением между размерами водоема и количеством попавшей в него нефти. Последствия такого воздействия могут ощущаться длительное время. Источниками загрязнения на НПС могут быть: выбросы при авариях; резервуарные парки и отдельные резервуары при испарении нефти и выбросы паров через дыхательные клапаны; открытые ёмкости с нефтью, например, нефтеловушки; разлитая нефть; помещения насосных цехов при разгерметизации насосов и других неисправностях; задвижки, колодцы и т.д.; пожары и возгорания при ликвидации разливов нефти. Отрицательное воздействие загрязнителей воздуха обуславливается их токсическими и раздражительными свойствами. Ввиду этого к наиболее опасным загрязнителям атмосферы относят окись углерода и сернистый ангидрид, образующиеся в результате сгорания природного газа, нефти и нефтепродуктов, а также сжиженные газы – аммиак, метан, этилен, этан, пропан, бутан и др. Последние являются менее распространенными, однако намечающаяся тенденция к увеличению транспорта этих продуктов позволяет рассматривать их в качестве основных загрязнителей воздуха наряду с окисью углерода и сернистым ангидридом. Для предупреждения неблагоприятных последствий загрязнения воздуха содержание вредных веществ в атмосфере регламентируется соответствующими нормативными документами. Допустимой считается концентрация вредного вещества, которая не оказывает прямого или косвенного вредного и неприятного действия на организм человека, не снижает его работоспособности, не ухудшает самочувствия. Недопустимыми являются такие концентрации вредных веществ, которые оказывают влияние на растительность, климат местности, прозрачность атмосферы, условия жизни населения. Предельно допустимой концентрацией (ПДК) вредного вещества называется такое содержание его в воздухе, которое при ежедневном воздействии в течение неограниченного времени не может вызвать у человека каких-либо патологических изменений или заболеваний. 
Рациональное использование почв – одна из важнейших проблем современности. Почвенно-растительный комплекс подвергается таким воздействиям как механическое и тепловое разрушение рельефа. Источниками загрязнения являются технические средства, технология строительства и эксплуатация трубопровода; утечки нефти и нефтепродуктов. Последствия – активизация криогенных процессов; развитие эрозии, оползней, оврагов, изменение рельефа; заболачивание территории; снижение биологической продуктивности почвенного растительного комплекса; уничтожение культурных посевов; развитие безлесных ландшафтов. Загрязнение нефтью приводит к значительным изменениям физико-химических свойств почв. Снижается водонепроницаемость почвы. За счет углерода нефти в загрязненных почвах резко возрастает соотношение между углеродом и азотом, что приводит к ухудшению азотного режима почв и нарушению корневого режима растений. В зимний период распространение нефтяных загрязнений существенно замедляется из-за повышения вязкости нефтяных веществ, формирования снежного покрова и промерзания почвы. Однако, при этом нельзя не учитывать метаморфоз снежного покрова, возможности оттепелей и различия в водонепроницаемости мерзлой почвы. В период снеготаяния на впитывание талой воды в почву значительное влияние оказывает влажность почвы перед переходом температуры воздуха через 0С. содержание жидкой влаги (незамерзающей при отрицательных температурах), глубина промерзания почвы. Скорость загрязнения определяется проницаемостью грунта, его составом и положением зеркала грунтовых вод и временем. При высокой проницаемости боковая фильтрация происходит лишь вблизи зеркала грунтовых вод. В менее проницаемой среде боковая фильтрация значительна и у дневной поверхности. Границы и глубины проникновения нефти и нефтепродуктов в грунт устанавливают с помощью шурфов, закладываемых вблизи источника утечки по контуру поверхностного ареала загрязнения. Для оценки степени загрязнения используют коэффициент нефтенасыщенности извлечённых керноотборником пород.