Контрольная работа по "Ремонту ГНП и ГПХ"

УФИМСКИЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

ДОМАШНЯЯ КОНТРОЛЬНАЯ  РАБОТА

ПО ремонт гнп и гнх

ВАРИАНТ 10

   

 

 

 

 

Выполнил студент

Заочного отделения

Хайруллин Марат

Мавлавиевич

Группа 5-ЭНН

Специальность 130502

Проверила :

Устинова Роза Хазиахметовна

 

 

 

 

 

Дата отправки в колледж:

Дата регистрации колледжем:

 

 

 

Вариант 10

 

 

 

1. Подготовка трубопровода к весеннему периоду.

 

 

2. Ликвидация свищей.

 

 

3. Эксплуатация резервуарного оборудования.

 

 

4. Порядок замера уровня в ж/д цистернах.

 

 

5. Сдача отремонтированного участка в эксплуатацию.

 

 

6. Контроль качества ремонтных работ резервуаров.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1) Подготовка трубопровода к весеннему периоду.

 

 

 В плане мероприятий по подготовке объектов и сооружений линейной части МН к весенним паводкам должны быть предусмотрены:

- подготовка аварийной  техники;

- проверка запорной арматуры  с опробованием на полное открытие  и закрытие в местном и дистанционном  режимах;

- создание временных опорных  пунктов в труднодоступных местах  трассы нефтепровода, оснащенных  необходимой техникой, материалами  и инструментами;

- создание необходимых  запасов горюче-смазочных материалов;

- проверка и, при необходимости,  устройство водоотводов и водопропусков;

- очистка водопропускных, водоотводящих и других сооружений  от наносов снега и льда;

- восстановление защитных  сооружений и проведение противопожарных  мероприятий;

- восстановление нагорных  водоотводных каналов и водопропускных  устройств;

- проверка и ремонт  ледорезов в местах возможных  заторов льда;

- обрубка льда в урезах  рек над подводными переходами (при необходимости);

- ремонт лежневых дорог;

- подготовка средств передвижения  по воде и средств сбора  нефти с водной поверхности;

- размещение дежурных  постов на особо ответственных  участках для своевременного  обнаружения угрозы повреждения  нефтепровода и его сооружений, организация связи и другие  мероприятия, направленные на  обеспечение бесперебойной работы  нефтепровода во время паводка;

- организация взаимодействия  с районными, областными и республиканскими  противопаводковыми комиссиями.

 

 

 

 

 

 

2)Ликвидация свищей.

 

 

 Ликвидация аварий  нефтепровода может быть выполнена  методами постоянного или временного  ремонта.

К постоянным методам относится  вырезка катушки или участка  нефтепровода с повреждением и вварка новой катушки или секции трубы, заварка свищей с установкой "чопиков" (металлических пробок), приварка патрубков  с заглушками.

В качестве временного метода аварийного ремонта могут быть применены  на срок не более одного месяца установка  необжимной приварной муфты, муфты  с коническими переходами, галтельные муфты, с обязательной последующей  заменой их с применением методов  постоянного ремонта.

 Восстановление аварийного  участка нефтепровода путем вырезки  и замены на новый проводится  при:

- наличии на трубопроводе  сквозной трещины в сварном  шве и в основном металле  трубы;

- разрыве кольцевого монтажного  шва;

- разрыве продольного  сварного шва или металла трубы.

 Ремонт нефтепровода  путем вырезки и замены разрушенного  участка на новый проводится  с обеспечением безопасных условий  выполнения сварочно-монтажных работ  (остановки перекачки нефти, закрытия  линейных задвижек, уборки разлитой  нефти на месте повреждения,  герметизации внутренней полости  нефтепровода).

При замене поврежденных участков ввариваемые катушки должны соответствовать  следующим требованиям:

- катушки должны быть  изготовлены из труб, прошедших  гидравлические испытания давлением,  величина которого должна быть  не ниже давления, вызывающего  в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % нормативного предела  текучести (заводское испытательное  давление) в соответствии со СНиП 2.05.06-85*;

- труба, из которой  изготовлена катушка должна быть  подвергнута дефектоскопии металла  и сварных швов, не должна иметь дефекты в виде трещин, закатов, расслоений, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки;

- катушки должны иметь  маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены.

Технология ремонта методом  замены участка должна соответствовать  требованиям СНиП III-42-80*, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативным документов.

 Одиночные дефекты  в виде сквозных отверстий  (свищей) диаметром до 12 мм могут  быть устранены забивкой стальных  пробок ("чопиков") и обваркой. Для обеспечения плотности "чопики" изготавливаются диаметром до 12 мм конической формы с уклоном  поверхности не более 1:10. "Чопик"  не должен препятствовать прохождению  очистных и внутритрубных инспекционных  снарядов и выступать внутрь  трубы не более, чем на 5 мм.

"Чопик" забивают  до полного устранения течи, после  чего наружную выступающую часть  обваривают электросваркой с  формированием на поверхности  трубы усиления высотой не  более 3 мм, с шириной обварки  4-5 мм по периметру "чопика". "Чопики" должны изготавливаться  из низкоуглеродистых сталей  Ст3, 10 согласно ГОСТ 11050.

Не допускается устанавливать  более одного "чопика" по периметру  поперечного сечения нефтепровода. Расстояние между "чопиками" по продольной оси нефтепровода должно быть не менее 0,5 м.

Схема монтажа "чопика" приведена в приложении Е.

 Повреждения типа сквозных  коррозионных свищ или несанкционированные  врезки, могут ремонтироваться приваркой  патрубков с заглушками.

 При ремонте повреждений  временными методами для прекращения  течи нефти из нефтепровода  могут применяться накладные  элементы с уплотняющей прокладкой  прижатой к поверхности трубы  при помощи наружных центраторов,  прижимных хомутов, струбцин, домкратов,  с последующей обваркой накладных  элементов и установкой на  них муфт временного ремонта.

 При ремонте повреждений  путем применения ремонтных муфт  и приваркой патрубков с заглушками  технология их монтажа, применяемые  материалы, контроль качества  работ должны соответствовать требованиям "Технологии сварочно-монтажных работ по установки ремонтных конструкций на действующие магистральные нефтепроводы ОАО "АК "Транснефть".

 При выполнении АВР,  для опорожнения нефтепровода  и закачки собранной нефти,  в нефтепровод врезаются отводы  с задвижками ДУ 100-200, Ру 64.

Количество отводов с  задвижкой определяется в зависимости  от объема освобождаемого нефтепровода.

Присоединяемый узел отвода, его конструктивные элементы должны быть выбраны и смонтированы с  учетом диаметров отвода и магистрали, возможных нагрузок на МП и соответствовать  требованиям нормативных документов.

 При выполнении АВР  применяемые оборудование, арматура, материалы труб, муфт, усиливающих  элементов, соединительных деталей  нефтепроводов, технология сборки  и сварки должны соответствовать  требованиям СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, ТУ 102-488-95, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Аварии и аварийные  утечки на линейных задвижках ликвидируются:

- в сальниковых устройствах  - донабивкой уплотнений сальниковых  камер с помощью специальных  приспособлений, после остановки  перекачки при отсутствии избыточного  давления в нефтепроводе;

- во фланцевых соединениях  (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) - заменой прокладок,  с остановкой перекачки нефти  и, при необходимости, с опорожнением  участка нефтепровода;

- при разгерметизации  корпуса задвижки либо потере  работоспособности запорного устройства - заменой задвижки на новую  путем остановки перекачки нефти  по нефтепроводу, опорожнением участка  нефтепровода от нефти, вырезки  дефектной задвижки и монтажом  новой задвижки.

 

 

 

 

 

 

 

3) Эксплуатация резервуарного оборудования.

 

 

 Перечень оборудования  и конструктивных элементов, устанавливаемых  на резервуарах, представлен в  таблице 1.

 Выбор конкретного  оснащения резервуаров, расположения  оборудования и конструктивных  элементов определяется проектной  документацией.

При капитальном ремонте:

- хлопуши исключаются,  вместо них устанавливаются внутренние  приемораздаточные устройства;

демонтируются трубные стационарные системы размыва с последующей  установкой винтовых устройств;

- при оборудовании резервуаров  понтонами, плавающими крышами  дыхательная арматура заменяется  на вентиляционные патрубки;

- плавающие крыши и  понтоны оборудуются опорными  стойками регулируемой высоты  с установкой на них дополнительных  патрубков в эксплуатационном  положении.

 Дыхательная арматура  должна включать дыхательный  и предохранительный клапаны,  вентиляционные патрубки.

 Марки дыхательных  клапанов и их технические  характеристики приведены в Приложении  В.

 Суммарная пропускная  способность дыхательных клапанов  определяется в зависимости от  максимальной подачи нефти при  заполнении (или опорожнении) резервуара  с учетом температурного расширения  паровоздушной смеси.

Таблица 1 - Оборудование и  конструктивные элементы резервуаров

Наименование  оборудования	Наличие в резервуаре
	РВС	РВСП	РВСПК	ЖБР
1	2	3	4	5
Дыхательный клапан	+			+
Предохранительный клапан	+			+
Вентиляционный патрубок		+	+
Огневой предохранитель	+	+	+	+
Приемо-раздаточное устройство				+
Приемо-раздаточный патрубок*)	+	+	+
Пеногенератор	+	+	+	-
Система подслойного пенотушения	+	+	+	+
Компенсирующая система  приемо-раздаточных патрубков	+	+	+	+
Пробоотборник	+	+	+	+
Водоспуск с плавающей  крыши			+
Система орошения резервуара	+	+	+	-
Кран сифонный	+	+	+
Система размыва осадка	+	+	+	+
Погружной насос (для откачки  остатков нефти и подтоварной  воды)				+
Люки	+	+	+	+
Уровнемер	+	+	+	+
Приборы контроля, сигнализации, защиты	+	+	+	+
*) Приемо-раздаточный патрубок с хлопушей на РВС следует заменить приемо-раздаточным устройством с поворотной заслонкой