МУ Экспл и Ремонт МГ,ХГиН. Эксплуатация линейной части магистральных трубопроводов 12
 Скачать 1.72 Mb.
|
|
Тема 2.1 Эксплуатация линейной части магистральных газонефте- проводов 2.1.1 Магистральный трубопровод как объект эксплуатации Техническая документация по правилам приема трубопроводов в эксплуа- тацию, по организации эксплуатации и ремонтно-технического обслуживания. Основные положения Правил эксплуатации магистральных газопроводов (нефтепроводов). Приемка в эксплуатацию объектов и сооружений магистрального трубо- провода. Охранные зоны. Требования к охранной зоне и зоне минимальных рас- стояний. Обустройство трасс. 13 Методические указания Изучение темы целесообразно начать с повторения раннее изученного материала – состава магистральных трубопроводов. Далее внимательно ознакомиться с основными положениями Правил охраны магистральных трубопроводов, СНиП 3.01.04-87 Правила приема объ- ектов в эксплуатацию, СТО Газпром 2-3.5-454-2010 Правила эксплуатации ма- гистральных газопроводов, ГОСТ Р 55435-2013 Магистральный трубопровод- ный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслужи- вание, ВРД-39-1.10-049-2001 Правила технической и безопасной эксплуатации конденсатопродуктопроводов, Правила безопасной эксплуатации для каждого вида трубопроводов, Правила пожарной безопасности для каждого вида трубо- проводов, Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Особое внимание уделить изучению следующих разделов: – общие требования; – правила приема в эксплуатацию трубопроводов; – охранные зоны магистральных трубопроводов; – обустройство трасс; – организация эксплуатации. Более подробно необходимая нормативно-техническая документация бу- дет рассматриваться в последующих разделах программы. Необходимо помнить, что требования к эксплуатации объектов маги- стральных газопроводов должны регламентироваться производственными, должностными инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемыми эксплуатирующими организациями (ЭО) с учетом местных условий и на осно- вании государственных, отраслевых нормативно-технических документов. Вопросы для самоконтроля 1 Перечислите основные руководящие технические материалы и норма- тивные документы по правилам эксплуатации линейной части магистральных газонефтепроводов. 2 Основные положения Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов. 3 Порядок приѐма и ввода объектов в эксплуатацию после окончания строительства. 4 Назначение охранной зоны и требования к ней. 5 Обустройство трасс. 14 2.1.2 Линейно-эксплуатационная служба магистральных газонефте- проводов Линейно-эксплуатационная служба магистральных газонефтепроводов. Задачи и функции ЛЭС. Организация, структура ЛЭС Методические указания Надѐжность газонефтеснабжения потребителей во многом определяется состоянием линейной части магистральных трубопроводов. Объекты линей- ной части магистральных трубопроводов рассредоточены на 100 и 1000 кило- метров, что значительно усложняет их эксплуатацию. Эксплуатационная надѐжность линейной части магистральных трубопроводов обеспечивается: – контролем состояния; – обходами, объездами, облѐтами трассы с применением технических средств; – поддержанием в работоспособном состоянии за счѐт технического об- служивания, выполнения диагностических и ремонтно-профилактических ра- бот, капитальных ремонтов и реконструкции; – модернизации и реновации морально-устаревшего и изношенного обо- рудования; – соблюдением требований к охранным зонам и минимальным расстоя- ниям до населѐнных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных пред- приятий, зданий и сооружений. Для поддержания необходимого уровня техни- ческого состояния объектов линейной части трубопровода требуется квалифи- цированное и своевременное проведение профилактических и ремонтных ра- бот. Для этого в структуре производственного газонефтетранспортного объ- единения создаются линейно-производственные управления (ЛПУ), в которых непосредственным обслуживанием линейной части занимаются линейно- эксплуатационные службы (ЛЭС). Их основной задачей является обеспечение бес перебойной транспортировки газа (нефти, нефтепродукта) по магистраль- ному трубопроводу. Основные функции ЛЭС: – своевременное выполнение технического обслуживания и ремонта ли- нейной части магистрального трубопровода; 15 – поддержание в работоспособном состоянии вспомогательных сооруже- ний, а также оборудования, механизмов и транспортных средств применяемых при обслуживании и ремонте линейной части; – обеспечение готовности и проведение работ по локализации и ликви- дации последствий аварий и отказов; – контроль за качеством выполнения работ и участие в приѐмке трубо- проводов в эксплуатацию после строительства, реконструкции, капитального ремонта; – подключение к действующим трубопроводам вновь построенных, ре- конструированных или отремонтированных участков; – хранение и пополнение неснижаемого и аварийного запаса труб, обору- дования и материалов; – предотвращение загрязнения окружающей среды; – ведение технической документации и отчѐтности. ЭО приказом определяет границы зон эксплуатации объектов МТ между своими Филиалами. Руководители Филиалов ЭО приказом по Филиалу опреде- ляют границы зон эксплуатации объектов, сооружений и оборудования или их функциональных элементов между службами, цехами, участками с назначени- ем (приказом/распоряжением) лиц, ответственных за их техническое состояние и безопасную эксплуатацию. За ЛЭС закрепляется участок трассы магистраль- ного трубопровода протяженностью т 200 до 250 км в обычных условиях и от 80 до 100 км в болотистых и горных условиях. На участки трубопроводов в границах обслуживания эксплуатирующей организацией составляются технические паспорта в которых приводятся: про- ектные данные, а так же сведения о выполнение основных видов работ (ликви- дация последствий аварий, инцидентов, проведение внутритрубной диагности- ки; выполнение работ по геодезическому позиционированию; проведение вер- толетных приборных обследований; выполнение обследований средств элек- трохимзащиты и т.д.) Необходимо ознакомиться с составом линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС); функциями, правами и обязанностями работников ЛЭС. Затем присту- пить к изучению оснащенности ЛЭС машинами и механизмами (рассмотреть по чертежам и плакатам), средствами связи и оповещения. Вопросы для самоконтроля 1 Состав ЛЭС. 2 Функции, права и обязанности работников ЛЭС. 3 Основные задачи, возлагаемые на ЛЭС. 16 4 Организационная структура ЛЭС, подчиненность службы. 5 Зона обслуживания ЛЭС. 2.1.3 Техническая эксплуатация магистральных газонефтепроводов Требования к качеству товарной нефти и газу. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта. Источники и вредное воздействие конденсата в МГ. Способы улавливания кон- денсата. Оборудования, схемы обвязки. Гидраты, их сущность, причины образования и вредное воздействие на МГ. Обнаружение гидратообразования в МГ. Способы борьбы, оборудование, реа- генты. Расчѐт реагентов. Очистки внутренней полости магистральных трубопроводов . Методические указания Прежде всего, необходимо изучить Правила технической эксплуатации маги- стральных газонефтепроводов. Необходимо помнить, что эти Правила устанавливают основные технические и организационные нормы и требования к эксплуатации магистральных газонефтепро- водов, организации работы персонала и ведению технической документации. Именно на эти разделы Правил необходимо особо обратить внимание. Разобраться с основными задачами работников по эксплуатации магистральных газопроводов: – транспорт газа от районов его добычи до мест его распределения, подача газа в распределительные сети и обеспечение безопасной работы оборудования; – обеспечение эффективной работы газопроводов с помощью оптимальных ре- жимов работы оборудования и рационального использования материально- техниче- ских ресурсов; – разработка и осуществление мероприятий по модернизации газопроводов, внедрение новой техники; – повышение квалификации и производительности труда, снижение себестои- мости транспорта газа; – строгое соблюдение производственной дисциплины, выполнение требований нормативов по охране труда. Изучить понятие – гидраты. Гидраты – это соединения молекулярного типа, возникающие за счет сил молекулярного воздействия. В молекулы воды как бы внед- ряются молекулы газа. Гидраты являются неустойчивыми соединениями, разлагаю- щимися при увеличении температуры и снижении давления на газ и воду. Прогнози- рование мест гидратообразования возможно, если известна влажность газа при разных давлениях и температура. 17 Обратить внимание на то, что возникновение кристаллогидратов обусловлено сочетанием определенного давления, температуры и насыщения природного газа па- рами воды. Затем изучить кривую гидратообразования, обратить внимание на то, что при температурах и давлении ниже кривой гидратообразования природный газ или его компоненты находятся в газообразной фазе, а выше – в виде двухфазной системы (с выделением кристаллогидратов). Знать места возможного образования гидратов. Изучить меры по предотвращению гидратов: – общий или частичный подогрев газа; – местный обогрев корпусов регуляторов давлений; – ввод метанола в газопроводные коммуникации. При магистральной транспортировке газа наиболее экономичным и эффектив- ным способом является осушка газа, что осуществляется сорбционным способом (на УКПГ). Изучить источники и вредное воздействие конденсата на работу МГ. Для сбора влаги, конденсирующейся в газопроводе, служат специальные сборники. Конденсато- сборники устанавливаются на газопроводах от газоконденсатных месторождений; на начальных участках газопроводов после установок очистки и осушки газа; на голов- ных сооружениях для удаления из газопровода реагентов; на участках после КС для удаления масла. Затем необходимо изучить конструкцию конденсатосборника линейного и кон- денсатосборника типа «расширительная камера», сравнить их конструкции. Вопросы для самоконтроля 1 Дать определение гидратам. 2 Как обнаружить гидраты в трубопроводе? 3 Причины образования гидратов? 4 Способы борьбы с гидратами. 5 Вредное воздействие конденсата на работу МГ. 6 Оборудование по улавливанию конденсата. 2.1.4 Особенности перекачки нефти Нефть и еѐ свойства, влияющие на технологию еѐ транспорта. Организация последовательной перекачки нефтепрподуктов. Перекачка высоковязкой нефти по магистральному трубопроводу. Эксплуатация «горячих» нефтепродуктов. Методические указания Метод последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов заключается в том, что различные по качеству углеводородные жидкости отдельными партия- 18 ми 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 трубопро- вод экономически неоправданно. Более предпочтителен вариант их последова- тельной (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 само- стоятельных трубопроводов, либо позволяют сооружать лишь маломощные нефтепродуктопроводы для каждого нефтепродукта в отдельности. Поэтому, если направление транспортировки нефтепродуктов совпадает, экономически целесо- образнее построить один трубопровод большого диаметра и различные нефте- продукты 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 последователь- ность нефтепродуктов в цикл: дизельное топливо; топливо для реактивных двига- телей; керосин или топливо печное бытовое; автомобильный бензин А-76; авто- мобильный бензин АИ-93; автомобильный бензин АИ-95. Таким образом, в нефтепродуктопроводе, как правило, одновременно нахо- дится 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 ско- ростей по сечению трубопровода. Кроме того, некоторое количество смеси обра- 19 зуется при переключении системы задвижек на начальном пункте нефтепродукто- провода в период смены нефтепродуктов (такая смесь называется первичной). Для уменьшения количества смеси иногда применяются специальные устройства − разделители, помещаемые в зону контакта разносортных нефтепро- дуктов и двигающиеся совместно с ними по нефтепродуктопроводам. Кроме того, на конечном пункте предусматриваются мероприятия по исправлению и реализа- ции получающейся смеси нефтепродуктов. Опыт эксплуатации магистральных трубопроводов, по которым последова- тельно перекачиваются различные нефти или нефтепродукты, показывает, что объем смеси при прямом контактировании равен от 0,5 до 1 % объема трубопрово- да. Поскольку смесь является некондиционным продуктом» то необходимо всемер- но 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 пере- качиваемых жидкостей. При турбулентном режиме перекачки объем образующейся смеси значи- тельно меньше, чем при ламинарном. Поэтому однозначно последовательную пе- рекачку 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. Самостоятельно изучить способы перекачки высоковязкой нефти по ма- гистральному трубопроводу. Снижение гидравлического сопротивления трубопроводов при перекачке высоковязких видов нефти и нефтепродуктов обеспечивается различными спо- собами повышения их текучести: – смешением вязких и застывающих видов нефти и нефтепродуктов с ма- ловязкими и совместная их перекачка; – смешение и перекачка с водой и перекачка их в потока воды; – термическая обработка застывших парафинистых видов нефти и после- дующая их перекачка; – перекачка нефти в газонасыщенном состоянии; – введение в нефть различного вида присадок-депрессаторов и др. Выбор способа транспортировки нефти зависит от конкретных еѐ физико- химических свойств, конкретных условий перекачки и окончательно принима- ется в результате техникоэкономических расчѐтов. 20 Вопросы для самоконтроля 1 Свойства нефти, влияющие на технологию еѐ транспорта 2 Сущность последовательной перекачки нефтепродуктов 3 Методы уменьшения количества смеси 4 Способы перекачки высоковязкой нефти по магистральному трубопро- воду. 2.1.5 Обслуживание переходов магистральных трубопроводов через препятствия Виды переходов. Обследование и выявление технического состояния футляров переходов через автомобильные и железные дороги, устранение выявленных дефектов; оборудование, средства и приборы для ведения этих работ. Технический контроль за состоянием надземных трубопроводов. Уход за переходами магистральных трубопроводов в летний период и обеспе- чение их надежной работы в осенне-зимний периоды. Выявление утечек в трубопро- воде, обследование берегов, русловой части подводных переходов, пригрузки трубо- проводов, состояния изоляции и т. д. Методические указания Газопроводы пересекают большое число различных естественных и искус- ственных препятствий, называемых переходами. Необходимо знать, что в зависимости от условий прокладки переходы могут быть подводные, воздушные (надземные), под- земные. Подземные переходы сооружают под препятствиями, воздушные (надземные) над препятствием, подводные – ниже уровня воды. Основные данные о переходах вносят в технический паспорт участка МТ, включающий данный переход. Как известно конструктивно подземный переход включает в себя: защитный кожух, трубопровод, опоры, сальники, отводную трубу, вытяжную свечу, выпускной колодец. За состоянием переходов осуществляется технический контроль. Целью тех- нического контроля подземных переходов через автомобильные и железные дороги является проверка соответствия проектным значениям положения защитного кожуха и трубопровода, а также состояние изоляции. При визуальном осмотре проверяют со- стояние смотровых и отводных колодцев, отводных каналов (с целью выявления нарушений земельного покрова), выявляют наличие опасных для трубопровода про- седаний и вспучиваний грунта на переходах (не реже одного раз в месяц). Наблюдают за работой вытяжной свечи. Наличие газа проверяют переносным газоанализатором. Вытяжная свеча должна иметь колпак для предотвращения попадания в неѐ влаги и 21 быть окрашена в жѐлтый цвет. Предупредительные знаки должны быть исправными и иметь четкие надписи и рисунки. Действительные значения глубин заложения трубо- провода должны соответствовать проектным значения профилятрассы. Плановое по- ложение оси кожуха и трубопровода определяется трассоискателями и шурфованием. После изучения темы приступить к рассмотрению оборудования, средств и приборов для ведения этих работ по рисункам, плакатам и схемам. На надземных переходах магистральных трубопроводов осмотры выполняют три раза в год: – весной после паводка; – летом в период максимальных температур воздуха; – зимой в период минимальных температур воздуха. Осмотры опор, креплений, оснований фундаментов и других конструктивных элементов, мест выхода и входа трубопроводов из грунта производят для выявления повреждений и отклонения от проекта. Одновременно проводят осмотр наружной по- верхности трубопроводов. Результаты обследований оформляются актами и записываются в соответ- ствующие паспорта и журналы. Эксплуатация подводных переходов включает комплекс работ по техническому обслуживанию, периодический осмотр береговых участков, приборно-водолазное об- следование, мониторинг русловых процессов, проведение ремонтно- восстановительных работ силами ЭО и/или Специализированных организаций. Сроки проведения осмотров подводных переходов, их периодичность и объѐмы устанавливают ежегодным графиком, разрабатываемым ЛЭС и утверждаемым ру- ководством Филиала ЭО. При определении сроков осмотра учитывают сезон- ные изменения условий эксплуатации, характерные природные явления, опре- деляющие состояние русловой и пойменной частей перехода: половодье, пери- од дождей, оползневые явления, просадки, морозное пучение грунтов и т.д. При оценке технического состояния подводных переходов учитывают: – наличие утечек газа (нефти); – соответствие пространственного положения трубопровода проекту; – достаточность заглубления трубопровода в русловой и пойменной ча- стях перехода; – русловые изменения и деформацию береговых склонов водной прегра- ды, в том числе состояние крепления берегов на участке перехода; – достаточность и сохранность балластировки трубопровода; – наличие дефектов металла труб и сварных соединений; – состояние защитного покрытия трубопровода; 22 – работоспособность систем защиты от коррозии; – состояние знаков обозначения и геодезических пунктов. Эксплуатирующая и Специализированные организации дают оценку тех- нического состояния подводного перехода по результатам осмотров и обследо- ваний. По результатам оценки ЭО принимает решение о возможности и режиме эксплуатации подводного перехода, а также по объемам и срокам проведения необходимых диагностических и ремонтно-восстановительных работ. После детального изучения данной темы приступить к изучению оборудования, средств и приборов для ведения необходимых эксплуатационных работ на переходах по рисункам, чертежам и плакатам. Для закрепления темы рекомендовано рассмотрение следующей нормативной доку- ментации: – ВРД 39-1.10-026-2001 Методика оценки фактического положения и состояния подземных переходов; – ВСН 39-1.10-003-2000 Положение по техническому обследованию и контро- лю за состоянием надземных переходов МГ; – СТО Газпром 2-2.3-238-2008 Методика акустико-эмиссионного контроля пе- реходов магистральных трубопроводов через водные преграды, автомобильные и же- лезные дороги; – Р Газпром 2-2.3-604-2011 Газораспределительные системы. Рекомендации по применению и внедрению наиболее достоверных методов технического диагностиро- вания участков газопроводов, проложенных под железными дорогами, автомобиль- ными дорогами, под проезжей частью улиц с интенсивным движением транспорта и насыщенностью инженерными коммуникациями, через водные преграды. Вопросы для самоконтроля 1 Порядок контроля за состоянием переходов через авто и железные до- роги 2 Порядок контроля за состоянием балочных, подвесных и арочных надземных переходов 3 Порядок контроля за состоянием подводного перехода 2.1.6 Техническая эксплуатация линейной запорной арматуры Типы, конструкция, принцип работы запорной арматуры. Требования, предъявляемые к линейной запорной арматуре, ее условное обозначение. Линейные крановые узлы. Схемы управления кранами Конструктивные и эксплуатационные недостатки, характерные неполадки 23 и неисправности в работе запорной арматуры, причины их возникновения. Требования безопасности при эксплуатации и ремонте линейной запор- ной арматуры. Методические указания Прежде всего необходимо уяснить, что трубопроводная арматура (ТПА) – это устройства, предназначенные для управления потоками газа и нефти, транспортируе- мых по трубопроводам. По назначению и принципу действия еѐ различают по трѐм классам: запорная, регулирующая и предохранительная. Затем подробно рассмотреть требования к арматуре, которые сводятся к следу- ющему: − быть герметичной как в затворе, так и по отношению к внешней среде; − иметь взрывобезопасный привод при открывании, закрывании, регулирова- нии; − иметь минимальное гидравлическое сопротивление в открытом состоянии; − быть долговечной, ремонтируемой, надѐжной. Причѐм для повышения надѐжности должна обеспечивать дублирование привода. На ЛЧ МГ эксплуатируют ТПА, разрешенную к применению в ОАО «Га- зпром». ТПА и приводы применяют в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации и характеристик надеж- ности. Необходимо детально разобраться с условным обозначением арматуры. Используются два типа обозначений. 1 По ГОСТу в начале обозначения стоит номер конструктивного типа (римская цифра 1, 11 и т д.), далее – вид исполнения (заглавная буква А, Б, В и далее), условный проход, условное давление и номер ГОСТа. Например, вен- тиль 11-А-50-40: 11 – номер конструктивного типа, А – исполнение, 50 – условный проход, мм, 40 – условное давление, МПа, 2 В каталогах и прейскурантах чаще всего используют отраслевые норма- ли ЦКБА Главпромарматуры, например 11с320бк. Первые две цифры опреде- ляют тип арматуры: 11 – кран для трубопровода (в том числе 14 и 15 – вентили, 17 – предохранительный клапан, 18 – редукционный клапан, 19 – обратный по- воротный клапан, 30, 31 – задвижки). Вторая характеристика – буквенное обозначение материала: с – углероди- стая сталь (в том числе лс – легированная сталь; нж – коррозионностойкая сталь; ч – серый чугун; б – бронза; а – алюминий; и т. д.). 24 Цифры после букв означают: первая цифра – вид применяемого привода, 3 – механический с червячной передачей (в том числе: (6)7 – пневмогидропри- вод, 9 – электрический ); 20 – конструкция крана (арматуры) по каталогу. бк – уплотнительные поверхности выполнены непосредственно на корпу- се, т.е. без вставных колец. После этого необходимо по чертежам, рисункам рассмотреть различные виды запорной арматуры, определить их различие и назначение; необходимо помнить, что к запорной арматуре относятся задвижки, вентили, краны и об- ратные клапаны. Они различаются по характеру перемещения запорного эле- мента при срабатывании арматуры и по форме этого элемента. После изучения этой темы можно рассмотреть подбор арматуры к трубо- проводу (выбирается по ДN , РN, типу привода, среде в трубопроводе, условиям эксплуатации). Рассмотреть вопрос как производится проверка герметичности линейной арматуры. В соответствии с составом сооружений газонефтепроводов различают арматуру площадочных сооружений и линейной части – линейную арматуру. Отключающая арматура на линейной части конструктивно оформляется в виде так называемых узлов. Рассмотреть по рисункам, чертежам и плакатам характерные неисправно- сти линейной арматуры, причины их возникновения. Изучить схемы управле- ния кранами, оборудование узла управления, его работу. После уяснения этих вопросов приступить к изучению технического об- служивания и ремонта линейной арматуры Техническое обслуживание, ремонт и диагностическое обследование ТПА выполняют соответствующие службы/подразделения Филиалов ЭО или Специализированные организации по утвержденному плану-графику, взаимо- связанному со сроками ремонта основного технологического оборудования. Эксплуатацию ТПА выполняют в соответствии с требованиями руковод- ства по эксплуатации, перед установкой проводят испытания и ревизию с оформлением акта. ТПА имеет маркировку производителя, указатель положения затвора и нумерацию в соответствии с Правилами эксплуатации магистральных трубо- проводов. Для управления запорной арматурой применяют приводы различных кон- струкций и способов управления. Приводы оснащают надписями и обозначени- 25 ями по управлению ТПА. На ручном (механическом) приводе стрелками обо- значают направления «открыто» и «закрыто». Приводы, изготовленные по специальному заказу, обеспечивают нор- мальное положение запорной арматуры «открыто» или «закрыто» при исчезно- вении электропитания блоков управления. При эксплуатации запрещено: – производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлени- ем; – производить открытие запорной арматуры DN ≥ 500 мм при перепаде давления газа на затворе более 0,2 МПа; – использовать ТПА в качестве опор; – применять для управления ТПА рычаги, удлиняющие плечо рукоятки или маховика не предусмотренные инструкцией по эксплуатации; – применять удлинители к ключам для крепежных деталей; – вскрывать крышку корпуса конечных выключателей без снятия напря- жения с питающей электрической линии; – эксплуатировать опломбированную ТПА при поврежденных гарантий- ных пломбах; – производить перестановку приводов от давления сжатого газа из пере- носных баллонов; – применять устройства с открытым пламенем или взрывоопасные газы для обогрева узлов арматуры, блока управления, импульсных трубок и т.д. (обогрев производится подогретым воздухом, паром или электротенами во взрывобезопасном исполнении); – стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы; – дросселировать газ при частично открытом затворе запорной арматуры, установленной на обводных и выпускных газопроводах. Электроприводы и узлы управления ТПА подлежат заземлению в соот- ветствии с проектом. Эксплуатацию заземляющих устройств осуществляют в соответствии с требованиями Правилами технической эксплуатации электро- установок потребителей. Надземную часть ТПА защищают от коррозионного воздействия внешней среды климатически стойким покрытием. Для защиты подземной части от грунтовой коррозии применяют разрешенное ОАО «Газ- пром» защитное покрытие, нанесенное, как правило, в заводских условиях. При нормальном режиме работы газопровода затворы линейной запорной арматуры МТ – открыты, на выпускных и обводных газопроводах – закрыты. 26 На перемычках между трубопроводами положение затворов арматуры опреде- ляют в соответствии с режимом работы МТ. Работоспособность ТПА проверяют в соответствии с эксплуатационной документацией с оформлением акта. Затворы линейной запорной арматуры многониточных газопроводов полностью переставляют в положение «закрыто» – «открыто» два раза в год: при подготовке объектов к осенне-зимнему и ве- сеннему периоду эксплуатации; однониточных – при плановой остановке газо- провода, один раз в год, охранные краны ГРС переставляют не более чем на 30 %, при плановой остановке ГРС – полностью, узлов подключения КС (обводно- го, входного и выходного газопроводов) − один раз в год при плановой оста- новке цеха. Системы линейной телемеханики и резервирования импульсного газа, проверяют одновременно с ТПА. Территорию крановых площадок защищают от поверхностных вод, пла- нируют и покрывают неткаными материалами (в случае необходимости, опре- деляемой проектом) засыпают твердым сыпучим материалом (гравий, щебень и т.п.), на ограждении вывешиваются утвержденные технологические схемы. Территорию вокруг крановых площадок на расстоянии 5 м от ограждения осво- бождают от растительности. Крановые площадки узлов подключения КС имеют подъездную дорогу с твердым покрытием. Линейные крановые узлы, Узлы запуска и приема ВТУ оборудуют посто- янными сигнализаторами их прохождения. Перечень технической документации по эксплуатации ТПА включает в себя заводской паспорт (для арматуры DN 50 мм и более – на каждую единицу, DN менее 50 мм – на партию), руководство по эксплуатации, журнал (форму- ляр) по техническому обслуживанию и ремонту. Необходимо помнить, что для сокращения сроков ремонта арматуры при каждом ЛПУ МТ должен быть запас новой арматуры, необходимый запас ре- монтных материалов (прокладочных, набивочных, смазочных, крепежных), а также специальные приспособления и инструмент. Все ремонтные работы проводятся при безусловном выполнении меро- приятий и требований по вопросам охраны труда, техники безопасности и по- жарной безопасности. Для закрепления темы рекомендовано рассмотрение нормативной доку- ментации: − СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Общие технические требования к трубо- проводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром». 27 – СТО Газпром 2-2.3-385-2009 Порядок проведения технического обслу- живания и ремонта трубопроводной арматуры; − СТО 05751745-81-2013. Ревизия и ремонт трубопроводной арматуры – СТО Газпром 2-4.1-406-2009 Методика оценки ресурса запорнорегули- рующей арматуры магистральных газопроводов. Вопросы для самоконтроля 1 Типы, конструкция, принцип работы запорной арматуры 2 Характерные неисправности линейной арматуры. 3 Подбор запорной арматуры к трубопроводу. 4 Схемы управления кранами 5 Техническое обслуживание запорной арматуры 2.1.7 Эксплуатация участков магистральных трубопроводов в особых условиях Противоэрозионные мероприятия по трассе трубопровода: выявление со- стояния грунтовой засыпки, дренажных систем, уровня стояния грунтовых вод и способы снижения этого уровня. Определение просадки грунта на участках с многолетнемерзлыми грунтами. Подготовка трубопровода к эксплуатации в осенне-зимний и в период ве- сеннего паводка. Охрана труда, промышленная и пожарная безопасность. Физическая защита магистральных трубопроводов. Методические указания Необходимо знать, что для эффективной и надежной эксплуатации газопрово- дов в осенне-зимний и паводковый периоды службами подразделений должен быть выполнен соответствующий комплекс мероприятий, оформленный паспортом готов- ности. Ознакомиться, как производится подготовка аварийной техники, проверка за- порной арматуры; создание необходимых запасов горючесмазочных материалов и ме- танола; после этого можно приступить к изучению способов снижения уровня стояния грунтовых вод, изучить дренажные схемы. Необходимо запомнить, что подготовка объектов и сооружений МГ должна производиться по разработанному плану, в котором должны быть предусмотрены: – подготовка аварийной техники, арматуры и автоматов аварийного закрытия кранов; 28 – создание временных опорных пунктов в труднодоступных местах трассы га- зопровода, оснащенных необходимой техникой и материалами; – проверка и при необходимости, устройство водоотводов и водопропусков; – очистка водопропускных, водоотводящих и других сооружений от наносов, снега и льда; – подготовка средств передвижения по воде; – размещение дежурных постов на особо ответственных участках для своевре- менного обнаружения угрозы повреждения газопровода и его сооружений, организа- ция связи и другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойной работы газопровода в особых условиях. Вопросы для самоконтроля 1 Какие существуют способы снижения уровня стояния грунтовых вод? 2 Что собой представляют дренажные системы, принцип их действия? 3 Способы определения просадки грунта 4 Какие мероприятия предусматриваются для надежной работы МГ в особых условиях? |