3.3 Меры безопасности при работе с линейными задвижками и откачке нефти.

3.3.1. Возможные неисправности задвижек и безопасные способы с их устранения. Меры безопасности при выполнении работ при обслуживании и эксплуатации задвижек.

Арматура должна иметь паспорта (формуляры) завода-изготовителя, руководство по эксплуатации, сертификат соответствия, разрешение Ростехнадзора на применение.

Техническое обслуживание задвижек должно проводиться с установленной заводом-изготовителем периодичностью, согласно графику обслуживания и ремонта, согласно инструкций по эксплуатации, утверждённых главным инженером ОАО МН.

До проведения основных работ по врезке должны быть проведены работы по промывке внутренней полости секущих задвижек и проверке герметичности их затворов.

Промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек и внутренней полости шиберных задвижек выполняется ЛЭС.

Промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек производится за счет увеличения скорости потока перекачиваемой нефти при уменьшении площади проходного сечения и создании перепада давления до и после затвора задвижки путем ее прикрытия.

Промывка клиновых задвижек должна проводиться в следующем порядке:

• разработка режима работы нефтепровода, при котором будет осуществляться промывка задвижек, режим работы должен быть утвержден главным инженером ОАО МН;

• оформление наряда-допуска на промывку задвижек;

• согласование с диспетчерской службой РНУ (УМН), ОАО МН порядка проведения работ;

• организация обеспечения устойчивой связи между производителем работ и диспетчером;

• установка манометров (не ниже первого класса точности с ценой деления не более 0,05 МПа) до и после проверяемых задвижек.

При промывке затвор задвижки прикрывается на 65-80%, при этом давление на выкиде предыдущей насосной станции (Р₁) после прикрытия затвора должно быть не менее чем на 0,5 МПа ниже максимального допустимого давления в трубопроводе и не менее чем на 0,3 МПа выше минимально допустимого давления на приеме последующей насосной станции (Р₂), установленных картой уставок данной НПС.

При промывке, управление задвижкой должно производиться в режиме местного управления в следующем порядке:

• прикрыть с помощью электропривода задвижку до 50 % хода затвора;

• по истечении 3 мин после остановки электропривода проверить величину изменения давления по манометрам, установленным до и после задвижки с записью показаний манометров в журнал;

• произвести прикрытие задвижки ступенчато, с 5 %-ной величиной перемещения клина на закрытие при постоянном контроле и фиксации изменения перепада давления;

• после выполнения прикрытия задвижки электроприводом на 60 % дальнейшее перекрытие проводить ручным дублером.

Промывка посадочного паза затвора задвижки осуществляется при достижении перепада до и после клина ΔР=0,2 МПа в течении не менее 30 мин. при постоянном контроле показаний манометров. По истечении указанного времени задвижку открыть и приступить к промывке посадочного паза затвора другой задвижки.

Промывка внутренней полости корпуса шиберной задвижки производится через дренажный трубопровод, при этом объем нефти сбрасываемой в передвижную емкость должен быть равным трем объемам подшиберного пространства.

При отсутствии дренажного трубопровода, промывка внутренней полости шиберной задвижки производится согласно ЭД завода изготовителя.

По результатам промывки арматуры вносится учетная запись в паспорт (формуляр).

Контроль герметичности затвора запорной арматуры линейной части МН совмещается с плановыми остановками МН и НПС.

Контроль герметичности затвора запорной арматуры линейной части магистральных нефтепроводов производится двухсторонний (кроме переходов МН через водные преграды, камер приема и запуска СОД).

Направление контроля герметичности технологической запорной арматуры НПС, переходов МН через водные преграды, камер приема и запуска СОД при последующей проверке меняется на противоположный.

Для контроля герметичности затвора создается перепад давления равный 0,1-0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа.

Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (не ниже первого класса точности с ценой деления не более 0,05 МПа) не менее 30 мин.

Контроль герметичности затвора арматуры проводится с использованием акустических приборов (акустико-эмиссионные течеискатели).

Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор с применением акустических приборов, при снижении давления на отсеченном участке свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой запорной арматуры.

Результаты контроля герметичности затвора арматуры оформляются актом установленной формы, вносится учетная запись в паспорт (формуляр).

Проведение работ по подготовке линейных задвижек и проверке их герметичности должны выполняться с оформлением нарядов-допусков на газоопасные работы.

Критерии работоспособности запорной арматуры:

• обеспечивается прочность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;

• не наблюдается пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы;

• обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений и фланцевых соединений арматуры по отношению к внешней среде;

• обеспечивается герметичность затвора арматуры в соответствии с паспортом на запорную арматуру;

• обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий;

• электропривод обеспечивает плавное перемещение затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанного в паспорте; обеспечивается отключение электропривода при достижении затвором крайних положений и при превышении допустимого значения крутящего момента на бугельном узле.

При невыполнении любого из этих условий арматура считается неработоспособной и выводится из эксплуатации.

Критерии отказа запорной арматуры, определяющие её неработоспособность:

• неустранимая дополнительной подтяжкой потеря герметичности по отношению к внешней среде;

• пропуск среды в затворе сверхдопустимого;

• невозможность рабочих перемещений запорного органа (заклинивание подвижных частей) при открытии и закрытии арматуры;

• увеличение (уменьшение) времени срабатывания сверх допустимого;

• выход из строя электропривода

Критериями предельных состояний арматуры являются:

• достижение назначенного срока службы;

• разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов

• нарушение геометрических размеров сопряжённых деталей (вследствие износа или коррозионного разрушения).

При достижении назначенного срока службы запорная арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения её технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.

Показатели надёжности, критерии отказов и предельных состояний указываются в паспортах на арматуру.

Детали запорной арматуры считаются пригодными при условии, что:

• они соответствуют требованиям ТУ и стандартов на поставку и имеют заводскую маркировку и сертификаты (паспорта);

• отклонения толщины стенки по торцам не превышают предельных значений, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ;

• глубина царапин, рисок и задиров на поверхности детали не превышает 0,2 мм, на теле и на торцах детали отсутствуют вмятины;

• глубина забоин и задиров фасок не более 5 мм (исправимый дефект);

• на концевых участках детали отсутствуют расслоения металла;

Опасные факторы при работе с запорной арматурой:

• нарушение формы, целостности деталей и узлов;

• выход нефти через подвижные и неподвижные уплотнения;

• загазованность;

• пожарная опасность;

• взрывоопасность;

• высокое давление;

• токсичность паров нефти;

• приток нефти в опорожнённый участок нефтепровода и потеря герметичности герметизатора (ГРК; «Каймана»);

• наличие подвижных частей;

• электрический ток и шаговое напряжение;

• возможность срабатывания в автоматическом режиме;

• изменение времени срабатывания на «открытие» или «закрытие»;

• образование искр от инструмента и такелажной оснастки;

• возможность разряда статического электричества;

• гидравлический удар при высокой скорости закрытия затвора.