Студопедия

Главная страница Случайная страница

Разделы сайта

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






БЛ.Промывка и проверка на герметичность задвижек. Правила проведения работ.






Техническое состояние задвижки в процессе эксплуатации должен определяться диагностическим контролем. Для определения технического состояния корпуса и сварных швов задвижки применяются акустико-эмиссионный (АЭ), ультразвуковой (УЗК) и другие методы неразрушающего контроля.

Проведение диагностического контроля задвижки совмещают по срокам с капитальным ремонтом, а также осуществляют при выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или при возникновении отказов в работе задвижки по критериям предельных состояний. При диагностировании применяются приборы и АЭ датчики и приборы ультразвукового контроля или дефектоскопы.

Диагностический контроль и заключение по его результатам осуществляют

специализированные организации, имеющие разрешение Госгортехнадзора России, или

специалисты РНУ, ЦБПО при наличии разработанной и утвержденной методики
диагностического контроля.

Результаты диагностического контроля (заключение) заносятся в формуляр арматуры или прикладывается к ее паспорту.

Контроль герметичности затвора арматуры в процессе эксплуатации может осуществляться акустико - эмиссионными течеискателями.

На действующих магистральных нефтепроводах арматура также подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность. Проведение испытания арматуры совмещается по срокам с испытанием нефтепроводов или осуществляется после выполнения капитального ремонта нефтепроводов.

Режим испытания и испытательные давления устанавливаются и зависимости от срока и параметров эксплуатации нефтепроводов согласно нормативным документам, регламентирующим проведение испытаний па действующих нефтепроводах.

Механические грабли: смена прокладок, болтов. Разборка, очистка, смазка и регулировка работы редукторов. Ремонт стержней и решетки; задвижки больших диаметров с электроприводом: разборка редуктора электропривода, промывка и замена бракованных деталей. Проверка электродвигателя. Разболчивание верхнего фланца, выемка запорного механизма, его разборка, очистка, промывка и замена бракованных деталей, притирка уплотнительных поверхностей. Сборка и установка запорного механизма. Монтаж электропривода, опробование в работе. Герметичность затвора задвижки повышается за счет применения специальной смазки Арматол-238, которая подается к поверхности затвора автоматически за счет давления среды в корпусе задвижки.

Герметичность затвора задвижек, находящихся при поверке в закрытом положении, утечки воды через которые могут повлиять на результаты измерений. В случае отсутствия контроля или невозможности обеспечения герметичности указанных задвижек они должны быть заглушены путем установки заглушек во фланцевые соединения.

Проверить герметичность затворов задвижек, через которые возможны утечки продукта, влияющие на результаты измерений при поверке.


6.2. Приспособления и инструмент, применяемый при ликвидации аварий на нефтепроводе.

Авария на объекте магистрального нефтепровода - внезапный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного разрушения или частичного повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими событиями.

Аварийно-восстановительные работы на магистральных нефтепроводах проводятся в следующей организационно-технологической последовательности:

-сооружение земляного амбара и сбор в него нефти;

-подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

-вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована;

-освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти;

-вырезка дефектного участка нефтепровода;

-герметизация (перекрытие) внутренней полости нефтепровода;

-монтаж и вварка катушки;

-заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода нефти;

-контроль качества сварных швов;

-пуск нефтепровода, вывод его на эксплуатационный режим;

-изоляция отремонтированного участка нефтепровода;

-засыпка нефтепровода, восстановление обвалования.

Технические средства (сварочные агрегаты, насоспо-компрессорные установки и другие несамоходные механизмы) должны устанавливаться на спланированной горизонтальной площадке.

6.3. Устройство очистного скребка СКР-1, СКР-2, СКР-4. Подготовка к пропуску ло нефтепроводу.

Скребки-калибры, очистные скребки двухсекционные типа СКР2, очистные магнитные скребки типа СКРЗ, очистные скребки типа СКР4 - со стабильным уровнем качества очистки, поршни-разделители типа ПРВ1, поршни-разделители ПРВ1 в варианте исполнения с чистящими дисками, устройства контроля очистки трубопровода, предназначенные для оценки готовности участка трубопровода к пропуску внутритрубного ультразвукового дефектоскопа после проведения мероприятий по очистке трубопровода.

Очистные скребки СКР1 и СКР1 - 1 различного диаметра предназначены для очистки внутренней полости трубопровода от парафи-носмолистых отложений, глиняных тампонов, а также для удаления посторонних предметов. Корпус скребка СКР1 представляет собой стальную полую конструкцию. Диски и манжеты изготовляют из высококачественных полиуретанов, стойких к истиранию. На заключительной стадии очистки, перед пропуском дефектоскопа, на передней и задней частях скребка вместо одного прокладочного устанавливают щеточный диск.


Специальная комбинация чистящих и щеточных дисков обеспечивает эффективное удаление отложений с внутренних стенок трубопроводов и из коррозийных углублений в стенках.

Эти очистные скребки в отличие от ранее применявшихся оснащены дисками из полиуретана (до этого использовали резиновые диски), за счет этого улучшилась степень очистки стенок трубопровода.

Бригады, сопровождающие очистные скребки по трассе трубопровода, должны быть обучены принципам работы и обращения с низкочастотными передатчиками и локаторами, используемыми для контроля прохождения очистных скребков по трубопроводу.

В качестве очистных устройств применяют очистные скребки, поршни-разделители. В зависимости от вида загрязнения (твердые частицы, жидкость) применяют и определенные очистные устройства. Основное требование к ним - сохранение работы при прохождении больших расстояний по газопроводу, т.е. быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью через устройства, простыми по конструкции и дешевым.

В процессе эксплуатации МНП для восстановления пропускной способности трубопровода проводят периодическую очистку внутренней полости трубопровода от отложений парафинов, асфальтенов, механических примесей. Для этой цели применяют очистные скребки различной конструкции.

Передатчик для скребка является автономным устройством, излучающим электромагнитные колебания. Он предназначен для установки на скребках-калибрах и очистных скребках с целью их обнаружения и определения их местонахождения в подземных и надземных трубопроводах низкочастотным локатором. Передатчик сохраняет работоспособность до полной разрядки батарей.

Тем не менее, они весьма распространены, поскольку наиболее приспособлены для переработки материалов, склонных к налипанию. Во время работы дробилок налипший на поверхность валков материал срезается очистными скребками и при необходимости отводится в сторону.

Предприятие специализируется на дефектоскопии труб, предлагая следующие услуги и оборудование: электронные контрольно-измерительные приборы и очистные устройства для трубопроводов, определение потерь металла трубопровода методом рассеяния магнитного поля высокого разрешения (технология MFL 3-го поколения), локализация мест утечки, очистные скребки и другое специальное оборудование для труб и трубопроводного транспорта.

Скребок СКР4 - односекционный скребок четвертого конструктивного ряда с подпружиненными рычагами. 28-СКР4.00 предназначен для очистки внутренней поверхности трубопроводов от парафинсодержащих и смолистых отложений, твердых частиц и посторонних предметов. Наружный диаметр обслуживаемого трубопровода — 720 мм.






© 2023 :: MyLektsii.ru :: Мои Лекции
Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
Копирование текстов разрешено только с указанием индексируемой ссылки на источник.