Опасные факторы и Требования безопасности при работе с задвижками

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.

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.