МУ ГРК 01.09.2015 г - Томский политехнический университет
реклама
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» УТВЕРЖДАЮ ДИРЕКТОР ИПР ___________ А.Ю. ДМИТРИЕВ «____» __________2015 В.К. Никульчиков ИЗУЧЕНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ ГРК И СПОСОБОВ ИХ ЗАПАСОВКИ Методические указания к выполнению практической работы №1.2 по курсу «Машины и оборудование для строительства и ремонта объектов нефтегазового комплекса» для магистрантов, обучающихся по направлению 131000 «Нефтегазовое дело» Издательство Томского политехнического университета 2015 УДК 622. 691 ББК 00000 А00 Никульчиков В.К. А00 Изучение конструкций герметизирующих устройств ГРК и способов их запасовки: методические указания к выполнению практической работы №1.2 по курсу «Машины и оборудование для строительства и ремонта объектов нефтегазового комплекса» для магистрантов обучающихся по направлению №131000 «Нефтегазовое дело» / В.К. Никульчиков; Томский политехнический университет – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2015. – 49 с. УДК 622. 691 ББК 00000 Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры транспорта и хранения нефти и газа (ТХНГ) ИПР 10 сентября 2015 г. Зав. кафедрой ТХНГ доцент, кандидат технических наук ____________А.В. Рудаченко Председатель учебно-методической комиссии, доцент, кандидат технических наук _____________А.В. Веревкин Рецензент Инженер производственного отдела по эксплуатации магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Томск» к.т.н., А.В. Герасимов © ФГБОУ ВПО НИ ТПУ, 2015 © Никульчиков В.К., 2015 Оглавление 1 Краткая характеристика работы ................................................................7 2. Цель работы .................................................................................................7 3 Порядок выполнения работы .....................................................................7 4 Основные теоретические сведения ............................................................7 4.1 Описание и работа .................................................................................9 4.1.1 Описание и работа герметизаторов ...............................................9 4.1.1.1 Назначение герметизаторов ......................................................9 4.1.1.2 Технические характеристики..................................................10 4.1.1.3 Состав герметизаторов ............................................................12 4.1.1.4 Устройство и работа составных частей .................................12 герметизаторов и комплекта вспомогательного ...............................12 оборудования ........................................................................................12 4.1.1.5 Маркировка и пломбирование ................................................18 4.1.1.6 Упаковка ...................................................................................19 5.1 Эксплуатационные ограничения .......................................................19 5.2 Требования к технологии безопасного проведения работ с использованием герметизаторов на линейной части магистрального нефтепровода, оборудованного камерой приема СОД .........................20 5.2.1 Общие требования к подготовительным работам......................20 5.2.2.2 Порядок установки герметизатора во внутреннюю полость горизонтального участка нефтепровода ............................................21 5.2.3 Порядок установки герметизаторов в наклонные участки магистрального нефтепровода ..............................................................27 5.2.3.1 Порядок установки герметизаторов в наклонные участки магистрального нефтепровода при нижнем расположении открытого торца трубы ........................................................................27 5.2.3.2 Порядок установки герметизаторов в наклонные участки магистрального нефтепровода при верхнем расположении открытого торца трубы ........................................................................29 5.2.4 Порядок извлечения герметизаторов из внутренней полости горизонтального и наклонного участков нефтепровода при верхнем расположении открытого торца трубы .............................29 5.2.5 Порядок извлечения герметизаторов из внутренней полости наклонного участка нефтепровода при нижнем расположении открытого торца трубы ...........................................................................32 5.3 Технология безопасного проведения работ с использованием герметизаторов на технологических нефтепроводах ............................33 5.3.1 Общие требования к подготовительным работам......................33 5.3.2 Порядок установки герметизатора во внутреннюю полость 5 горизонтального и наклонного участков технологического нефтепровода ...........................................................................................33 5.3.3 Порядок извлечения герметизаторов из внутренней полости горизонтального и наклонного участков технологического нефтепровода при верхнем расположении открытого торца трубы 34 5.3.4 Порядок извлечения герметизаторов из внутренней полости наклонного участка технологического нефтепровода при нижнем расположении открытого торца трубы .................................................34 5.4 Меры безопасности ............................................................................34 5.5 Действия в экстремальных условиях ................................................36 6 Техническое обслуживание .....................................................................37 6.1 Техническое обслуживание герметизаторов перед установкой .....37 6.2 Техническое обслуживание комплекта вспомогательного оборудования ..............................................................................................37 7 Хранение ....................................................................................................37 8 Транспортирование ..................................................................................38 9 Утилизация .................................................................................................38 10 Комплект поставки ..................................................................................38 11 Гарантии изготовителя ............................................................................39 12 Меры безопасности .................................................................................40 12.1. Общие положения .............................................................................40 12.2. Меры безопасности до начала работ ..............................................42 12.3. Меры безопасности при установке и накачке ГРК .......................42 12.4. Меры безопасности при спуске воздуха из ГРК и его извлечении ......................................................................................................................44 12.5. Меры безопасности в аварийных ситуациях .................................45 12.6 Показатели внешнего вида наружных поверхностей резинокордных оболочек герметизаторов ..............................................45 1 Краткая характеристика работы Темой практической работы № 1.2 является изучение конструкций герметизирующих устройств «ГРК» и способ их запасовки в трубопровод. Студент должен знать конструкции герметизаторов, технологию установки и извлечения герметизаторов из внутренней полости нефтепровода. После освобождения нефтепровода от нефти, вырезки дефектной «катушки» до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ внутренняя полость должна быть перекрыта. Внутренняя полость нефтепроводов НПС Dу = 100 мм и болеедолжна перекрываться пневматическими устройствами (ГРК, ПЗУ). 2 Цель работы Целью работы является приобретение практических навыков в выборе герметизирующего устройства, изучении конструкций и способов их запасовки и извлечения из внутренней полости нефтепровода, изучение методов безопасного проведения работ. 3 Порядок выполнения работы 3.1. По литературным и техническим источникам, плакатам и образцам оборудования студент изучает устройство, назначение и способы запасовки герметизирующих устройств. 3.2. Изучает технологию производства ремонтных работ и очерёдность выполнения производственных процессов. 3.3. Приводит технические характеристики оборудования. 3.4. Вычерчивает схему установки герметизаторов. 3.5. Вывод о проделанной работе. 3.6. Составляет отчет о выполненной работе в соответствии с п. 3.1 - 3.5. 4 Основные теоретические сведения Настоящая практическая работа направлена на изучение герметизаторов резинокордных «ГРК-100/150/200/250/300/350/400/500/700/ 800/1000/1200», «ПЗУ-100/150/200/250/300/350/ 400/500/700/ 800/ 1000/ 1200» (в дальнейшем герметизаторы), и на комплекты вспомогательного оборудования «КВО-1/2/3/4/5», применяемые для временного пере- 7 крытия внутренней полости горизонтальных и наклонных участков магистральных и технологических нефте- и нефтепродуктопроводов. Работа предназначена для изучения устройства, принципа действия, основных технических характеристик герметизаторов и вспомогательного оборудования и определяет технологию безопасного их применения при производстве ремонтно-восстановительных работ. На всех стадиях работ по герметизации трубопроводов следует руководствоваться: эксплуатационными документами, входящими в комплекты поставки герметизаторов и вспомогательного оборудования, РД 75.180.00-КТН-159-13 «Вырезка и врезка «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры. Подключения участков магистральных нефтепроводов. Организация и выполнение работ», СО 05 – 04 – АКТНП – 011 – 2004 «Технологические регламенты на выполнение ремонтных работ на магистральных нефтепродуктопроводах ОАО «АК «Транснефтепродукт», РД 153-39.4.056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов», РД-13.100.00-КТН-196-06 «Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов», РД-13.220.00-КТН-211-12 «Правила пожарной безопасности на объектах организаций системы «Транснефть». Квалификационные требования к персоналу, проводящему работы по герметизации внутренней полости нефте- и нефтепродуктопровода - согласно РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов». В процессе установки и извлечения ГРК из полости трубопровода могут возникнуть следующие опасные воздействия: - выход из полости трубы паров нефти или нефтепродуктов с концентрацией, превышающей санитарную норму ПДВ 300 мг/м3 и оказать на человека вредное воздействие; - выход из полости трубы паров нефти или нефтепродуктов с концентрацией, превышающей 5% от низшего предела взрываемости (НКПВ) 2100 мг/м3 и возникновение опасности взрыва; - разрыв резинокордной оболочки ГРК и выброс из полости сжатого газа и частей ГРК; - выброс из створа трубы ГРК без сопровождения пламени и с сопровождением пламени; - втягивание ГРК в полость трубопровода из-за разрежения в трубопроводе. 4.1 Описание и работа 4.1.1 Описание и работа герметизаторов 4.1.1.1 Назначение герметизаторов Герметизаторы предназначены для временного перекрытия внутренней полости нефтепровода, опорожненного от нефти, с целью предотвращения выхода горючих газов, нефти и ее паров при ремонтно - восстановительных работах, выполняемых методом «Вырезки катушки или участка нефтепровода с дефектом» (согласно РД 153-39.4-067-00, РД 75.180.00-КТН-159-13), на линейной части магистральных нефтепроводов или технологических нефтепроводов. Герметизаторы с комплектом вспомогательного оборудования обеспечивают безопасность проведения ремонтно-восстановительных работ: - при установке герметизаторов во внутреннюю полость нефтепровода через открытые концы трубы после по вырезки дефектного участка нефтепровода («катушки», задвижки или соединительной деталей) или после их демонтажа при наличии фланцевых соединений; - на протяжении цикла герметизации внутренней полости нефтепровода, когда резинокордная оболочка герметизатора находится под действием избыточного внутреннего давления сжатого воздуха и внешнего статического давления в случае появления нефти, взрывоопасных (горючих) газов или вакуума в отсеченном участке нефтепровода; - при контроле величины давления сжатого воздуха внутри резинокордной оболочки и давления (вакуума) в отсеченном участке нефтепровода; - при разгерметизации внутренней полости нефтепровода во время сброса избыточного давления и переходе резинокордной оболочки в исходное состояние; - в процессе извлечения герметизатора через открытый конец трубы в случае обнаружения негерметичности его составных частей или перед монтажом задвижки (соединительной детали) с фланцевым соединением; - при углах наклона нефтепровода до 90 угл. градусов включительно. 9 4.1.1.2 Технические характеристики Технические Рис.1,2. характеристики герметизаторов приведены Рис.1. Технические характеристики герметизаторов ГРК на Рис.2. Технические характеристики герметизаторов ПЗУ Рис.2. Технические характеристики герметизаторов ПЗУ Условное обозначение исполнений герметизаторов и вспомогательного оборудования: «Герметизаторы резинокордные «ГРК-100/150/200/250/300/350/ 400/500/700/ 800/1000/1200» ТУ 2527-016-00139181-2005; «Комплект вспомогательного оборудования «КВО-1», «КВО-2», «КВО-3», «КВО-4», «КВО-5» ТУ 2527-016-00139181-2005, где: 100/150/200/250/300/350/400,500,700,800,1000,1200 – условный диаметр перекрываемого нефтепровода; «КВО-1» - комплект вспомогательного оборудования для «ГРК400/500»; «КВО-2» - комплект вспомогательного оборудования для «ГРК- 11 700/800»; «КВО-3» - комплект вспомогательного оборудования для «ГРК1000/1200». «КВО-4» - комплект вспомогательного оборудования для «ГРК100/150/200». «КВО-5» - комплект вспомогательного оборудования для «ГРК250/300/350». 4.1.1.3 Состав герметизаторов Герметизаторы (Рис.3) состоят из: оболочки резинокордной поз.1, пневмопровода поз. 5, переходника с гайкой поз.6, вентиля переходника поз.7, штуцеров поз.8,16 для подсоединения внешних элементов пневмосистемы. В штуцер поз.8 установлен рым-болт поз.9, используемый для присоединения медной проволоки при монтаже штуцера поз.8 через отверстие в стенке трубы нефтепровода. На вентиль поз.10 накручен хвостовик сцепного устройства поз. 12, закрепленный винтом поз.13. Герметизаторы применяются совместно с комплектами вспомогательного оборудования «КВО-1/2/3/4/5». В состав комплектов вспомогательного оборудования входят: Решетка защитная, Штанга монтажная, Блок подачи воздуха Блок контроля давления БК-04.00.000 – 2 шт., Узел контроля давления / вакуума– 2шт., Рукав узла подачи воздуха, Переходник рукава герметизатора– 2 шт., Редуктор высокого давления тип РВ-90 или редуктор баллонный газовый БКО-50-4, Сверло Ø 12 ГОСТ 10902-77, Сверло Ø 10,2 ГОСТ 10902-77, Комплект метчиков М 12 ГОСТ 3266-81, Хомут «Либра» 12-18 – 4 шт., Устройство для запасовки и центрирования, Ключ, Лебедка, Кожух защитный, Стропа текстильная ленточная СТЛ0-000 (В=120 мм) L=4000 мм – 2 шт.,Ключ шестигранный S=6 мм, Втулка соединительная. Описание и порядок применения вспомогательного оборудования приведены в Разделах 4.1.1.4 и 5. 4.1.1.4 Устройство и работа составных частей герметизаторов и комплекта вспомогательного оборудования 4.1.1.4.1 Герметизаторы (Рис.3) предназначены для установки во внутреннюю полость нефтепровода через открытый конец Рис.3. Герметизатор ГРК 1-оболочка резинокордная;2-слой огнеупорной резины;3-слой корда;4- слой покровной резины;5-пневмопровод;6- переходник с гайкой;7-вентиль;8-туцер; 9-рым-болт;10-вентиль;11-заглушка;12-хвостовик сцепного устройства; 13-винт;14-кольца уплотнительные;15-штуцер угловой трубопровода и герметизации отсеченного участка нефтепровода за счет подачи в оболочку рабочего давления (0,4 ± 0,02) МПа. Оболочка резинокордная поз.1 имеет цилиндрическую форму с плоскими днищами, на одном из днищ (обращенном к открытому концу нефтепровода) нанесен слой огнеупорной резины поз.2. Для подачи сжатого газа служит пневмопровод поз. 5 с гайкой поз.6, штуцером 8, угловым штуцером поз. 16. Вентили поз.7, поз.10 завулканизированы между слоями покровной резины и слоями корда на цилиндрической и торцевой части резинокордной оболочки. Штуцер поз. 8 с пневмопроводом поз.5 соединен с помощью резьбового соединения. Для герметизации соединения штуцеров поз.8 с пневмопроводом поз.5 и вентилем поз. 7 служат уплотнительные кольца поз. 14. 13 4.1.1.4.2 Решетка защитная ( Рис.4) с лебедкой поз.8 ( Рис.4) используется для демонтажа герметизатора из внутренней полости нефтепровода и обеспечивает защиту персонала от опасных воздействий Рис.4. Решетка защитная с лебедкой 1-профиль П- образный;2-защитные стержни;3-ролик;4-захват;5-винт; 6-стропа;7-втулка соединительная; 8-лебедка вакуума в случае его возникновения. Решетка защитная (Рис.4) выполнена из металлических элементов, на которых закреплена стропа поз.6, ролики поз.3, лебедка поз.8. Захваты поз.4, перемещаемые винтами поз.5, обеспечивают закрепление решетки на наружной поверхности трубы или фланца в заданном диапазоне диаметров. 4.1.1.4.3 Штанга монтажная (Рис.5) предназначена для установки втулки соединительной на хвостовик сцепного устройства герметизатора и устройства для запасовки и центрирования без нахождения рабочего во внутренней полости трубы (Рис.9). Конструкция соединения штанги с втулкой поз.18 исключает возможность использования штанги для извлечения герметизатора из внутренней полости нефтепровода. 4.1.1.4.4 Лебедка (Рис.4,5) предназначена для создания тянущего усилия через стропу защитной решетки при извлечении герметизаторов из внутренней полости нефтепровода. Лебедка состоит из корпуса поз.1, вала поз. 2, рукоятки поз. 3, барабана поз.5. Лебедка закреплена на защитной решетке. Для устранения травмирующего воздействия рукоятки на рабочий персонал при возможном обратном силовом воздействии со стороны герметизатора барабан поз.5 связан с валом поз.2, на котором закреплена рукоятка посредством подпружиненных фиксаторов. Рис.5. Штанга монтажная, лебедка Рис. 5.1 1-Наконечник;2-Штанга Рис.5.2 1-Корпус;2-Вал; 3-Рукоятка;4-Стропа; 5-Барабан 4.1.1.4.5 Ключ предназначен для демонтажа штуцера поз.8 из пневмопровода герметизатора (Рис.3, вид В). Ключ (Рис.6, 6.1) состоит из корпуса с центральным пазом поз.1, рукоятки поз.3, винта поз.2 для фиксирования от осевого перемещения штуцера поз.8 при демонтаже (Рис.3, вид В). 4.1.1.4.6 Защитный кожух (Рис.6, 6.2) предназначен для защиты от механических повреждений блока контроля давления. Состоит из металлического корпуса поз.1 на котором закреплены текстильные стропы поз.2 для фиксирования устройства на нефтепроводе. 15 Рис.6. Комплекты вспомогательных устройств. Ключ. Кожух защитный Рисунок 6.1 1-Корпус;2-Винт;3-Рукоятка Рисунок 6.2 1- Корпус; 2- Стропы текстильные для фиксирования устройства на нефтепроводе 4.1.1.4.7 Блок подачи воздуха (инертного газа) (Рис.7,Рис.7.1) предназначен для подачи, контроля и сброса давления из герметизатора. Состоит из корпуса поз.1, манометра поз.2, шарового крана поз.3, штуцеров поз.4,7, шарового крана поз.5 со спускным устройством поз.6. Для выполнения основных рабочих функций предназначен шаровой кран поз.3 и спускное устройство поз.6 шарового крана поз.5, которые принимают три рабочих положения: в положении «ОТКРЫТО» крана поз.3 происходит «ПОДАЧА»; в положении «ЗАКРЫТО» крана поз.3 происходит «КОНТРОЛЬ»; в положении «ЗАКРЫТО» крана поз.3 и в положении «ОТКРЫТО» спускного устройства поз.6 происходит «СБРОС». При любых рабочих положениях крана поз.3 положение крана поз.5 всегда «ОТКРЫТО», положение крана поз.5 «ЗАКРЫТО» применяется только для проверки показаний манометра поз.3. Рис.7. Блок подачи воздуха. Блок контроля давления Рис.7.1 1-Корпус; 2-Манометр МП2-УУ2-0,4КЛ.2,5 ГОСТ 2405-88; 3-Кран шаровый Ду15 Ру20;4-Штуцер;5-Кран шаровый Ду15 Ру20 со спускным устройством;6-Спускное устройство для воздуха;7- Штуцер. Рис.7.2 1-Корпус;2-Манометр МП2-УУ2-0,4КЛ.2,5 ГОСТ 2405-88;3-Кран шаровый Ду15 Ру20;4-Штуцер;5-Накидная гайка;6- Штуцер;7-Кран шаровый Ду15 Ру20; 8-Переходник. Спускное устройство поз.6 используется только в рабочем положении «СБРОС», в других рабочих положениях оно не применяется. 4.1.1.4.6 Блок контроля давления (Рис.7, 7.2) предназначен для контроля давления в герметизаторе и состоит из корпуса поз.1, манометра поз.2, шарового крана для подачи (сброса) и контроля сжатого воздуха (инертного газа) поз.3, штуцера поз.4, накидной гайки поз.5. К блоку контроля давления через накидную гайку поз.5 подсоединяется переходник рукава герметизатора. Переходник рукава герметизатора предназначен для закрепления и уплотнения выходного штуцера герметизатора поз.8 (Рис.1) и для проведения контроля показаний манометра блока контроля давления поз.2. Переходник рукава герметизатора состоит из штуцера поз.6, шарового крана поз.7, переходника поз.8. Блок контроля давления совместно с переходником рукава герметизатора защищены от механических повреждений при помощи защитного кожуха поз. 15 (Рис.6.2). 4.1.1.4.8 Узел контроля давления/вакуума (не показан) предназначен для контроля давления (или вакуума) в загерметизированном участке нефтепроводе и состоит из мановакуумметра МВП4-УУ2 (диапазон 17 измерения – от минус 0,1 до 0,3 МПа, класс точности 1,5) поз.1 и переходника поз.2 для установки в резьбовое отверстие в трубе нефтепровода. Если отверстия для замеров давления и разрежения в нефтепроводе невозможно просверлить на расстоянии не менее 30 м от открытых концов нефтепровода (технологические нефтепроводы, наличие запорной арматуры и т.д.), применяются штуцеры которые позволяют через рукав III 9-2 ГОСТ 9356-75 обеспечить размещение узла контроля на расстоянии не менее 30 м от открытого конца трубы. 4.1.1.4.9 Устройство для запасовки и центрирования (Рис.8) состоит центрирующего поз. 1 и направляющего поз.2 устройств, которые в рабочем состоянии скреплены с помощью втулок поз.3,4 резьбовым соединением. Центрирующее устройство состоит из трубы поз.5, на которой на шарнирном соединении закреплены три поворотные опоры поз.6 (комплект «КВО-1» для «ГРК-400/500») и шесть поворотных опор поз.6 (комплекты «КВО-2»,«КВО-3» для «ГРК-700/800» «ГРК-1000/1200»). Для фиксации поворотных опор служат маховики поз.7. Изменение длины поворотных опор (под диаметр нефтепровода) осуществляется с помощью втулок поз.8, закрепленных с помощью резьбового соединения на поворотной опоре. Фиксация втулки на поворотной опоре поз.6 осуществляется с помощью контргайки поз.9. Для прикрепления устройства для запасовки и центрирования к герметизатору, в трубе поз.5 посредством четырех винтов поз.10 закреплена втулка поз.11 на которой имеется паз для зацепления втулки монтажной штангой. В транспортном положении поворотные опоры находятся в сложенном состоянии. Направляющее устройство состоит из центральной втулки поз.3, труб поз.12 с роликами поз.13 и накладками поз.14 из искробезопасного материала. 4.1.1.5 Маркировка и пломбирование На каждом герметизаторе установлен шильдик со следующими данными: - наименование или товарный знак предприятия-изготовителя; - условное обозначение изделия и технических условий; - рабочее давление, МПа; - масса, кг; - заводской номер и год выпуска. Транспортная маркировка герметизатора и комплекта вспомогательного оборудования нанесена по ГОСТ 14192 лакокрасочными ма- териалами по ГОСТ 6465 на фанерных или древесноволокнистых ярлыках, которые прикреплены к каждому грузовому месту. Данные об упакованном изделии содержат: - наименование изделия - количество упаковочных мест. Основные надписи содержат: - наименование грузополучателя; - наименование пункта назначения. - наименование железнодорожной станции назначения и сокращенное наименование дороги назначения; Дополнительные надписи содержат: - наименование грузоотправителя; - наименование пункта отправления; - наименование железнодорожной станции отправления и сокращенное наименование; дороги отправления; Информационные надписи содержат: массу брутто грузового места в кг. 4.1.1.6 Упаковка Герметизаторы на заводе-изготовителе упаковываются в полиэтиленовые мешки по ГОСТ 17811. Комплекты вспомогательного оборудования упаковываются в транспортную тару предприятия-изготовителя с соблюдением требований ГОСТ 23170. Сопроводительная и эксплуатационная документация, прилагаемая к изделиям, упакована в пакеты, изготовленные из полиэтиленовой пленки по ГОСТ 10354 или другого водонепроницаемого материала. 5 Технология безопасного проведения работ при герметизации внутренней полости магистральных и технологических нефтепроводов 5.1 Эксплуатационные ограничения В соответствии с РД 75.180.00-КТН-159-13 «Вырезка и врезка «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры. Подключения участков магистральных нефтепроводов. Организация и выполнение работ» длина вырезаемого участка нефтепро- 19 вода, необходимая для установки герметизатора должна быть не менее 1,5 Dн, где: Dн - наружный диаметр нефтепровода, м. Запрещается заполнять герметизатор сжатым воздухом (инертным газом) до его установки во внутреннюю полость нефтепровода. Повторное применение герметизатора - не допускается. Не допускается применение герметизаторов при температуре окружающей среды ниже минус 30 0С. 5.2 Требования к технологии безопасного проведения работ с использованием герметизаторов на линейной части магистрального нефтепровода, оборудованного камерой приема СОД 5.2.1 Общие требования к подготовительным работам 5.2.1.1 Перед установкой герметизаторов во внутреннюю полость нефтепровода должен быть проведен комплекс подготовительных и вспомогательных работ согласно РД 75.180.00-КТН-159-13 в части: обустройства ремонтного котлована, откачки нефти и вырезки «катушки» с дефектным участком нефтепровода. 5.2.1.2 Каждый герметизатор должен быть подвергнут визуальному осмотру с целью определения технического состояния. При этом должно быть проверено: - соответствие исполнения герметизатора внутреннему диаметру ремонтируемого участка нефтепровода и его комплектность, а также наличие и техническое состояние комплекта технологического оборудования и приспособлений, необходимого для проведения работ; - состояние резинокордной оболочки и рукавов пневмосистемы на предмет отсутствия повреждений, целостности резьбовых соединений. При наличии повреждений в резинокордной оболочке или в элементах пневмосистемы установка герметизаторов во внутреннюю полость нефтепровода - не допускается. На месте выполнения работ должно быть не менее двух резервных герметизаторов на каждый диаметр ремонтируемого нефтепровода. 5.2.1.3 Перед герметизацией внутренней полости нефтепровода необходимо проверить: - качество зачистки внутренней поверхности трубы в зоне установки герметизатора: на расстоянии не менее 2,5 м от свободного торца внутренняя поверхность трубы должна быть зачищена от парафина, остатков нефти, грязи, крупной окалины до металлического блеска. Наличие выступающих во внутреннюю поверхность трубы деталей (чопиков, подкладных колец и т.д.), способных нанести повреждение резинокордной оболочке – не допускается. - наличие в нефтепроводе отверстий диаметром 12 мм на расстоянии не менее 30 м от места проведения работ с установленными в них маячками на алюминиевых стержнях для проведения контроля за уровнем нефти в отсеченном участке нефтепровода. Поступление нефти в отсеченный участок нефтепровода - не допускается! - наличие отверстия М12 для установки узла контроля давления/вакуума. Отверстие должно быть выполнено на расстоянии не менее 0.5 м от отверстий для контроля уровня нефти в сторону, противоположную от ремонтируемого участка. 5.2.1.4 Выполнить отверстия диаметром 12 мм в верхней части трубы нефтепровода на расстоянии Dу + 100 мм от свободного торца трубы (для вывода штуцера пневмопровода герметизатора). 5.2.1.5 На всех стадиях проведения подготовительных работ должны соблюдаться требования безопасности согласно РД 75.180.00-КТН159-13. 5.2.2 Порядок установки герметизатора во внутреннюю полость горизонтального участка нефтепровода 5.2.2.1 Установку герметизатора во внутреннюю полость горизонтального участка нефтепровода проводить в следующем порядке: застропить герметизатор (использовать ленточную текстильную стропу с петлями для удобства захвата) и медленно без ударов по нефтепроводу подвести ее к торцу вырезанного участка нефтепровода; пропустить через отверстие в трубе медную проволоку и закрепить ее за «рым-болт» в штуцере пневмопровода герметизатора; сориентировать герметизатор, повернув вокруг оси таким образом, чтобы пневмопровод не пересекал ребра на герметизаторе и штуцер пневмопровода находился в верхней части герметизатора, а вентиль на торце герметизатора был расположен вдоль оси нефтепровода; ввести герметизатор во внутреннюю полость трубы (Рис.9); вытянуть штуцер пневмопровода в отверстие трубы; при монтаже запрещается скручивание пневморукава; 21 навернуть на штуцер поз.7 (Рис.12) гайку поз.8 до упора в трубу нефтепровода поз. 5, обеспечив герметичность соединения, проверив при этом работоспособность шарового крана поз.9, при необходимости установить гайку поз. 8; на переходник поз.3 закрепить блок контроля давления воздуха поз.1, обеспечив герметичность соединения, шаровые краны узла контроля давления и переходника перевести в положение «ОТКРЫТО»; блок контроля давления воздуха поз.1 соединить при помощи рукава поз.4 с блоком подачи воздуха поз.2; на блок контроля давления поместить защитную решетку поз.15 (Рис.9) и закрепить ее ленточной текстильной стропой на трубопроводе; блок подачи воздуха поз. 2 (Рис.12) с помощью рукава поз.9 подключить к редуктору РВ-90 (БКО-50-4) поз.10 (Рис.12); редуктор РВ-90 (БКО-50-4) присоединить к источнику сжатого воздуха (баллону) поз.11 ( Рис.12); регулирующий маховичок (винт) редуктора РВ-90 (БКО-50-4) перед открыванием вентиля баллона со сжатым воздухом вывернуть до полного освобождения нажимной пружины; открыть вентиль источника сжатого воздуха и подать сжатый воздух в редуктор; медленно закручивая винт редуктора РВ-90 (БКО-50-4) произвести подачу воздуха (номинальное давление в подающей сети 0,5 МПа) на узел подачи воздуха поз.8; плавно повернуть рукоятку крана поз.3 (Рис.7) блока подачи воздуха в положение «ОТКРЫТО» и проверить по манометру поз.2 величину давления; плавно повернуть рукоятку крана поз. 5 блока подачи воздуха в положение «ОТКРЫТО», довести давление в герметизаторе до рабочего, равного (0,4 ± 0,02) МПа, Рис.8. Комплекты вспомогательных устройств. Устройство центрирования и запасовки герметизаторов в наклонные участки нефтепровода 1-Центрирующее устройство; 2- Направляющее устройство; 3,4 - Втулки; 5- Труба; 6-Поворотные опоры; 7-Маховик; 8-Втулка; 9-Контргайка; 10-Винты; 11-Втулка; 12- Труба; 13-Ролики; 14-Накладки перевести шаровый кран поз. 3 в положение «ЗАКРЫТО»; при превышении указанного значения рабочего давления, открыть спускное устройство поз. 6 крана блока подачи воздуха в положение «СБРОС» и стравить воздух до 0,4 МПа; в течение 15 минут убедиться в стабильности рабочего давления в герметизаторе; поднять давление в герметизаторе до значения, равного 1,25 Р раб. (0,5 ± 0,02 МПа) и выдержать в течение 15 минут для проверки герметизатора на прочность; 23 Рис.9. Схема установки герметизиторов «ГРК» для перекрытия внутренней полости нефтепровода 1-Герметизатор; 2- Штуцер; 3-Пневмопровод; 4-Переходник рукава герметизатора; 5 –Нефтепровод; 6- Узел контроля давления;7- Рукав; 8-Узел подачи воздуха; 9- Пневмопровод; 10-Редуктор давления РВ-90; 11-Источник сжатого газа; 12- Маячок; 13-Узел контроля давления/вакуума; 14-Гайка; 15- Защитная решетка; 16-Венттиль уменьшить величину давления в герметизаторе до величины (0,4 ± 0,02) МПа, открыв спускное устройство поз. 6 блока подачи воздуха в положение «СБРОС»; в течение 15 минут убедиться в стабильности рабочего давления в герметизаторе, после чего перевести в положение «ЗАКРЫТО» шаровый кран поз. 3 блока контроля давления и поз.5 блока подачи воздуха, стравить воздух из рукава поз. 4 (Рис.9); отсоединить рукав от блока контроля давления поз.1. 5.2.2.2 Для контроля газовоздушной среды во внутренней полости нефтепровода на расстоянии 100 -150 мм от торца герметизатора в сторону открытого конца трубы просверлить ручной дрелью отверстие диаметром 12 мм. 5.2.2.3 Для контроля уровня нефти в загерметизированном участке нефтепровода просверлить на расстоянии не менее 30 м от открытого торца отверстие диаметром 12 мм и установить маячок на алюминиевом стержне поз.12. Периодичность контроля за уровнем нефти в соответствии с РД 75.180.00-КТН-159-13. 5.2.2.4 Для контроля давления (вакуума) в загерметизированном участке нефтепровода на расстоянии не менее 0,5 м от отверстия для контроля за уровнем нефти в сторону, противоположную от ремонтируемого участка, просверлить ручной дрелью отверстие диаметром 10,2 мм, нарезать резьбу М12 и установить узел контроля давления/вакуума поз.13, обеспечив герметичность соединения. Периодичность контроля давления (вакуума) в соответствии с РД 75.180.00-КТН-159-13 При невозможности выполнения отверстия М12 на расстоянии не менее 30 м от открытого конца трубы (технологические нефтепроводы, наличие запорной арматуры и т.д.), допускается данное отверстие просверлить на максимально возможном удалении, а узел контроля поз. 13 вынести на требуемое расстояние (не менее 30 м), обеспечив его подключение при помощи штатных штуцеров и рукава III 9-2 ГОСТ 935675. В случае поступления нефти, повышения давления газов (в пределах до 0,1 МПа) или образования вакуума (в пределах до минус 0,05 МПа) в загерметизированном участке, все работы должны быть приостановлены, а рабочий персонал выведен за пределы котлована. При поступлении нефти в отсеченный участок нефтепровода (из-за негерметичности задвижки или иным причинам) необходимо принять меры по ее откачке в соответствии с РД 75.180.00-КТН159-13. При повышении давления газов или при образовании вакуума должна быть установлена и устранена причина их появления, после чего должны быть просверлены дополнительные отверстия диаметром 12 мм в необходимом количестве до полного исключения воздействия давления и вакуума на герметизатор. 5.2.2.5 Если через 15 мин после установки второго герметизатора давление в герметизаторах остается без изменений и обеспечивается герметичность перекрытия нефтепровода (по результатам анализа воздушной среды в зоне проведения ремонтных работ и внутри труб), то ремонтный персонал может приступить к выполнению сварочномонтажных работ с соблюдением требований действующих нормативно-технических документов по пожарной безопасности. 25 5.2.2.6 В процессе проведения работ по приварке «катушки» вести постоянный контроль состояния воздушной среды в рабочем котловане и внутри трубы в месте приварки «катушки». При проведении работ в условиях резких перепадов температур возможны изменения давления внутри герметизатора. В случае выхода рабочего давления за пределы заданных рабочих значений (0,4 ± 0,02) МПа, необходимо отрегулировать давление воздуха в герметизаторе с помощью узла подачи воздуха (подкачивая или сбрасывая давление), пока оно не стабилизируется до рабочего значения. Во время регулировки давления ремонтно-восстановительные работы должны быть прекращены, рабочий персонал должен быть выведен из котлована. При использовании компрессора в качестве источника сжатого газа запрещается его применение без промежуточного ресивера, расположенного между компрессором и узлом контроля давления ГРК. Во время проведения работ с использованием компрессора при температурах, меньших 00 С необходимо контролировать правильность показаний манометра блока контроля давления (Рис.5), на которые может повлиять перекрытие входного отверстия льдом из-за конденсации влаги. Для этого необходимо выполнить следующие операции: закрыть вентиль, расположенный на переходнике поз.3 ( 10); перевести спускное устройство блока подачи воздуха в положение «СБРОС»; проверить показания манометра на блоке контроля давления; Показания манометра должны соответствовать нулевой отметке шкалы. Если показания манометра не соответствуют нулевой отметке шкалы, необходимо снять и заменить, или в теплом месте отогреть манометр, продуть и удалить влагу. 5.2.2.7 После завершения ремонтно-восстановительных работ необходимо: сбросить давление из герметизатора до атмосферного с помощью блока подачи воздуха, открыв спускное устройство блока подачи воздуха в положение «СБРОС»; отсоединить блок контроля давления поз. 1, переходник поз. 8 от штуцера поз. 12 (Рис.12); штуцер поз.12 выкрутить из пневмопровода герметизатора и c помощью специального ключа (Рис.6) извлечь наружу из отверстия в нефтепроводе; демонтировать блок контроля давления и вакуума поз.13 (Рис.11); отверстия в нефтепроводе заглушить металлическими пробками («чопами») и обварить согласно требованиям РД 153-394-114-01 «Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах». 5.2.2.8 Отремонтированный участок нефтепровода в установленном порядке заполняется нефтью, возобновляется перекачка. Герметизаторы потоком нефти транспортируются во внутренней полости нефтепровода и принимаются в ближайших камерах приема СОД согласно РД 153-39.4-035-99. 5.2.3 Порядок установки герметизаторов в наклонные участки магистрального нефтепровода 5.2.3.1 Порядок установки герметизаторов в наклонные участки магистрального нефтепровода при нижнем расположении открытого торца трубы Установку герметизатора проводить в следующем порядке (Рис.10): Герметизатор поз.1 и приспособление для запасовки и центрирования герметизатора в наклонных участках нефтепровода поз.15 доставить к месту проведения работ; выполнить отверстие диаметром 12 мм в верхней части трубы нефтепровода на расстоянии L от свободного торца трубы (Таблица на Рис.10) для вывода штуцера пневмопровода герметизатора; закрепить на наружной поверхности трубы с помощью хомута поз.23 лебедку поз.14 с ленточной стропой поз.19; привести в рабочее состояние устройство для запасовки и центрирования поз.15, для чего раздвинуть поворотные опоры поз.6 и закрепить их с помощью маховиков поз 7 (Рис.8), с помощью резьбового соединения соединить направляющее и центрирующее устройство; с помощью соединительной втулки поз.11 (Рис.8) закрепить герметизатор поз.1 на устройстве для запасовки и центрирования поз.15 (Рис.8); 27 освободить часть стропы и установить на стропу устройство для запасовки и центрирования поз.15, пропустив стропу через ролики на направляющем устройстве поз. 2 (Рис.8); поместить герметизатор поз.1 с устройством для запасовки и центрирования поз.15 напротив открытого торца трубы (Рис.10); закрепить второй конец стропы на противоположной от лебедки стороне хомута поз. 23; Рис.10 Схема установки оборудования из комплекта «КВО» при установке герметизаторов во внутреннюю полость наклонного участка нефтепровода 1-Герметизатор 5-Нефтепровод 6-Блок контроля давления 7-Рукав узла подачи воздуха 8-Блок подачи воздуха 9-Рукав узла подачи воздуха 10-Редуктор 11Источник сжатого газа 12-Маячок 13-Узел контроля давления/вакуума 14-Лебедка 15-Устройство запасовки и центрирования 16-Фланец 17-Втулка 18-Втулка соединительная 19-Стропа 20-Защитная решетка 21-Гайка 22-Вентиль 23-Хомут ввести герметизатор во внутреннюю полость трубы, наматывая стропу на барабан лебедки до полного контакта направляющего устройства и среза трубы (Рис.8, Рис.11); зафиксировать герметизатор с помощью лебедки поз.14 (Рис.10). Дальнейший порядок работы проводить согласно п. 2.2.2. 5.2.3.2 Порядок установки герметизаторов в наклонные участки магистрального нефтепровода при верхнем расположении открытого торца трубы При установке герметизатора в наклонные участки магистрального нефтепровода при верхнем расположении открытого торца трубы работы проводятся в том же порядке согласно п. 5.2.3.1. Схема строповки герметизатора показана на рис.13. 5.2.4 Порядок извлечения герметизаторов из внутренней полости горизонтального и наклонного участков нефтепровода при верхнем расположении открытого торца трубы 5.2.4.1 В случае возникновения необходимости демонтажа герметизатора из внутренней полости нефтепровода через открытый конец трубы (при обнаружении негерметичности) работы должны проводиться в следующим порядке: провести контроль наличия нефти, избыточного давления и вакуума в загерметизированном участке нефтепровода. В случае их обнаружения прекратить работы в ремонтном котловане, обеспечить откачку нефти и провести работы по устранению избыточного давления и вакуума в загерметизированном участке нефтепровода; размотать стропу на защитной решетке поз. 15 (Рис.9), после чего решетку установить на торце трубы и закрепить на наружной ее поверхности; Внимание! Нахождение ремонтного персонала напротив среза трубы нефтепровода до момента полного падения давления и образования зазора между трубой и герметизатором – запрещается. соединительную втулку поз. 18 со стропой поз.19 при помощи штанги монтажной поз.17 закрепить на хвостовике сцепного устройства герметизатора; 29 Рис.11 Схема установки оборудования из комплектов «КВО-1/2/3» при извлечении герметизаторов из открытого конца нефтепровода 1 - Герметизатор ; 2 - Штуцер ; 3 - Пневмопровод ; 4 - Переходник рукава герметизатора ; 5 - Нефтепровод ; 6 - Узел контроля давления ; 7 - Рукав III 9-2 ГОСТ 9356-75 (10 м) ; 8 - Узел подачи воздуха ; 9 - Пневмопровод ; 10 - Редуктор давления РВ-90 ; 11 - Источник сжатого газа ; 12 - Маячок ; 13 - Узел контроля давления/вакуума ; 14 - Лебедка в составе решетки защитной ; 15 - Решетка защитная ; 16 - Фланец ; 17 - Штанга монтажная ; 18 - Втулка соединительная ; 19 - Стропа; 20 - Защитная решетка; 21 - Гайка; 22 - Вентиль. пропустить стропу через ролики на решетке защитной, вставить конец стропы поз.19 в прорезь барабана лебедки поз.14 и намотать ее до натяжения; с помощью внешних элементов пневмосистемы – блока контроля давления и блока подачи воздуха сбросить давление в герметизаторе поз.1 до атмосферного; внешним осмотром проверить наличие зазора между герметизатором и внутренней поверхностью трубы нефтепровода поз 5; отсоединить блок контроля давления поз. 1 (Рис.10) и переходник поз.3 от штуцера поз.12. С помощью специального ключа Рис.12 Схема установки блоков подачи воздуха и контроля давления из комплектов «КВО-1/2/3» при установки и извлечении герметизаторов из внутренней полости наклонного и горизонтального участков нефтепровода 1. Блок контроля давления 2. Блок подачи воздуха 3. Рукав узла подачи воздуха (10 м).4. Рукав узла подачи воздуха (2 м).5. Нефтепровод.6. Герметизатор "ГРК". 7. Штуцер.8. Гайка.9. Кран шаровый 10. Уплотнительное кольцо выкрутить штуцер поз. 12 из пневмопровода герметизатора и извлечь его наружу из отверстия в нефтепроводе; повторно убедиться в отсутствии вакуума и избыточного давления в отсеченном участке нефтепровода и наличия зазора между герметизатором и внутренней поверхностью трубы; провести извлечение герметизатора из внутренней полости нефтепровода, наматывая стропу на барабан лебедки, до момента соприкосновения с защитной решеткой; вытянуть стропу из лебедки поз.14 (Рис.9), соединительной втулки сцепного устройства поз 18, снять защитную решетку поз. 15 и извлечь герметизатор. 5.2.4.2 На всех стадиях проведения работ по герметизации внутренней полости нефтепровода и при извлечении герметизатора через 31 открытый конец трубы должны соблюдаться требования безопасности согласно РД 75.180.00-КТН-159-13. Рис.13 Схема строповки герметизаторов и устройств центрирования при запасовке герметизаторов во внутреннюю полость наклонного участка нефтепровода при углах наклона до 900 включительно 1-Герметизатор. 2-Монтажное устройство. 3-Нефте- и нефтепродуктопровод. 5.2.5 Порядок извлечения герметизаторов из внутренней полости наклонного участка нефтепровода при нижнем расположении открытого торца трубы Извлечение герметизатора из внутренней полости наклонного участка технологического или магистрального нефтепровода при нижнем расположении открытого торца трубы проводить в следующем порядке: доставить к месту проведения работ устройство для запасовки и центрирования герметизатора (поз.15) в наклонных участках нефтепровода ( Рис.8); закрепить на наружной поверхности трубы с помощью хомута поз.23 лебедку поз.14 с ленточной стропой поз.19; привести в рабочее состояние устройство для запасовки и центрирования, для чего раздвинуть и закрепить поворотные опоры поз.6 (Рис.6), прикрепить направляющее устройство поз.2 на втулку центрирующего устройства поз.4; освободить часть стропы, пропустить стропу через ролики поз.13 на направляющем устройстве (Рис.6); закрепить второй конец стропы на противоположной от лебедки стороне хомута поз.23; с помощью лебедки подвести устройство для запасовки и центрирования к герметизатору; с помощью соединительной втулки поз.11 (Рис.6) закрепить устройство для запасовки и центрирования на герметизаторе поз.1. с помощью внешних элементов пневмосистемы – блока контроля давления поз.6 и блока подачи воздуха поз.8 сбросить давление в герметизаторе поз.1 до атмосферного (Рис.8); внешним осмотром проверить наличие зазора между герметизатором и внутренней поверхностью трубы нефтепровода поз 5; отсоединить блок контроля давления поз. 1 (Рис.10) и переходник поз.3 от штуцера поз.12. С помощью специального ключа выкрутить штуцер поз. 12 из пневмопровода герметизатора и извлечь его наружу из отверстия в нефтепроводе; повторно убедиться в отсутствии вакуума и избыточного давления в отсеченном участке нефтепровода и наличия зазора между герметизатором и внутренней поверхностью трубы; провести извлечение герметизатора из внутренней полости нефтепровода, разматывая стропу с барабана лебедки, до момента выхода герметизатора из внутренней полости трубы; удалить герметизатор и устройство для запасовки и центрирования с места проведения работ. 5.3 Технология безопасного проведения работ с использованием герметизаторов на технологических нефтепроводах 5.3.1 Общие требования к подготовительным работам 5.3.1.1 При применении герметизаторов на технологических нефтепроводах, необорудованных камерами приема СОД, должна быть обеспечена возможность их извлечения из внутренней полости через свободный конец трубы с фланцевым соединением. Подготовительные работы перед установкой герметизатора во внутреннюю полость трубы должны соответствовать п. 2.2.1 настоящего РЭ. 5.3.2 Порядок установки герметизатора во внутреннюю полость горизонтального и наклонного участков технологического нефтепро- 33 вода 5.3.2.1 Порядок проведения работ по установке герметизаторов во внутреннюю полость горизонтального и наклонного участка технологического нефтепровода должны соответствовать п. 2.2.2, 2.2.3 настоящего РЭ. 5.3.3 Порядок извлечения герметизаторов из внутренней полости горизонтального и наклонного участков технологического нефтепровода при верхнем расположении открытого торца трубы 5.3.3.1 Порядок проведения работ по извлечению герметизаторов из внутренней полости горизонтального и наклонного участков технологического нефтепровода должен соответствовать п. 2.2.4 настоящего РЭ. 5.3.4 Порядок извлечения герметизаторов из внутренней полости наклонного участка технологического нефтепровода при нижнем расположении открытого торца трубы 5.3.4.1 Порядок проведения работ по извлечению герметизаторов из внутренней полости технологического нефтепровода должен соответствовать п. 2.2.5 настоящего РЭ. На всех стадиях проведения работ по герметизации внутренней полости нефтепровода и при извлечении герметизатора через открытый конец трубы должны соблюдаться требования безопасности согласно РД 75.180.00-КТН-159-13. 5.4 Меры безопасности 5.4.1 Работы по перекрытию нефтепровода с использованием герметизаторов должны проводиться персоналом аварийновосстановительной службы под руководством ответственного ИТР, назначенного приказом по АО МН, РУМН, РСУ, знающего правила безопасности, прошедшего проверку знаний и допущенного к руководству этими работами. 5.4.2 Работы по установке герметизаторов должны проводиться по наряду-допуску на газоопасные работы, который оформляется в соответствии с требованиями «Регламента организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывоопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть». 5.4.3 К выполнению работ по перекрытию нефтепроводов допускаются лица мужского пола в возрасте не моложе 18 лет, обученные и успешно прошедшие проверку знаний согласно «Системы организации работ по охране труда и промышленной безопасности на нефтепроводном транспорте». 5.4.4 Во время проведения работ по вводу герметизатора в нефтепровод запрещается нахождение рабочего персонала, не задействованного в процессе монтажа в ремонтном котловане. 5.4.5 Во время проведения работ по заполнению герметизатора сжатым воздухом, обработке кромок трубы и приварке катушки запрещается нахождение ремонтного персонала напротив среза трубы, внутри которой находится герметизатор под рабочим давлением. 5.4.6 Во время проведения работ возле контрольных отверстий и возле узла контроля давления/вакуума должны находиться представители ремонтной бригады для наблюдения за давлением на манометре узла контроля давления в герметизаторе, контроля загазованности внутри трубы и в рабочем котловане, уровнем нефти в нефтепроводе, давлением и разрежением в отсеченном участке нефтепровода. Периодичность контроля – один раз в час в соответствии с РД 75.180.00-КТН159-13. 5.4.7 При образовании вакуума в нефтепроводе или повышении избыточного давления остановить работы, вывести персонал из ремонтного котлована (на расстояние не менее 10 м от торцов труб) и принять меры по устранению вакуума (избыточного давления) путем увеличения количества подаваемого воздуха сверлением дополнительных отверстий, или другими мерами. К работам приступить после ликвидации вакуума (избыточного давления) в нефтепроводе. 5.4.8 Ответственный за организацию и производство работ по перекрытию нефтепровода обязан: перед началом работ по перекрытию нефтепровода проверить знание Руководства по эксплуатации у ремонтного персонала и провести инструктаж по безопасным методам и приемам работ, правилам поведения при возникновении пожароопасной ситуации, проверить наличие у них квалификационных удостоверений и удостоверений о проверке знаний правил техники безопасности и пожарной безопасности; 35 создать условия для выполнения работ по перекрытию нефтепровода (откачку нефти из ремонтируемого участка нефтепровода, разработку рабочего котлована, доставку оборудования, материалов, инструментов и т.д.); обеспечить своевременный отбор и анализ воздушной среды в рабочем котловане в месте ремонта нефтепровода и внутри трубы в месте приварки «катушки»; обеспечить зачистку мест установки герметизаторов от парафина, остатков нефти, окалины и т.д.; обеспечить очистку ремонтного котлована и поверхности нефтепровода от остатков нефти после герметизации нефтепровода; обеспечить контроль давления, разрежения и откачку нефти в отсеченном участке нефтепровода; обеспечить контроль правильности показаний манометра блока контроля давления (п.2.2.2.6); обеспечить соблюдение требований безопасности согласно РД 75.180.00-КТН-159-13 и согласно п.п. 2.4.1 - 2.4.8 настоящего РЭ. Руководитель работ должен лично присутствовать на месте проведения работ на весь период их проведения. Запрещается пользоваться инструментом неискробезопасного исполнения. Запрещается при выполнении операций по установке и извлечению герметизаторов проводить работы с помощью ударных механизмов, резких движений, способных привести к соударению оборудования. Запрещается проведение работ по извлечению герметизаторов из внутренней полости нефтепровода без использования защитной решетки и лебедки. Запрещается извлечение герметизаторов через открытый конец нефтепровода до момента полного падения давления в герметизаторе и образования зазора между трубой и герметизатором. 5.5 Действия в экстремальных условиях 5.5.1 Действия ремонтного персонала при возникновении аварийных ситуаций при проведении работ по перекрытию внутренней полости нефтепровода и при замене дефектного участка должны соответствовать требованиям РД 75.180.00-КТН-159-13, РД 153-39.4-067-00 и РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов». 5.5.2 При возникновении аварийных ситуаций необходимо прекратить работы и вывести рабочий персонал с места проведения работ до выяснения и устранения причин возникновения аварийной ситуации. 6 Техническое обслуживание 6.1 Техническое обслуживание герметизаторов перед установкой Техническое обслуживание герметизатора осуществляет ответственный за эксплуатацию изделия из числа ремонтного персонала аварийно-восстановительной службы АО МН. Перед применением герметизатора проводится: визуальный контроль внешнего вида и целостности резинокордной оболочки, рукавов пневмосистемы и других устройств, входящих в состав или применяемых комплектно с герметизатором, наличия и видимости маркировки; проверка резьбовых соединений; проверка герметичности составных частей герметизатора подачей давления не более 0,02 МПа и выдержкой в течение 2 часов с помощью оборудования из комплектов «КВО-1/2/3». 6.2 Техническое обслуживание комплекта вспомогательного оборудования В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы: визуальный осмотр и чистка наружных поверхностей от загрязнений; настройка рабочего давления и регулировка (при необходимости) предохранительного клапана редуктора высокого давления РВ-90 (или редуктора баллонного газового БКО-50-4). Техническое обслуживание и настройка (регулировка) редуктора высокого давления РВ-90 (или редуктора баллонного газового БКО-504) должна проводиться в соответствии с паспортом 186-0000 ПС «Паспорт» (36 4571 ПС «Паспорт»). 7 Хранение 7.1 Герметизаторы и комплекты вспомогательного оборудования в упакованном виде могут храниться в закрытых помещениях с температурой окружающей среды от минус 60 до плюс 50 0С и влажностью воздуха не более 37 80%. 7.2 Герметизаторы должны храниться в закрытых помещениях в вертикальном положении в один ярус. 7.3 После хранения герметизатора при отрицательных температурах до минус 30 0С перед установкой в нефтепровод герметизатор не требует особой подготовки. После хранения при температурах ниже минус 30 0С перед применением герметизатора требуется его прогрев при комнатной температуре в течение не менее 2 часов. 7.4 При хранении в помещении герметизаторы должны располагаться не ближе 2 м от отопительных систем. 7.5 Не допускается давление на герметизаторы, а также возможность касания герметизатором острых предметов, что может привести к нарушению его герметичности. 7.6 При хранении не допускаются загрязнения герметизаторов горюче-смазочными материалами, кислотами, щелочами и другими химическими веществами, вредно действующими на резину. 8 Транспортирование 8.1 Герметизаторы и комплекты вспомогательного оборудования в упакованном виде могут транспортироваться на любое расстояние всеми видами транспорта в соответствии с действующими на данном виде транспорта правилами. 8.2 Герметизаторы должны транспортироваться только в упакованном виде, в вертикальном положении вентилем вверх ( приложение А) и с размещением в один ярус. 8.3 Транспортирование по условиям хранения 5 ГОСТ 15150. 9 Утилизация 9.1 Утилизация металлических составных частей герметизаторов и резинокордной оболочки, загрязненной нефтью после вывода из эксплуатации (списания) должна быть проведена путем передачи в специализированные организации. 10 Комплект поставки 10.1 Комплектность поставки герметизаторов должна соответствовать таблице 1. Таблица 1 Комплектность поставки герметизаторов Наименование составных частей изделия Обозначение конструк- Которского документа личество Герметизатор резинокордный «ГРК» ТУ 2527-016-00139181- 1 2005 Комплект эксплуатационной документации согласно ведомости эксплуатационных документов 1 10.2 Состав комплектов вспомогательного оборудования должен соответствовать таблице 2. С каждым комплектом поставляется эксплуатационная документация. Комплекты «КВО-1/2/3/4/5» поставляются по отдельному заказу. 11 Гарантии изготовителя 11.1 Изготовитель гарантирует соответствие герметизаторов и комплектов вспомогательного оборудования требованиям ТУ 2527-01600139181-2005 при соблюдении потребителем условий транспортирования, хранения, монтажа и эксплуатации. 11.2 Гарантийный срок хранения - 5 лет с момента изготовления. 11.3 Гарантийный срок эксплуатации: герметизаторов - 1 цикл по перекрытию внутренней полости нефтепровода. Длительность цикла 100 часов. Повторное применение не допускается; комплектов вспомогательного оборудования – 18 месяцев с момента изготовления. Гарантии изготовителя снимаются при использования изделий после гарантийного срока хранения. 39 12 Меры безопасности 12.1 Общие положения 12.1.1 Герметизаторы резинокордные ГРК (а также ПЗУ), предназначены для временного перекрытия внутренней полости трубопровода, освобожденного от нефти, с целью предотвращения выхода взрывоопасных и горючих паров нефти при ремонтно - восстановительных работах на линейной части магистральных нефтепроводов и на технологических трубопроводах нефтеперекачивающих станций. Герметизаторы устанавливаются на горизонтальных и наклонных участках трубопроводов. После выполнения ремонтных работ открытого створа трубопровода с фланцем, комплект вспомогательного оборудования обеспечивает безопасное извлечение ГРК из полости трубопровода. 12.1.2 Герметизаторы предназначены для перекрытия трубопроводов с условными диаметрами 100, 200, 250, 300, 350, 400, 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1200 мм. Применение герметизатора на не соответствующий условный диаметр трубопровода ЗАПРЕЩАЕТСЯ. 12.1.3 Указания по хранению и транспортировке ГРК 12.1.3.1 ГРК хранить в закрытых помещениях с заглушенными вентилями на расстоянии не ближе 2м от отопительных систем в вертикальном положении в один ярус. При длительном хранении ГРК периодически, не реже одного раза в шесть месяцев, подвергать проверке технического состояния согласно таблице 1 с оформлением акта произвольной формы. Гарантийный срок хранения ГРК два года с даты изготовления. 12.1.3.2 При хранении ГРК допускается колебание температуры воздуха от минус 50 до плюс 50°С. 12.1.3.3 Допускается хранить ГРК на открытом воздухе под навесом, но не более одного месяца и без доступа посторонних лиц. При этом ГРК должны быть защищены от воздействия прямых солнечных лучей, атмосферных осадков и механических повреждений. Запрещается открытый огонь вблизи площадок хранения ГРК. 12.1.3.4 Во избежание деформации оболочек при длительном хранении в связи с перепадом температуры окружающего воздуха, в ГРК следует периодически подкачивать (стравливать) воздух до принятия оболочкой правильной геометрической формы. Штуцер заглушить металлическим колпачком. 12.1.3.5 Транспортировать ГРК при температуре ниже минус 30°С запрещается. При необходимости транспортировки при более низких температура, транспортировку производить в теплых фургонах. 12.1.3.6 Герметизаторы должны транспортироваться только в упакованном виде, в вертикальном положении вентилем вверх ( приложение А) и с размещением в один ярус. 12.1.3.7 В случае нарушения условий транспортировки и хранения, использование ГРК ЗАПРЕЩАЕТСЯ. 12.1.4 Пневмоарматуру для ГРК следует хранить в сухом полиэтиленовом пакете. Манометры хранить в картонных коробках, проложенных мягким материалом. 12.1.5 Перечень допустимых отклонений внешнего вида ГРК приведен в паспорте на резинокордную оболочку 1021.25.078.00.01.000 ПС (таблица 1). 12.1.6 Опасные воздействия. В процессе установки и извлечения ГРК из полости нефтепровода могут возникнуть следующие опасные воздействия: - выход из полости трубы нефти с концентрацией превышающей санитарную норму ПДК –300 мг/м3 и оказать на человека вредное воздействие; - выход из полости трубы нефти с концентрацией превышающей 5% от предела взрываемости (НКПВ) 2100мг/м3 и возникновении опасности взрыва; - разрыв резинокордной оболочки и выброс из полости трубопровода сжатого воздуха и частей ГРК; - выброс из створа трубопровода ГРК без сопровождения пламени и с сопровождением пламени; - втягивание ГРК в полость трубопровода с возможностью захвата человека за одежду и части тела. 12.1.7 Герметизаторы ГРК предназначены для одноразового применения, повторное применение ЗАПРЕЩАЕТСЯ. 12.1.8 К установке ГРК допускаются лица из числа ремонтного персонала, изучившие настоящее руководство и ознакомившиеся с ним под роспись. 12.1.9 При установке ГРК используются шланговые противогазы (ПШ-1;2;4.), материалы специальной одежды не должны накапливать статическое электричество и иметь металлических частей дающих искры. 12.1.10 После извлечения из замазученной полости трубопровода или из камеры приема очистных устройств, ГРК относятся в веществам 3 класса опасности и подлежат захоронению 41 на полигонах твердых токсичных отходов. 12.2 Меры безопасности до начала работ 12.2.1 ГРК и место его установки выбирается согласно проекта производства работ (ППР) утвержденного главным инженером дочернего акционерного общества (ДАО). Трубопровод освобождается от нефти. На освобожденном участке трубопровода открываются согласно ППР воздушники. 12.2.2 На установку ГРК оформляется отдельный наряд – допуск на газоопасные работы. Утверждается наряд-допуск главным инженером ДАО. Всем исполнителем работ, в том числе и наблюдающим проводится целевой инструктаж с росписью в наряде допуске. 12.2.3 На место производство работ на каждый устанавливаемый ГРК привозится один резервный. Не использованные, резервные ГРК могут быть применены вторично. 12.2.4 При получении со склада ГРК должны быть осмотрены. ГРК, имеющие отклонения от требований таблицы 1, на место производства работ вывозить ЗАПРЕЩАЕТСЯ. 12.2.5 Проверяется экипировка исполнителей и в зависимости от направления ветра и загазованности места производства работ выбирается номер противогаза ПШ. 12.2.6 Согласно настоящего РЭ подготавливается место под установку ГРК. 12.2.7 Просверливается пневмодрелью (ручной дрелью) два контрольных отверстия на расстоянии 30 метров от места установки ГРК, отверстие под штуцер ГРК и отверстие для контроля загазованности перед ГРК. Место сверления отверстий определяется ППР. Устанавливается контрольный маячок и мановакуумметр. 12.2.8 Лицу обязанному проводить анализ воздушной среды на загазованность, вменяется в обязанность не реже чем через час контролировать давление (вакуум) в трубопроводе, давление в ГРК, уровень нефти в трубопроводе. 12.3 Меры безопасности при установке и накачке ГРК 12.3.1 Масса наибольшего ГРК не превышает 80 кг и допускается его установка вручную не менее чем двумя исполнителями или при помощи грузоподъемного механизма. 12.3.2 Увязка, переноска, спуск в котлован, подъем на отметку, за- пасовка и строповка ГРК производится хлопчатобумажными стропами входящими в КВО ГРК. Использование тросовых строп ЗАПРЕЩАЕТСЯ. 12.3.3 Для исключения входа в полость трубопровода исполнителей, через отверстие под установку штуцера ГРК вводится медная проволока 1-2 мм. и крепится к рым - болту вкрученному в штуцер. Не допускаются торчащие концы скрутки. 12.3.4 ГРК вводится в полость трубы так, чтобы штуцер находился у верхней образующей трубы. Ввод осуществляется двумя исполнителями по команде третьего, который за проволоку подтягивает штуцер к отверстию. Установка ГРК осуществляется деревянным упором. 12.3.5 После вывода штуцера на поверхность трубы и его фиксации на трубе контргайкой, ГРК проворачивается против часовой стрелки для полного натяжения пневмопровода. 12.3.6 После монтажа узла контроля давления, проверяется настройка редуктора подачи давления воздуха. Давление воздуха не должно превышать 5 кгс/см2. 12.3.7 Перед накачкой ГРК, для обеспечения безопасности, на открытый конец трубопровода надежно устанавливается защитная решетка 12.3.6 Накачка ГРК осуществляется от воздуха из баллона или от компрессора до 4 кгс/см2 в рабочем состоянии и при проверке на контрольную прочность до 5 кгс/см2. При накачке ЗАПРЕЩАЕТСЯ исполнителям находиться в створе трубопровода. 12.3.7 После достижения давления в ГРК до паспортного, делается выдержка времени10-15 минут, для стабилизации давления и температуры устройства контроля давления и внешней средой. При низкой температуре окружающей среды, разогретый компрессором или переохлажденный при редуцировании воздух может забить манометр каплями влаги или изморози. 12.3.8 При помощи устройства контроля давления, необходимо проверить работоспособность манометра. - Отключить его от источника давления, ГРК и соединить его с атмосферой согласно п. 2.2.2.6 РЭ. Показания манометра должны упасть до нуля. - Перекрыть связь с атмосферой и подключить к ГРК. Показания манометра должны соответствовать показаниям до начала проверки. 12.3.9 В случае не работоспособности манометра необходимо устройство контроля давления демонтировать, штуцер ГРК заглушить 43 рым-болтом. В теплом месте устройство контроля давления разогреть и продуть. Операцию по накачке повторить. 12.3.10 После накачки ГРК и проверки работы манометра, лицо обязанное проводить анализ воздушной среды выполняет в следующей последовательности: проверку наличия уровня нефти в контрольных отверстиях в 30 метрах от ГРК, проверку наличия давления (вакуума) по показаниям мановакуумметров, разрешает снятие защитной решетки. проверку наличия загазованности в полости трубы, проверку загазованности по периметру примыкания ГРК к внутренней поверхности трубопровода. 12.3.11 При положительных результатах, лицо ответственное за проведение работ разрешает установку защитного ограждения на узел контроля давления и начало производство работ. 12.4 Меры безопасности при спуске воздуха из ГРК и его извлечении 12.4.1 В случае необходимости и возможности извлечения ГРК, после выполнения работ из полости трубопровода, необходимо: 12.4.2 Проверить работу манометра аналогично п.3.8. 12.4.3 Проверить уровень нефти, давления, вакуума аналогично п. 3.10. и открытого положения воздушников. 12.4.4 Надежно установить на фланце трубопровода защитную решетку. 12.4.5 Монтажной штангой зафиксировать втулку на хвостовике сцепного устройства. 12.4.6 Натянуть ремень лебедкой. 12.4.7 Убедится в отсутствии людей в створе трубопровода. 12.4.8. Приступить к спуску воздуха через узел подачи воздуха. 12.4.9 Сброс давления осуществлять до нулевого показания манометра. 12.4.10 Лебедкой подтянуть ГРК к защитной решетке. 12.4.11 Снять решетку и вытащить ГРК. 12.4.12 Извлечение ГРК из наклонного участка нефтепровода при нижнем расположении открытого торца трубы осуществить с помощью устройства для запасовки и центрирования герметизатора и хомута с лебедкой. 12.4.13 Упаковать КВО в инвентарные ящики. 12.4.14 Извлеченные ГРК уложить в контейнер для замазученных отходов и направить на полигон захоронения. 12.5 Меры безопасности в аварийных ситуациях 12.5.1 Обнаружение роста уровня нефти в трубопроводе, роста давления или вакуума: работы прекратить, людей из рабочих приямков и створа трубопровода удалить, принять меры к выяснению причин появления нефти, давления (вакуума) газов, принять меры к отведению (откачке) нефти от загерметизированного участка трубопровода. 12.5.2 Обнаружения падения давления в ГРК. работы прекратить, людей из рабочих приямков и створа трубопровода удалить, обмылить узел контроля давления (определить на слух) имеется ли протечка воздуха в нем. В случае обнаружения утечки давления в узле контроля давления, ликвидировать утечку, докачать до рабочего давления ГРК, проверить работу манометра и работы продолжать, при продолжении падения давления, в соответствии с п.4 извлечь ГРК и заменить его на резервный в соответствии с п.3. В случае не отделения ГРК от внутренней стенки трубопровода, в зимний период, необходимо принять меры к разогреву трубопровода с наружной стороны не огневым методом (горячая вода, пар). В случае прилипания ГРК к стенке трубопровода в летний период, на извлечение ГРК разрабатываются отдельные мероприятия. При невозможности сброса давления (закупорки пневмопровода), возможно сверление дополнительного отверстия на расстоянии 100 мм. от устройства контроля давления со сквозным просверливанием ГРК. В просверленное отверстие вставляется медная трубка обеспечивающая полный спуск воздуха. 12.6 Показатели внешнего вида наружных поверхностей резинокордных оболочек герметизаторов Показатели внешнего вида наружных поверхностей резинокордных оболочек герметизаторов должны соответствовать требованиям Таблицы 2. 45 Таблица 1 Показатели внешнего вида герметизаторов Наименование показателя внешнего вида 1 Недопрессовки и наплывы по покровному слою на радиусе округления в зоне перехода торцевой поверхности в цилиндрическую Величина допускаемого отклонения Допускаются глубиной не более 1,5 мм, общей площадью: «ГРК-100/150» - до 10 см2; «ГРК-200/250» - до 15 см2; «ГРК350» - до 20 см2 2 Наплывы по покровному слою Допускаются глубиной не более торцевой и цилиндрической поверх- 1,0 мм, общей площадью: ности «ГРК-100/150» - до 2,0 см2; «ГРК-200/250» - до 3,0 см2; «ГРК350»- до 4,0 см2 3 Недопрессовки покровного слоя Допускаются глубиной не более торцевой и цилиндрической поверх- 1,0 мм, общей площадью: ности «ГРК-100/150» - до 2,0 см2; «ГРК-200/250» - до 4,0 см2; «ГРК350»- до 6,0 см2 4 Недопрессовки выступов (зубьев) Допускаются глубиной не более на пояске 1/2 высоты на длине по периметру не более: «ГРК-100/150» - 60 мм; «ГРК-200/250» - 80 мм; «ГРК-350» - 100 мм 5 Недопрессовки и наплывы впадин Допускаются глубиной не более между выступами (зубьями) на по1,5 мм, общей площадью: яске «ГРК-100/150» - до 2,0 см2; «ГРК-200/250» - до 4,0 см2; «ГРК350»- до 6,0 см2 6 Смещение выступов (зубьев) на Допускаются общей площадью не пояске после повторной вулканиза- более: ции «ГРК-100/150» - 100 см2; «ГРК-200/250» - 150 см2; «ГРК350» - 200 см2 7 Гребень по разъему прессформы Допускаются без просвечивания нитей корда Продолжение таблицы 1 Показатели внешнего вида герметизаторов 8 Пузыри в покровном слое 9 Запресс серийного номера, перевернутый номер 10 Локальные неровности и деформации по покровному слою резинокордной оболочки: - при отсутствии давления в оболочке; - при давлении 0,05 МПа 11 Отпечатки от посторонних включений, механические повреждения покровной резины, включая поверхности выступов и впадин на пояске 12 Конусообразность торцевых поверхностей 13 Профиль выступов (зубьев) 14 Ремонт поверхностей 15 Оголение нитей корда 47 Допускаются до 5 шт.: «ГРК-100/150/200/250» - диаметром до 3 мм; «ГРК-350» - диаметром до 4 мм Допускается с последующим нанесением номера краской Допускаются высотой не более 15,0 мм, общей площадью не более: «ГРК-100/150» - 60 см2; «ГРК-200/250» - 80 см2; «ГРК-350» - 100 см2 Не допускаются Допускаются с плавным переходом кромок глубиной не более 1,0 мм, общей площадью не более: «ГРК-100/150» - 2,0 см2; «ГРК-200/250» - 4,0 см2; «ГРК350» - 6,0 см2 Допускается с высотой конуса не более: «ГРК-100/150» - 1 см; «ГРК-200/250» - 2 см; «ГРК-350» 4 см Допускается выравнивание шлифованием в пределах допуска чертежа Допускается с обеспечением размеров в пределах требований ТУ и чертежей Не допускается Учебное издание В.К. Никульчиков ИЗУЧЕНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ ГРК И СПОСОБОВ ИХ ЗАПАСОВКИ Методические указания к выполнению практической работы №1.2 по курсу «Машины и оборудование для строительства и ремонта объектов нефтегазового комплекса» для магистрантов, обучающихся по направлению 131000 «Нефтегазовое дело» Отпечатано в Издательстве ТПУ в полном соответствии с качеством предоставленного оригинал-макета Подписано к печати 00.00.2015. Формат 60х84/16. Бумага «Снегурочка». Печать XEROX. Усл. печ. л. 9,01. Уч.-изд. л. 8,16. Заказ 000-15. Тираж 100 экз. Национальный исследовательский Томский политехнический университет Система менеджмента качества Издательства Томского политехнического университета сертифицирована в соответствии с требованиями ISO 9001:2008 . 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30 Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.tpu.ru