Изучение конструкций герметизирующих устройств ГРК и способов их запасовки (стр. 4 )

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 9356-75.

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-КТН-159-13.

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 сварочно-монтажных работ с соблюдением требований действующих нормативно-технических документов по пожарной безопасности.

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);

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 11-Источник 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;

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.