ПРАВИЛА НАЛОЖЕНИЯ ЖГУТА

УТВЕРЖДАЮ

Председатель комиссии по

Организации Смотра – конкурса

Работников на звание «Лучший по

профессии ОАО НК «РуссНефть» -

Первый заместитель генерального

директора ОАО «Варьеганнефть» -

Главный инженер

Ю.Н. Танин

Г.

Вопросы и практическое задание

Для проверки знаний операторов технологических установок

при проведении Смотра-конкурса«Лучший по профессии ОАО НК «РуссНефть»

Г.Радужный

I. ВОПРОСЫ.

1. Что такое плотность нефти, как определяется?

Плотность – это масса единицы объема, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения кг/м³, г/м³, г/см³ . в резервуарах определяют ρ в лаборатории ареометром.

Погружение ареометра в испытуемый продукт, снятие показание по шкале ареометра, при Т определения и пересчете рез –ов, на ρ при 20и 15 ⁰С.

Если ареометр градуирован по нижнему мениску, то прибавляем поправку 0,7кг/м³

Опр – е плотности -пробу нефти наливают в цилиндр методом затопленной струи, делают 2-3 движения мешалкой снизу в верх. Затем опускают термометр, так что бы он не касался стенок цилиндра. Медленно покручивающими движениями опускаем ареометр в цилиндр. Когда ареометр установится, снимаем показания.

Сходимость: 0,0006г/см³ =0,6кг/м³

Воспроизводимость: 0,0015г/см³ = 1,5кг/м³

2. Защита сосудов, работающих под давлением, от превышения давления.

ППК Каждый сосуд (полость комбинированного сосуда) должен быть снабжен предохранительными устройствами от повышения давления выше допустимого значения. ППК – пружинный предохранительный клапан, для проверки исправности действия клапана в рабочем состоянии путем принудительного открывания его во время работы.

3. Ревизия СППК на УПН, ДНС.

Не реже 1 раза в 2 года.

5.5.25. Порядок и сроки проверки исправности действия предохранительных устройств в зависимости от условий технологического процесса должны быть указаны в инструкции по эксплуатации предохранительных устройств, утвержденной владельцем сосуда в установленном порядке.

4 Что такое давление насыщенных паров? (ГОСТ Р 51858)

Давление насыщенных паров – давление, развиваемое паром, находящимся в динамическом равновесии с жидкостью.

5. Какие меры применяются в случае пропусков в аппаратах, оборудовании, трубопроводах для предотвращения воспламенения вытекающих нефтепродуктов? (ПБ 03-576-03 п. 7.3.1, Технологический регламент)

При остановке аппарата задвижки должны быть закрыты. Аппарат должен быть отключен от действующих трубопроводов заглушками и освобожден от продукта. Электрооборудование должно быть обесточено, на пусковом включателе должны быть вывешена табличка «Не включать! Работают люди».

6. Обслуживание электрической части электрообессоливающей установки?

Электрооборудование электрообессоливающей установки должно быть во взрывозащищенном исполнении, соответствовать требованиям действующих Правил устройства электроустановок (ПУЭ) и обслуживаться в соответствии с требованиями действующих Правил эксплуатации электроустановок потребителей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

*3.1.2. Электродегидратор должен иметь блокировку на отключение напряжения при понижении уровня нефтепродукта в аппарате ниже регламентированного.

*3.1.3. Дренирование воды из электродегидратора и отстойника должно осуществляться в автоматическом режиме закрытым способом.

7.Влияние давления в сепараторе на отделение газа от нефти.

Чем лучше разделение, тем меньше происходит унос капель нефти с газом.

8.Манометры, установка на сосудах.

Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия. Манометр устанавливается на штуцере сосуда или трубопроводе между сосудом и запорной арматурой. Манометры должны иметь класс точности не ниже 2,5—при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПа, 1,5—при рабочем давлении сосуда свыше 2,5 МПа. Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На шкале манометра владельцем сосуда должна быть нанесена красная черта, указывающая рабочее давление в сосуде. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу. Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за ним, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м —не менее 160 мм. Установка манометров на высоте более 3 м от уровня площадки не разрешается.

9. Резервуар вертикальный, его градуировка.11-ТН-СТП-П05-05

Определение вместимости. 4.2.2 Проведение геометрических измерений и составление градуировочной таблицы. Определение базовой высоты.

10.Проверка всех блокировок электродегидратора.

Запрещается во время работы аппарата снимать предохранительную сетку вентилятора и ограждение муфт, а также производить крепление или ремонт каких- либо частей.

4.7.3. При эксплуатации аппарата люки коллектора и диффузора должны быть закрыты.

4.7.4. При подготовке аппарата к ремонту секции должны быть освобождены от продукта и отглушены от действующих трубопроводов.

В зависимости от вида продуктов, находящихся в секциях, последние перед вскрытием должны быть продуты острым водяным паром или инертным газом и при необходимости промыты водой и продуты чистым воздухом.

4.7.5. Регулирование угла поворота лопастей при отсутствии дистанционного или автоматического устройства необходимо производить только при отключенном электрооборудовании с разрывом электрической схемы и совместно с электротехническим персоналом.

4.7.6. При наличии прогибов труб, сверхдопустимых техническими условиями на изготовление, или в случае попадания ребер верхнего ряда труб в трубы нижерасположенного ряда необходимо дефектную секцию отглушить от коллектора.

4.7.7. При пропуске продукта из коммуникаций секций аппарата следует подать водяной пар к местам пропуска и отключить аппарат.

Запрещается пуск электродвигателя без предварительной установки и закрепления ограждения.

4.7.8. При работе в зимних условиях во избежание застывания продукта необходимо устанавливать минимальный угол атаки лопастей.

4.7.9. При остановке холодильников на длительное время необходимо секции отглушить от трубопроводов и продуть сжатым воздухом или азотом во избежание размораживания.

4.7.10. Периодически, не реже одного раза в месяц, необходимо очищать от грязи оребрение труб секций, проверять лопасти вентилятора на отсутствие трещин.

4.7.11. Не допускается эксплуатация аппарата при зацеплении лопасти вентилятора за диффузор.

При обнаружении зацепления вентилятор необходимо остановить и отрегулировать зазор между диффузором и лопастями с помощью распорных оттяжек.

4.7.12. При работе вентилятора необходимо следить за состоянием редуктора. При обнаружении постороннего шума в редукторе вентилятор следует остановить

11.Розжиг факела. (ПБ 08-624-03 п. 3.7.2.4)

Розжиг факела должен быть автоматическим, а также дистанционно управляемым.

12.Вязкость нефти. (ГОСТ 33-2000)

Свойство жидкости оказывать сопротивление при перемещении одной части жидкости относительно другой.

13.Гидравлические затворы в сети промышленной канализации.

Запорная арматура диаметром более 400 мм.

14.Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды.

Газосигнализаторы

15.Сепараторы, оборудование, принцип действия.

1. по назначению: замерные и сепарирующие;

2. по геометрической форме: цилиндрические, сферические;

3. по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;

4. по характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.

5. по технологическому назначению нефтегазовые сепараторы делятся на:

- двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу;

- трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду;

- сепараторы первой ступени сепарации – рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;

- концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;

- сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;

- сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;

Для управления работой, обеспечения безопасных условий и расчетных режимов эксплуатации сосудов они должны быть оснащены: предохранительными устройствами (клапанами), приборами для измерения давления (манометрами), приборами для измерения температуры, указателями уровня жидкости, запорной и регулирующей арматурой.

16.Температура вспышки нефти.

Температура вспышки – называется минимальная температура, при которой пары нефтепродукта образуют с воздухом смесь, способную к кратковременному образованию пламени при внесении в неё внешнего источника воспламенения (пламени, электрической искры и т.п.).

17.Параметры срабатывания СППК, подбор к оборудованию.

03-576-03 п. 5.5.9 Количество предохранительных клапанов, их размеры и пропускная способность должны быть выбраны по расчету так, чтобы в сосуде не создавалось давление, превышающее расчетное более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см²)для сосудов с давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см²),на 15% - для сосудов с давлением от 0,3 до 0,6 МПа (от 3 до 60 кгс/см²)и на 10% - для сосудов с давлением свыше 6,0 МПа (60кгс/см²),допускается превышение давления в сосуде не более чем на 25%рабочего при условии, что это превышение предусмотрено проектом и отражено в паспорте сосуда.

18.Процесс разрушения эмульсии за счет разности плотностей воды и нефти. (Ахметов, «Технология глубокой переработки нефти и газа», Высшая школа, стр. 178)

Механический метод разрушения эмульсии. Отстаивание (свежие не стойкие эмульсии, в следствии разности плотностей). Центрифугирование (под действием центробежной силы). Фильтрование. (не стойкие эмульсии через фильтр).

19.Эксплуатация трубопроводов в насосных.

З

20.Эксплуатация сосудов, работающих под давлением.

- проверить герметичность фланцевых соединений и технологического оборудования на пропуск газа (нефти), при пропуске во фланцевом соединении подтянуть болты, при прорыве прокладки заменить ее;

- проверить исправность манометра с помощью трехходового крана путем установки стрелки манометра в нуль, в случае, если стрелка не возвращается к нулевому положению шкалы на величину, превышающую половину допустимой погрешности, его следует заменить;

- убедится в наличии пломбы, исправности стекла и корпуса манометра. Кроме указанной проверки, не реже одного раза в 6 месяцев производить проверку рабочих манометров контрольным, имеющим одинаковое с проверочным манометром шкалу и класс точности, с записью в журнале контрольных проверок;

- проверить исправность предохранительного клапана принудительным кратковременным “подрывом”, заеданий клапана не должно быть;

- проверить исправность запорной арматуры, в случае обнаружения протечек в сальниковом уплотнении его необходимо равномерно подтянуть, а при необходимости и добавить набивку. Арматуру, снабженную масленками, необходимо один раз в 3 месяца смазывать и проверять на плавность хода;

- произвести слив грязи из замерного сепаратора в дренажную емкость или котлован, конденсат с воздухосборников;

- проверить наличие на сосуде табличек с указанием сроков технического освидетельствования и правильность их оформления. На табличке размером не менее 200 х 150 мм должно быть указано:

- cледить за тем, чтобы срок освидетельствования не был просрочен. Своевременно оповещать ответственных лиц о подготовке сосудов, работающих под давлением, для их технического освидетельствования;

- проверить наличие табличек на предохранительных устройствах. На табличке размером 150 х 100 должно быть указано:

- своевременно проводить поверку манометров;

- проверить наличие схемы включения сосуда в помещении (АЗГУ) или операторной.

- не допускать повышенных параметров режима работы сосудов, указанных в паспорте.

Все данные по замене запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, предохранительных устройств и т.д. заносятся в паспорт сосуда, а результаты обследования – в вахтенный журнал.

21.Какие требования безопасности должны соблюдаться перед наполнением или опорожнением резервуара?

Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать пропускной способности дыхательных клапанов, указанных в технологической карте резервуара.

22.Эксплуатация, назначение ГРП.

Газораспределительный пункт

23.Как производится включение в работу резервуара (емкости) после освидетельствований, ревизий и ремонта?

При гидравлическом испытании необходимо:

применять воду с температурой не ниже 5^оС и не выше 40^оС, если в технических условиях не указано конкретное значение температуры, допускаемой по условию предотвращения хрупкого разрушения. Разность температур стенки сосуда и окружающего воздуха во время испытаний не должна вызывать конденсации влаги на поверхности стенок сосуда. По согласованию с разработчиком проекта сосуда вместо воды может быть использована другая жидкость;

опрессовку сосуда производить водой пробным давлением, указанным в паспорте, установив на время опрессовки заглушки под предохранительные клапана, и подводящие трубопроводы;

полностью удалить воздух при заполнении сосуда водой;

производить плавное повышение давления в сосуде;

контролировать давление в сосуде двумя манометрами; оба манометра должны быть одного типа, предела измерения, одинаковых классов точности, цены деления;

выдержать сосуд под пробным давлением в течение определенного времени. Время выдержки устанавливается разработчиком проекта. При отсутствии указаний в проекте время выдержки должно быть не менее значений, указанных в табл.1.

Таблица 1.

после выдержки под пробным давлением снизить давление в сосуде до расчетного, при котором произвести осмотр наружной поверхности сосуда, всех его разъемных и сварных соединений.

Сосуд считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:

течи, трещин, слезок, потения в сварных соединениях и на основном металле;

течи в разъемных соединениях;

видимых остаточных деформаций, падения давления по манометру.

При наружном, внутреннем осмотрах и гидравлическом испытании должны быть выявлены и устранены все дефекты, снижающие прочность сосуда, особое внимание обратить на состояние защитного слоя от коррозии;

Обязательными местами для замера толщины стенок методом толщинометрии являются точки вокруг штуцеров (не менее 40х для каждого штуцера на расстоянии 50 мм.)

Не допускайте работу сосуда, если скорость коррозии приводит к уменьшению толщины стенок меньше расчетной, т.е. уменьшенной на 2 мм (припуска на коррозию). Скорость коррозии определяется исходя из сравнений результатов предыдущего и очередного замера. Результаты замера и координаты точек прилагаются к паспорту.

Результаты технического освидетельствования должны записываться в паспорте сосуда лицом, производившим освидетельствование, с указанием разрешенных параметров эксплуатации сосуда и сроков следующих освидетельствований.

24.Открытые насосные.

25.Запуск печи в ручном режиме.

2.1.3.3. Пуск в работу печи ПП-0,63 после длительной остановки, ремонта осуществляется по наряду–допуску, оформленному мастером установки.

2.1.3.4. Включить насос внутренней перекачки и отрегулировать расход и давление эмульсии нефти через блок нагревателей печи согласно регламенту на подготовку нефти.

2.1.3.5. Проверить состояние вентилей подачи газа на запальную и основные горелки нагревателей. Они должны быть закрыты, а вентили сброса на свечу в помещении блока нагревателей должны быть открыты.

2.1.3.6. Закрыв на узле регулировки топливного газа вентиль подачи газа на горелку, открыть вентиль продувки на свечу и отрегулировать давление газа после регулятора РДБК в пределах 0,7 – 1,5 кгс/см².

2.1.3.7. После чего закрыть вентиль продувки, открыть вентиль подачи газа к печи ПП-0,63, продуть им трубопровод на свечу для вытеснения воздуха из трубопровода.

2.1.3.8. Окончание вытеснения воздуха из трубопровода определяется методом сжигания пробы (газ горит без хлопков – указывает на окончание продувки трубопровода газом), после чего вентиль сброса на свечу закрыть. После выполнения предварительных операций, необходимо открыть смотровой люк и продуть топочную и теплообменные камеры блока нагревателей в течение 15 минут.

Убедиться по манометру трубопровода подачи газа к горелкам в давлении газа в установленных пределах.

По окончании продувки топочной и теплообменной камер зажечь запальник и, поместив его в топочную камеру, зажечь запальную горелку, подав на нее газ, открыв вентиль. При проведении этой операции особое внимание надо уделять порядку розжига запальной горелки. Газ на запальную горелку нужно подавать только после помещения в камеру топки зажженного запальника.

После розжига запальной горелки вращением воздушной заслонки и степенью открытия вентиля подачи газа отрегулировать степень сгорания газа. Факел пламени должен иметь соломенно–желтый цвет. После чего зафиксировать положение воздушной заслонки запальной горелки.

После розжига запальной горелки отвернуть контргайку, фиксирующую положение воздушной заслонки горелки ГИ-100 (гайка расположена на тыльной стороне приемной камеры горелки). Установить воздушную заслонку таким образом, чтобы расстояние между заслонкой и торцом приемной камеры горелки составляло примерно 5 мм.

После чего подать газ к основной горелке, открыв вентиль подачи топливного газа вначале к одной горелке. Далее отрегулировать давление газа перед горелкой в пределах 0,7 – 1,5 кгс/см², наблюдая по манометру, фиксирующему давление газа на соответствующую горелку.

Путем поворота воздушной заслонки горелки отрегулируйте подачу воздуха, цвет пламени на всем протяжении факела (соломенно–желтый).

Зафиксировать при помощи контргайки воздушную заслонку в необходимом положении.

26.Дренирование воды из электродегидратора и отстойников.

открыть задвижку на байпасе сброса воды и открыть за­движки на линии регулирующего клапана;

закрыть задвижку на байпасе и регулировать сброс воды, производя от регулятора межфазного устройства;

27.Постоянные заглушки.

Периодически проверять на состояние пропусков.

28.Подготовка трубопровода или аппарата к ремонту.

Вывести участок трубопровода или аппарат из работы путем отсечения, запорно-регулирующей арматурой. Дренирование, пропарка, проветривание и составление НД на проведение ремонтных работ.

29.Деление нефти на типы.

30.Установка запорно - регулирующей арматуры.

31.Классификация нефти по плотности.

32.Электродегидраторы. Трансформаторы.

Электрогидратор типа 1ЭГ-160 представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, в которой имеются два электрода в форме решетчатых прямоугольных рам, подвешенных параллельно и занимающих почти все горизонтальное сечение аппа­рата. Расстояние между электродами может изменяться от 20 до 40 см. Электроды через подвесные проходные изоляторы под­соединены к высоковольтным выводам двух трансформаторов типа ОМ-66/35 мощностью по 50 кВА. Каждый установлен наверху технологической емкости. Напряжение между электродами может иметь значения 11, 33 и 44 кВ. Для ограничения величины тока и защиты электрооборудования от короткого замыкания в цепь пер­вичной обмотки трансформаторов включены реактивные катушки типа РОС-50/05. Реактивные катушки обладают большой индук­тивностью, поэтому при возрастании тока происходит перераспре­деление напряжений, и разность потенциалов между электродами уменьшается. Реактивные катушки установлены наверху технологи­ческой емкости рядом с трансформаторами.

33.Ввод нефти в электродегидратор.

Нагретая нефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор и до 10% пресной воды, поступает через два распределителя эмульсии под слой отделившейся воды и поднимается вверх. После перехода через границу раздела вода—нефть нефтяная эмульсия попадает сначала в зону низкой напряженности электрического поля, образующей между нижним электродом и поверхностью отделившейся воды, затем в зону высокой напряженности между верхним и нижними электродами. Под действием электрического поля капли воды, содержащиеся в нефти, поляризуются, взаимно притягиваются друг другу, коалесцируют, укрупняются и осаждаются. Обезвоженная и обессоленная нефть выводится сверху аппарата через сборник нефти, а отделившаяся вода — снизу.

34.Класс точности приборов измерения давления.

Манометры должны иметь класс точности не ниже: 2,5- при рабочем давлении сосуда до 2,5МПа (25 кгс/см²), 1,5 – при рабочем давлении сосуда выше 2,5МПа (25 кгс/см²).

35.Как выбирается количество предохранительных клапанов, их размеры и пропускная способность для сосудов с давлением.

03-576-03 п. 5.5.9 Количество предохранительных клапанов, их размеры и пропускная способность должны быть выбраны по расчету так, чтобы в сосуде не создавалось давление, превышающее расчетное более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см²)для сосудов с давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см²),на 15% - для сосудов с давлением от 0,3 до 0,6 МПа (от 3 до 60 кгс/см²)и на 10% - для сосудов с давлением свыше 6,0 МПа (60кгс/см²),допускается превышение давления в сосуде не более чем на 25%рабочего при условии, что это превышение предусмотрено проектом и отражено в паспорте сосуда.

36.Напряжение электротока, ток в электродегидраторе.

ПБ при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности 4.3.1 Электрическая часть установки должна обслуживаться электротехническим персоналом, имеющим право проведения работ в электроустановках напряжением выше 1000 В.

37.Что такое газовый фактор?

отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения.

38.Очистные сооружения.

3.6.3.1. Меры по очистке и удалению взрывоопасных продуктов должны исключать возможность образования в системе канализации взрывоопасной концентрации паров или газов.

3.6.3.2. На очистных сооружениях должны предусматриваться устройства для измерения расходов: сточных вод, поступающих на очистные сооружения; очищенных сточных вод, возвращаемых для повторного использования; очищенных сточных вод, подлежащих сбросу в водоем; циркулирующего избыточного и активного ила; воздуха, поступающего на флотацию;

3.6.3.3. Сооружения систем канализации должны иметь резерв производительности (20% расчетного расхода).

3.6.3.4. На канализационной сети до и после нефтеловушек на расстоянии не менее 10 м должны устраиваться колодцы с гидравлическим затвором.

39.Эксплуатация РВС.

При эксплуатации резервуаров наиболее ответственные операции – это наполнение и опорожнение.

Расход нефти при наполнении или опорожнении не должен превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных или вентиляционных патрубков. Если по измерениям уровня нефти в резервуаре или по другим данным обнаружено, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выяснению причины нарушения и к ее устранению. В необходимых случаях перекачка должна быть остановлена.

Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно быть плавное. При наличии электроприводных задвижек с местным дистанционным управлением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижек. Одновременные операции с задвижками во время перекачки по отключению действующего резервуара и включению нового ре­зервуара запрещаются. Действующий резервуар должен быть выве­ден из перекачки только после того, как будут полностью закончены операции с задвижками по вводу в перекачку нового резер­вуара.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления в случае неправильного переключения задвижек.

При наполнении резервуара необходимо строго следить за вы­сотой уровня нефти, чтобы не допустить перелив нефти или подъем понтона выше верхнего крайнего положения. Уровень нефти должен быть установлен с учетом ее расширения от нагревания. Обычно нефтяные резервуары не заполняют до верха на 3—5 %. При опо­рожнении резервуаров, оборудованных подогревателями, необходимо следить, чтобы уровень жидкости над подогревателем был не менее 0,5 м, так как действующий оголенный подогреватель создает по­жарную опасность.

В резервуарах могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные деформацией металла, некачественной сваркой или дру­гими причинами. Поэтому при вступлении на дежурство старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть уделено верти­кальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам упорного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла.

При появлении трещин в швах или основном металле днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен и зачищен.

При появлении трещин в швах или основном металле стенки действующий резервуар должен быть опорожнен полностью или частично, в зависимости от способа его ремонта.

В процессе текущего обслуживания резервуара и его обору­дования необходимо проверять герметичность разъемных соеди­нений (фланцевых, резьбовых, сальниковых), а также мест примы­кания арматуры к корпусу резервуара. При обнаружении течи сле­дует подтянуть болтовые соединения, исправить сальниковые уп­лотнения и заменить прокладки.

При осмотре каждого вида резервуарного оборудования не­обходимо:

1) следить за исправным состоянием замерного люка, его шар­нира и прокладочных колец, исправностью резьбы барашка, направ­ляющей планки, плотностью прилегания крышки;

2) следить за правильной эксплуатацией дыхательного клапа­на КДС-3000.

При эксплуатации клапанов в осенне-зимний период огневой предохранитель необходимо снять и вместо него установить проставку, входящую в комплект поставки.

Осмотры клапана в процессе эксплуатации должны прово­диться не реже одного раза в семь дней в осенне-зимний период и не реже 2-х раз в месяц в весенне-летний период.

При осмотрах необходимо проверять целостность фторопластовых покрытий тарелок и седел клапана, при обнаружении повреж­дения заменить их, очищать тарелки и внутренние поверхности корпуса клапана от отложений снега, льда и инея.

Допускается увеличение сроков между осмотрами в осенне-зимний период до 15 дней, если в условиях эксплуатации не отме­чаются отложения инея и льда на тарелках и внутренних поверхно­стях клапана.

Два раза в год, летом и зимой, проводится измерение рабоче­го давления и вакуума в резервуаре при проведении операций по его заполнению и опорожнению. Полученные результаты измере­ний необходимо сравнить с данными предыдущих измерений;

3) следить за исправностью дыхательного клапана, рассчитан­ного на давление 0,07 МПа, в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

В процессе эксплуатации дыхательный клапан должен перио­дически осматриваться и регулироваться в соответствии с инст­рукцией завода-изготовителя. При этом следует проверять цело­стность фторопластового покрытия, мембран, тарелок, а в зимнее время очищать внутренние поверхности ото льда и инея;

4) в предохранительном (гидравлическом) клапане проверять качество и проектный уровень масла, поддерживать горизонталь­ность колпака, содержать в чистоте сетчатую перегородку. В клапа­нах КПГ в зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с промывкой в теплом масле. В мембранных клапа­нах следить за состоянием мембраны, частотой соединения, клапа­нов, уровней рабочей жидкости в блок-манометре;

5) следить за горизонтальностью положения диска отражате­ля, прочностью его подвески;

6) в огневом предохранителе обеспечивать герметичное при­легание кассеты к прокладке в корпусе, чистоту пакетов с гофри­рованными пластинами, засорение их инеем, пылью.

Следить за плотностью и непроницаемостью крышки огнево­го предохранителя и фланцевых соединений; обнаруженные при осмотре предохранителя поврежденные пластины немедленно за­менить новыми;

7) в пеносливной камере проверять наличие и исправность диафрагмы и гаек с прокладками на концах пенопроводов, сле­дить за плотностью соединения пенокамеры с резервуаром, за прочностью прикрепления пенопроводов к корпусу резервуара, в пеногенераторах ГПСС-2000, ГПС-600 необходимо следить за пра­вильностью положения герметизирующей крышки (прижатие дол­жно быть равномерным и плотным), деталей, за целостностью сетки (в случае обнаружения признаков коррозии кассета подлежит замене);

8) проводить контрольную проверку правильности показания приборов измерения уровня и других средств измерения в соот­ветствии с инструкцией завода-изготовителя;

9) в приемо-раздаточных патрубках проверять правильность действия хлопушки или подъемной (шарнирной) трубы (подъем должен быть легким и плавным); следить за герметичностью свар­ных швов приварки укрепляющего кольца и фланца, патрубков, а также плотностью фланцевых соединений;

10) проверять исправность работы хлопушки с управлением в приемо-раздаточном патрубке путем ее открытия и закрытия, уп­равление хлопушкой должно осуществляться легко, без заеда­ний;

11) на резервуарных задвижках в зимнее время проверять со­стояние надежного утепления и в необходимых случаях во избежа­ние их заморожения спускать из корпуса задвижки скопившуюся воду, выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечивать плотное закры­тие плашек (клинкета), свободное движение моховика по шпинде­лю, своевременную набивку сальника;

12) следить за состоянием окраек днища и сварочного шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированных участков).

Отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать величин, указанных в части настоящих «Правил техни­ческой эксплуатации резервуаров»;

13) следить за состоянием сварных швов, заклепочных соеди­нений резервуара (нет ли отпотевания, течи, трещин в швах, в ос­новном металле вблизи заклепок и сварных швов);

14) следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соедине­ния; прокладки, сварных соединений);

15) следить за состоянием уровнемеров УДУ, ВК в соответ­ствии с инструкцией завода-изготовителя;

16) следить за состоянием отмостки (нет ли посадки, расти­тельного покрова, глубоких трещин);

17) по канализационной сети резервуарного парка следить за наружным и внутренним состоянием трассы, дождеприемных и специальных колодцев (нет ли повреждений кладки стен в местах входа и выхода труб, хлопушки, в тросе хлопушки, не переполнены ли трубы, не завалены ли грунтом или снегом), следить за состоя­нием крышек колодцев.

За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. У вновь сооруженных резервуаров в первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже, чем через 6 метров. В последующие годы, после стабилизации основания, следует систематически (не реже 1 раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование. Для измерения осадки основания резервуара на территории резервуарного парка должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания грунта. У резервуара в первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки основания) отклонения от горизонтальности наружного контура днища незаполненного резервуара объемом от 2000 до 20000 м³ не должно превышать для двух соседних точек по контуру ±20 мм, а диаметрально противоположных точек — 50 мм. Отклонения при заполненном резервуаре не должны превышать ±40 мм для двух соседних точек и 80 мм — для диаметрально противоположных точек. У резервуаров объемом 2000 — 20000 м³, находящихся длительное время в эксплуатации, отклонения для двух соседних точек не должны превышать ±60 мм, а для диаметрально противополож­ных — 100 мм. Для резервуаров объемом 700 — 1000 м³ отклонение не должно превышать 75%, а для резервуаров объемом 100 — 400 м³ — 50 % от значений, приведенных выше.

Резервуары необходимо периодически очищать от осадков пара­фина и механических примесей. Особенно интенсивное накопление осадков происходит в резервуарах, в которых хранится малосмо­листая парафинистая нефть. Сроки зачистки должны быть определе­ны в зависимости от вида нефти, но не реже 1 раза в два года. Зачистку резервуаров должен осуществлять специально обученный и подготовленный персонал, допущенный медицинской комиссией.

40.При работе печей ПТБ-10 обращать особое внимание на …

41.Какие данные отражены в паспорте на сосуд работающий под давлением.

4.9.1. Каждый сосуд должен поставляться изготовителем заказчику с паспортом установленной формы.

К паспорту прикладывается руководство по эксплуатации.

Паспорт сосуда должен быть составлен на русском языке и по требованию заказчика - на другом языке.

Допускается к паспорту прикладывать распечатки расчетов, выполненных на ЭВМ.

Элементы сосудов (корпуса, обечайки, днища, крышки, трубные решетки, фланцы корпуса, укрупненные сборочные единицы), предназначенные для реконструкции или ремонта, должны поставляться изготовителем с удостоверением о качестве изготовления, содержащим сведения в объеме согласно требованиям соответствующих разделов паспорта.

4.9.2. На каждом сосуде должна быть прикреплена табличка. Для сосудов наружным диаметром менее 325 мм допускается табличку не устанавливать. При этом все необходимые данные должны быть нанесены на корпус сосуда электрографическим методом.

4.9.3. На табличке должны быть нанесены:

товарный знак или наименование изготовителя;

наименование или обозначение сосуда;

порядковый номер сосуда по системе нумерации изготовителя;

год изготовления;

рабочее давление, МПа;

расчетное давление, МПа;

пробное давление, МПа;

допустимая максимальная и (или) минимальная рабочая температура стенки,°С;

масса сосуда, кг.

Для сосудов с самостоятельными полостями, имеющими разные расчетные и пробные давления, температуру стенок, следует указывать эти данные для каждой полости.

42.Где записывается разрешение на ввод сосуда в эксплуатацию?

В паспорте

43.Замерный люк РВС.

Замерный люк – расположен на крыше резервуара. Через него производят замер уровня нефтепродукта и воды в резервуаре, а так же отбор проб нефтепродуктов. Люк должен герметично закрываться и не пропускать пары нефтепродукта. Замерный люк состоит из корпуса и крышки. Крышка подвижно крепится к корпусу с помощью специального болта. Положение крышки фиксируется откидным болтом, а герметичность между корпусом и крышкой обеспечивается прокладкой. Для удобства открытия люка крышка оборудована рычагом с педалью. Открытие замерного люка производится следующим образом:

1. ослабляется гайка откидного болта;

2. после ослабления откидной болт отодвигается в сторону от крышки люка;

3. крышка люка открывается путем нажатия ноги оператора на педаль рычага.

При измерении уровней нефти и подтоварной воды на промысле часто используют такие понятия как взлив и подушка. Взлив это общий уровень жидкости в резервуаре (нефти и воды), а подушка – уровень подтоварной воды.

44.Электродегидратор и электроды.

4.6.1. Электрическая часть установки должна обслуживаться электротехническим персоналом, имеющим допуск на проведение работ с электроустановками напряжением выше 1000 В.

4.6.2. На корпусе каждого электродегидратора, вблизи лестницы, должен быть обозначен его номер, который указывается также на соответствующей панели щита управления электродегидратором (на лицевой и обратной сторонах).

4.6.3. Верхняя площадка, на которой расположены трансформаторы и реактивные катушки, должна иметь сетчатое или решетчатое ограждение с вывешенной на ней предупреждающей надписью: "Высокое напряжение - опасно для жизни".

4.6.4. Ограждение площадки электродегидратора должно иметь блокировку, снимающую напряжение при открывании дверцы ограждения.

4.6.5. Запрещается входить за ограждение во время работы электродегидратора.

4.6.6. Во время работы электродегидраторов на лестнице подъема на него должна быть вывешена предупреждающая надпись: "Не влезай - убьет".

4.6.7. Электродегидратор должен иметь устройство, отключающее напряжение при понижении уровня продукта в аппарате. Проверку всех блокировок дегидратора необходимо проводить по графику, но не реже одного раза в год.

4.6.8. После заполнения электродегидратора продуктом перед подачей напряжения должны быть удалены скопившиеся в нем газы и пары.

4.6.9. Напряжение на установку должно подаваться дежурным электроперсоналом по указанию начальника установки или лица, его заменяющего.

4.6.10. При возникновении огня на электродегидраторе напряжение немедленно должно быть снято.

4.6.11. Дренирование воды из электродегидраторов и отстойников должно быть автоматизированным и осуществляться закрытым способом.

45.Заземление насосно-компрессорного оборудования.

46.Сальниковый узел насоса.

Уплотнение вала насоса в местах выхода его из корпуса, осуществляется мягким сальником или торцовым уплотнением. Торцовое уплотнение, как более дорогое и трудоемкое в изготовлении и в эксплуатации, устанавливается только в тех случаях, когда мягкий сальник не может обеспечить необходимую герметичность перекачиваемой насосом жидкости. Поэтому на объектах перекачки нефти и нефтесодержащих жидкостей в основном применяются сальниковые уплотнения.

Существует два вида сальниковых уплотнений насосов:

СГ – с фонарем сальника;

СО – без фонаря сальника.

Чертеж сальникового уплотнения типа СГ

Уплотнение сальниковое типа СГ состоит из гильзы защитной (1), кольца отбойного (2), колец уплотнительных (3), втулки сальника (4), набивки сальника (5) и фонаря (6). Втулка сальника крепится с помощью двух шпилек (7) и гаек (8), которыми производится также подтяжка набивки сальников.

К фонарю сальника по отверстию в крышке насоса подводится уплотнительная жидкость, которая охлаждает и смазывает набивку и гильзу вала, уменьшая трение между ними, и является гидравлическим затвором, не допускающим выхода нефтепродуктов и их паров через сальник.

Для охлаждения сальников в рубашку крышки насоса подается охлаждающая жидкость.

Во втулке сальника предусмотрена водяная завеса, которая удаляет в дренаж просочившиеся нефтепродукты и их пары, предохраняя окружающий воздух от загрязнения парами нефтепродуктов.

Уплотнение сальниковое типа СО аналогично уплотнению СГ, но в уплотнении СО вместо фонаря сальника дополнительно устанавливают два кольца сальниковой набивки и уплотнительная (затворная) жидкость не подводится. Смазка набивки и защитной гильзы производится перекачиваемой жидкостью.

47.Регулирование давления газа на печах.

Шаровым краном отрегулировать давление газа перед горелкой в пределах 0,7 – 1,5 кгс/см², наблюдая по манометру, фиксирующему давление газа на соответствующую горелку.

48.Режимы движения жидкости в отстойниках, сепараторах.

Ламинарный

49.Объединенная проба из РВС.

Соотношение 1:3:1

50. ПТБ 10, теплообменная камера.

Представляет собой систему из четырех одинаковых змеевиков, выполненных из оребренных труб, служащих для передачи теплоты нагреваемой среде. Внутри камера обшита листами из нержавеющей стали, теплоизолирована. Наружная обшивка выполнена из листовой стали в виде герметичного короба.

51.Фильтрующие противогазы.

Фильтрующие противогазы следует применять в тех случаях, когда их фильтры гарантируют поглощение паров и газов, концентрация которых в воздухе не превышает 0,5% объемных, а содержание кислорода в воздухе не ниже 16% объемных. Для противогазов марок СО и М содержание свободного кислорода в воздухе должно быть не менее 18% объемных.

52.Какие насосы необходимо применять для перекачки ЛВЖ?

НВ, ЦНС, ГДМ, НД и т.д.

53.РВС, площадки ограждения. Стандарт№11-ТН-СТП-П05-05

2.5.5.Площадки, переходы и ограждения должны выполняться с учетом следующих требований:

переходы должны быть снабжены перилами с открытых сторон;

на резервуарах со стационарной крышей должны быть площадки обслуживания, для обеспечения доступа к местам, где расположено оборудование, требующее регулярной проверки или использования;

ограждение должно устанавливаться по всему периметру крыши, а также по наружной (от центра резервуара) стороне площадок;

настил площадок должен изготавливаться из перфорированного металла, препятствующего скольжению;

минимальная ширина площадок и переходов на уровне настила – 700мм;

высота верхнего поручня ограждения над уровнем настила должна быть не менее 1,25 м; расстояние между продольными планками не более 400мм;

минимальная высота бортовой (нижней) полосы ограждения – 80мм;

площадки, расположенные на высоте, должны иметь бортик высотой не менее 150 мм с зазором 10 мм для стока воды;

максимальный зазор между бортовой полосой и уровнем настила – 20 мм;

высота от уровня настила до средней полосы ограждения – около 0,5 м; максимальное расстояние между стойками ограждения – 2,5м;

54.Промышленная канализация, колодцы.

55.Центробежные насосы, трубопроводы.

56.ПТБ-10, газоснабжение …

57.ПП-1,6, ПП-0,63, конструкции оборудования.

58.Газопроводы, эксплуатация.

59.Нефть, деление на группы, классы.

60.Розжиг форсунок печи, работающей на газе.

61.Предельные углеводороды.

62.Плановая остановка печи.

63.Ремонтные работы на печах нагрева нефти.

64.Прием смены технологической бригадой.

65.Работа в шланговом противогазе ПШ-1.

Противогаз шланговый ПШ-1 (ПШ-2) – дыхательный прибор изолирующего типа, предназначен для индивидуальной защиты органов дыхания, глаз и лица человека в атмосфере, содержащей менее 18 объёмных процентов кислорода, а также при содержании более 0,5 объёмного процента вредных веществ. Область применения: замкнутые ёмкости, цистерны, колодцы, отсеки и другие изолированные сооружения и помещения подобного типа.

Противогаз необходимо использовать в условиях, когда применение фильтрующе - поглощающих средств индивидуальной защиты органов дыхания человека запрещено, когда неизвестны состав и концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны, а также для эвакуации пострадавших из загазованной зоны. Противогаз может применяться при температуре окружающей среды от минус 30 до плюс 50^оС. 30 мин. Работает, не менее 15 мин. Отдых.

66.Допуск обслуживающего персонала к самостоятельному обслуживанию сосудов.

67.Аварийная остановка сосуда.

Сосуд должен быть немедленно остановлен в следующих случаях:

- при повышении давления или температуры выше разрешенных технической характеристикой;

- при неисправности предохранительных клапанов;

- при обнаружении в основных элементах сосудов трещин, выпучин, уменьшения стенки на величину ниже расчетной, пропусков и потения в сварочных швах, течи во фланцевых соединениях;

- при неисправности или отсутствии контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации;

- при выходе из строя всех указателей уровня жидкости;

- при нарушении технологического режима;

- при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду под давлением;

- в аварийных ситуациях (при отключении электроэнергии, прекращении подачи продукции скважин и т.д.).

В данных ситуациях давление в сосудах должно быть стравлено до атмосферного. При возникновении пожара, угрожающего сосуду, действовать согласно плану ликвидации возможных аварий (ПЛВА). Причины аварийной остановки сосуда должны записываться в сменный журнал.

68. Категория взрывоопасности производственных помещений.

69.Температура на поверхности изоляции аппаратов и трубопроводов в помещениях.

70.Замер воздушной среды на загазованность прибором СГГ-4М.

71.Установка заглушек.

72.Работа во взрывогазоопасных местах.

73.ПЛАС, оформление.

74.Подготовка аппаратов, резервуаров и оборудования к осмотру и ремонту.

75.Первая помощь при попадании щелочи на кожу.

При попадании на тело человека едких жидкостей (кислоты или щелочи) возникают химические ожоги.

При попадании на кожу концентрированной кислоты сначала необходимо снять ее тампоном или салфеткой.

Обожженное место промыть большим количеством проточной воды из крана или опустить обожженную конечность в воду.

Наложить повязку:

при ожогах кислотами - смоченную 5% раствором соды;

при ожогах щелочью – смоченную слабым раствором уксусной или борной кислоты для нейтрализации действия едкой жидкости.

При всех случаях ожогов, особенно с ожогами II – IV степени, пострадавшего необходимо немедленно доставить в медицинское учреждение.

76.В каких случаях должна быть запрещена работа насосов?

77.Повторная проверка знаний рабочих по правилам безопасности и методам работы в газовом хозяйстве?

78.Обслуживание верхней части теплообменной камеры печи во время ее работы.

79.Правила эксплуатации центробежных насосов.

80.Продувка насосов. При продувке насосов выбрасываемый продукт должен отводиться за пределы помещения, жидкий — по трубопроводам в специально предназначенную емкость, а пары и газы — на факел или свечу.

81.Замена прокладок и запорной арматуры на трубопроводах.

82.Допуск к эксплуатации трубчатых печей на газовом топливе.

83.Работа внутри резервуара и аппарата.

84.Работа с деэмульгаторами.

85.В течении какого времени допускается подавать газ по обводной линии?

В течении ремонтных работ

86.Допустима ли набивка сальника на задвижке, установленной на приеме насоса, без остановки насоса?

Нет

87.Внеочередной инструктаж.

Внеплановый (внеочередной), инструктаж проводят те же работники, которые обязаны проводить инструктаж на рабочем месте. О проведении внепланового (внеочередного) инструктажа безопасным приемам и методам работы делается запись в журнале, в котором записывается о первичном инструктаже непосредственно на рабочем месте

88.Взрывоопасные помещения.

Помещения, граничащие с взрывоопасными помещениями, независимо от того, имеется ли в них действующее электрооборудование или оборудование отсутствует, могут быть также взрывоопасными в зависимости от их расположения по отношению к взрывоопасным помещениям

89.Какие мероприятия должны быть проведены перед пуском установки в работу?

90.Требования к площадкам, расположенным на высоте.

91.Инструктаж на рабочем месте.

92.Допуск к работе оператором технологической установки.

К самостоятельной работе в качестве оператора допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и годные по состоянию здоровья, имеющие соответствующее профессиональное образование и соответствующее квалификационное удостоверение, прошедшие инструктаж по безопасному ведению работ, стажировку и проверку знаний. Срок стажировки устанавливается предприятием, но не может быть менее двух недель.

93.Правила наложения жгута при кровотечении в холодное время года.

ПРАВИЛА НАЛОЖЕНИЯ ЖГУТА

1. Жгут накладывают только при ранении плеча и бедра.

2. Жгут накладывают только на одежду или тканевую прокладку.

3. Прикалывается записка с указанием времени наложения.

4. Время наложения (непрерывно):

o 45 минут - в теплое время года;

o 30 минут - в холодное время года;

o Затем 15 минут - ослабляют, 15 минут - подтягивают и т. д.

5. Жгут накладывают на 5 сантиметров выше раны.

6. Жгут не накладывают на середину плеча и нижнюю треть бедра.

7. Обезболить больного.

8. Конечность обездвижить.

9. В холодное время года укутать.

94.Несчастный случай, происшедший с работником, временно переведенным на работу в другую организацию.

95.Требования к узлам, деталям, приспособлениям, которые могут служить источником опасности для работающих.

96.Ликвидация гидратных пробок.

При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

97.Производство земляных работ на территории установки.

98.Можно ли производить регулировку и заглушку предохранительных клапанов, если в них обнаруживается пропуск?

99.Определение класса взрывоопасности помещений.

100.Вводный инструктаж.

11.3.1. Вводный инструктаж по безопасным приемам и методам труда проводят со всеми вновь принимаемыми на работу независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, с временными работниками, командированными, учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или практику.

11.3.2. Вводный инструктаж в организации проводит инженер по охране труда или лицо, на которое приказом руководителя организации возложены эти обязанности.

11.3.3. Вводный инструктаж должен проводиться по программам, разработанным в организации с учетом требований норм, правил и инструкций по охране труда, а также технологических особенностей и утвержденным руководителем организации.

Примерный перечень вопросов для составления программ вводного инструктажа приведен в Приложении 4.

11.3.4. Вводный инструктаж должен, по возможности, проводиться в кабинете по технике безопасности с использованием технических средств обучения и наглядных пособий (плакатов, натурных экспонатов, макетов, моделей, кинофильмов, диафильмов, видеофильмов и т.п.).

11.3.5. О проведении вводного инструктажа должна быть сделана запись в журнале вводного инструктажа (Приложение 5) с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего, а также в документе о приеме на работу.

101.Остановка установки, согласно ПЛАС.

102.Предельно допустимая концентрация вредных веществ в воздухе.

ПДК = 300 мг/м³

ПДК – такая концентрация вещ-ва которая при ежедневной работе в течении всего трудового стажа не могут вызвать заболеваний или отклонений состояния здоровья.

103.Автоматические газоанализаторы – сигнализаторы.

104.Наряды - допуска на газоопасные работы, хранения.

Наряды-допуски на газоопасные работы должны регистрироваться в журнале. Журнал учета выдачи нарядов-допусков должен быть пронумерован и прошнурован. Срок хранения нарядов-допусков - один год со дня их выдачи.

105.Как могут быть обнаружены места утечек газа?

Мыльным раствором.

106.Проверка спасательных веревок и поясов.

Спасательная веревка испытывается на прочность один раз в 6 месяцев. Для испытания спасательную веревку распускают на всю длину и к одному концу подвешенной спасательной веревки прикрепляют груз в 350 кг на 5 мин. После снятия нагрузки на спасательной веревке не должно быть никаких повреждений, остаточное удлинение спасательной веревки не должно превышать 5% первоначальной ее длины. Спасательную веревку можно испытывать и в горизонтальном положении через блок.

Статическое испытание спасательной веревки: спасательная веревка пропускается через блоки и замок. При этом замок должен прочно удерживать спасательную веревку. После снятия нагрузки на спасательной веревке не должно быть никаких повреждений, а удлинение не должно превышать 5% первоначальной длины.

Динамическое испытание спасательной веревки: к концу спасательной веревки, пропущенной через блоки и замок, на карабине подвешивается и сбрасывается с подоконника 3 этажа груз в 150 кг. При сбрасывании груза спасательная веревка не должна пробуксовывать более 30 см.

Другие спасательные устройства испытываются ежегодно в соответствии с ТУ или паспортами на каждый вид спасательного устройства.

Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытываются 2 раза в год. Испытание производится на прочность статической нагрузкой, для чего к кольцу пояса, застегнутого на пряжки и подвешенного на обе лямки, прикрепляется груз весом 200 кгс. Под этой нагрузкой пояс находится в течение 5 мин. Испытание считается выдержанным, если после снятия груза на поясе не окажется повреждений.

107.Пределы взрываемости углеводородных газов.

108.Проведение газоопасных работ.

Газоопасные работы, перечисленные в п. 6.1, должны выполняться под руководством специалиста или руководителя, за исключением присоединения или отсоединения без применения сварки отдельных бытовых газовых приборов и аппаратов, ввода в эксплуатацию индивидуальных баллонных установок, проведения ремонтных работ без применения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром не более 50 мм, наполнения СУГ резервуаров и баллонов в процессе эксплуатации, ремонта, осмотра и проветривания колодцев, проверки и откачки конденсата из конденсатосборников, слива неиспарившихся остатков СУГ из резервуаров и баллонов, заправки газобаллонных автомашин, а также технического обслуживания внутренних газопроводов и газоиспользующих установок, в том числе ГНС, ГНП, АГЗС СУГ и установок СУГ.

Руководство указанными работами в виде исключения допускается поручать наиболее квалифицированному работнику.

109.Какие светильники должны применяться при работе внутри сосуда?

При работе внутри сосуда (внутренний осмотр, ремонт, чистка и т.п.) должны применяться безопасные светильники напряжением не выше 12 В, а при взрывоопасных средах - во взрывобезопасном исполнении. При необходимости должен быть произведен анализ воздушной среды на отсутствие вредных или других веществ, превышающих предельно допустимые концентрации.

110.Кем подается напряжение на установку?

111.Огневые работы.

Работы, связанные с применением открытого огня.

112.Обеспечение места проведения огневых работ первичными средствами пожаротушения.

Места проведения огневых работ следует обеспечивать первичными средствами пожаротушения (огнетушитель, ящик с песком и лопатой, ведром с водой).

113.Проведение огневых работ на территории резервуарного парка.

Составить наряд допуск на огневые работы,

114.Проведение газосварочных работ в помещении ГРП.

5.7. Выполнение в помещении ГРП газосварочных и других работ, связанных с применением открытого огня, разрешается в исключительных случаях при соблюдении требований, установленных в нормативных документах по обеспечению безопасного проведения таких работ, под непосредственным руководством специалиста, по наряду-допуску на огневые работы и специальному плану, утвержденному главным инженером организации.

115. Типы сальниковой набивки (АГ, АГИ, АП- 31).

116. Замена сальниковой набивки на центробежных насосах.

117. Маркировка запорно-регулирующей арматуры.

Задвижка

С уплотнением металла по металлу З М Х Х - Х Х х Х Х Х

С уплотнительной смазкой и подачей

принудительным способом – не обозначается

автоматическим способом – А

Модификация задвижки:

одношиберная – не обозначается

двухшиберная – Д

Условный проход (мм)

С пневмоприводом – П

Рабочее давление, МПа (кгс/см²)

Исполнение по составу скважинной среды:

для среды, содержащей коррозийные примеси Н₂ S и СО₂

до 0,003% по объему каждого – не обозначается;

для среды с содержанием СО₂ до 6% по объему – К1;

для среды с содержанием Н₂ S и СО₂ до 6% по объему каждого – К2 и К2И

нагнетательных скважин – Н

Кран К П П С - Х Х Х

Пробковый

Проходной

Со смазкой

Условный проход (мм)

Рабочее давление, МПа (кгс/см)

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: