Противопожарное оборудование.

Резервуары оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.

В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. При возникновении пожара тушение горящей в резервуарах нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жидкости от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуары используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров. В последнее время начинает внедряться способ подслойной подачи пены в очаг горения.

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

– местные и дистанционные измерители уровня нефти;

– сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровне нефти;

– дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре;

– местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);

– сниженный пробоотборник и др.

   Запорная арматура(задвижки) служит для полного перекры­тия сечения трубопровода, регулирующая(регуляторы давления) - для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, пре­дохранительная(обратные и предохранительные клапаны) - для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимо­го давления, а также предотвращения обратных токов жидкости.

Запорная арматура линейной части трубопроводов, устанавливается через каждые 10-30 км, предназначена, в основном, для отсекания участка трубопровода при аварии или ремонтных работах.

    Задвижкаминазываются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно (рис. 1.5) задвижка представляет собой цель­ный литой или сварной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к трубопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединенный с запорным элементом и управляемый с по­мощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения.

   По конструкции уплотнительного затвора задвижки делятся на клиновые и параллельные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают элек­троприводом (рис. 1.6).

Рис. 1.5. Задвижка 30с64нж

Рис.1.6. Задвижка стальная фланцевая с электроприводом: 1 - коробка.      

электрического включения; 2 - маховик ручного приводя. 3 - редуктор;

4 - электродвигатель; 5 - шпиндель; 6 - крышка; 7 - корпус

Система планово-предупредительных ремонтов (ППР) линейной части магистральных трубопроводов включает техническое обслуживание и плановые ремонты. В свою очередь, в техническое обслуживание входят технические осмотры линейной части магистральных нефтепроводов (МН). Технические осмотры включают: патрулирование трассы, т. е визуальное наблюдение с целью обнаружения опасных ситуаций, а также регулярные осмотры и обследования всех сооружений.

В зависимости от особенностей эксплуатируемого трубопровода, степени повреждений трассы и объектов на линейной части, износа трубопроводных систем различают следующие виды плановых ремонтов: текущий и капитальный.                                                                                                                  

Текущий ремонт выполняется для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и сооружений МН и представляет собой замену и восстановление отдельных частей его оборудования.

Капитальный ремонт выполняется для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления ресурса линейной части, оборудования и сооружений МН с заменой или восстановлением любых составных его частей, включая базовые. Капитальный ремонт нефтепроводов по характеру и технологии проведения работ подразделяется на следующие виды: с заменой трубы, с заменой изоляционного покрытия, выборочный.  

Ремонт с заменой трубы производится следующими способами:

1) путем укладки в совмещённую траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажом последнего;

2)

3) путём демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение;

Последовательность работ при ремонте с заменой труб выполняются в два этапа:

1) уточнение положения трубопровода, снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, разработка совмещённой траншеи, планировка отвала грунта со стороны движения ремонтно-строительной            колонны (РСК), сварка одиночных труб в секции на трубосварочной базе, вывоз секций труб на трассу и раскладка их на бровке траншеи, сварка секций труб в нитку, очистка, нанесение изоляционного покрытия, укладка трубопровода в траншею методом перехвата, используя мягкие полотенца, частичная засыпка уложенного трубопровода грунтом, очитка внутренней полости трубопровода, испытание на прочность и герметичность, подключение электрохимзащиты, отключение заменяемого и подключение (врезка) нового участка к  действующему нефтепроводу;

2) опорожнение, промывка заменяемого трубопровода, подъём, очистка от старого изоляционного покрытия, засыпка траншеи минеральным грунтом, укладка трубопровода, резка трубопровода на части, транспортирование труб к месту складирования, техническая рекультивация плодородного слоя почвы;