Файл: Методическое пособие для подготовки по профессии Оператор товарный.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 557
Скачиваний: 49
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
30
3.Порядок оформления документов на прием и сдачу
товарной нефти.
При приеме и сдаче партии нефти на ПСП определяют ее массу и значения показателей качества нефти. По их результатам оформляют Акт приема-сдачи нефти (приложения Б, В, Г, Д, Е) и
Паспорт качества нефти (приложения Ж, И, К, Л). Кроме того, при отгрузке нефти морским, речным и железнодорожным транспортом оформляют коносамент и накладную в соответствии с правилами, установленными на этом транспорте. Сведения, отраженные в коносаменте и в железнодорожных накладных, соответствуют данным в Актах приёма-сдачи.
Должностных лиц, ответственных за прием-сдачу нефти, составление и подписание актов приёма-сдачи нефти, назначают приказами руководителей сдающей и принимающей нефть сторон.
Образцы подписей ответственных лиц хранят в бухгалтериях сдающей и принимающей нефть сторон.
Полномочия должностных лиц оформляют доверенностями.
Подлинники доверенностей или нотариально заверенные копии находятся у представителей сдающей и принимающей сторон.
Понятие коносамента пришло к нам из Европы. В переводе с английского слово
«сonsignment» означает груз, товар, отправление. Простыми словами, это документ, который подтверждает факт заключения договора о доставке и право владения перевозимым товаром. Оформляется перевозчиком и передается собственнику товара после отгрузки.
4.Назначение, устройство, принцип работы сифонных
кранов в резервуарах.
Кран сифонный (далее по тексту – кран) входит в состав оборудования вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефтепродуктов и предназначается для забора и спуска отстоявшейся воды. Краны выпускаются двух типоразмеров: КС–
31 50 и КС–80 и имеют два исполнения: - с клиновой задвижкой (КС-
80К); - шаровым краном (КС-50 и КС-80).
Кран сифонный КС состоит из следующих основных частей: крана шарового проходного (или клиновой задвижки) 6, трубы горизонтальной, отвода 2, грунд-буксы , переходника, ручки 5 и кожуха с защелкой.
Кран шаровый может быть как фланцевого исполнения, так и муфтового.
Горизонтальная труба в сборе с втулкой сальника, корпусом сальника, фланцем и ручкой является затвором, который укрепляется на стенке резервуара через приваренный к ней фланец.
С наружной стороны затвора крепится кран шаровый проходной
(или клиновая задвижка), а с внутренней стороны — отвод.
С помощью ручки горизонтальная труба вращается вместе с отводом и в соответствии с метками на втулке сальника занимает три положения:
- рабочее, когда отвод обращен вниз: происходит сброс отстоявшейся под нефтепродуктами воды;
- промывки, когда отвод обращен вверх: осуществляется сброс воды, находящейся в отводе;
- нерабочее. когда отвод расположен горизонтально.
В нерабочем состоянии затвор вместе с шаровым краном закрывается кожухом и фиксируется защелкой.
5.Индивидуальные средства защиты рабочих.
Классификация СИЗ в России устанавливается ГОСТ 12.4.011-
89[2], где в зависимости от назначения они подразделяются на 10 классов, которые, в свою очередь, в зависимости от конструкции подразделяются на типы:
Одежда специальная защитная (тулупы, пальто, полупальто, накидки, халаты и т. д.)
Средства защиты рук (рукавицы, перчатки, наплечники, нарукавники и т. д.)
Средства защиты ног (сапоги, ботинки, туфли, бахилы, тапочки и т. д.)
32
Средства защиты глаз и лица (защитные очки, щитки лицевые и т. д.)
Средства защиты головы (каски, шлемы, шапки, береты и т. д.)
Средства защиты органов дыхания (противогазы, СИЗОД, самоспасатели и т. д.)
Костюмы изолирующие (пневмокостюмы, скафандры и т. д.)
Средства защиты органов слуха (защитные наушники, вкладыши, шлемы и т. д.)
Средства защиты от падения с высоты (страховочные привязи, стропы с амортизатором и без, анкерные линии, блокирующие устройства и др.)
Средства защиты кожных покровов
Билет №4
1. Требование к качеству товарной нефти.
Качество нефти - совокупность свойств, обеспечивающих их пригодность для использования по назначению
Показатель качества – количественная характеристика одного или нескольких свойств продукции, составляющих его качество.
Уровень качества - относительная характеристика качества, основанная на сравнении значений показателей качества оцениваемой продукции с базовыми значениями.
Показатели качества товарной нефти качество нефти, удовлетворяющее требованиям НПЗ, должно соответствовать ТУ-39-1623-93 «Нефть российская».
Некоторые показатели качества
Показатель
Группа нефти 1
Группа нефти 2
33
Группа нефти 3
Метод испытаний, погрешность %
Содержание воды, %, не более
0,5 – 1группа
1 – 2группа
1 – 3группа
ГОСТ 2477-65,6,0
Содержание хлористых солей, мг/л, не более
100 – 1группа
300 - 2группа
800 – 3группа
ГОСТ 21534-76, 10,0
Содержание мех. примесей, %, не более
0,05- 1группа
0,05 – 2группа
34 0,05 – 3группа
ГОСТ 6370-83, 20,0
Давление насыщенных паров, Па, не более (ГОСТ
1756-52)
66650 -1группа
66650 -2группа
66650 -3группа
СТ СЭВ 3654-82
2. Техническое обслуживание насосов НБ – 125.
Применение в буровых установках насосов большой мощности с высоким давлением нагнетания повысило требования к их техническому обслуживанию. Во время эксплуатации буровых насосов необходимо помнить, что при высоком давлении нагнетания бурового раствора (промывочной жидкости) дефекты в насосе или его обвязке могут быть причинами серьезных аварий и несчастных случаев.
Только при строгом соблюдении режимов работы насосов, условий их эксплуатации, предусмотренных инструкцией, и при обеспечении правильного и своевременного обслуживания можно обеспечить их надежность и безопасность.
Предпусковые работы после монтажа бурового насоса (рис. 11) начинаются с проверки горизонтальности размещения насоса на основании, так как перекос насоса может привести к быстрому выходу из строя крейцкопфа и его направляющих. Перед пуском
35 бурового насоса необходимо произвести осмотр состояния клиновых ремней, а также надежность ограждения всех передач.
Осмотр скрытых узлов бурового насоса производят путем вскрытия соответствующих крышек и люков. Состояние клапанов и их уплотнений проверяют вскрытием клапанной крышки.
Цилиндры и поршни проверяют размонтировав цилиндровые крышки. Осмотр движущихся частей насоса производят через соответствующие люки насоса. Контролируют наличие и состояние масла в ванне; проверяют крепление всех узлов.
Пневматические компенсаторы должны быть заполнены азотом или воздухом под давлением, указанным в инструкции по эксплуатации.
Пробный пуск насоса производят при полностью открытой пусковой задвижке. Если насос установлен выше приемной емкости, то перед пуском полости насоса над всасывающим клапаном заполняют водой. В начале работы насоса через открытые люки проверяют поступление смазки на крейцкопфы и штоки, после чего люки закрывают. После проверки работы насоса вхолостую производят пуск его под нагрузкой.
Во время эксплуатации бурового насоса контролируют с помощью приборов состояние его узлов. Давление нагнетания определяют по манометру. Оно не должно превышать допустимую величину, соответствующую установленным цилиндровым втулкам. Подачу насоса контролируют по расходомеру.
Работу клапанов и цилиндров контролируют по стуку.
Появление чрезмерного стука свидетельствует о ненормальной работе этих узлов. Стук может возникнуть при нарушении соединений штока с поршнем или крепления цилиндровых втулок.
Подшипники и направляющие крейцкопфа должны работать без стука. Их нагрев выше 70 °С не допускается.
В процессе эксплуатации бурового насоса необходимо систематически контролировать течь жидкости через контрольные отверстия в гидравлической и клапанной коробках. Течь жидкости указывает на износ уплотнительных устройств и на необходимость их замены. Появление глухих ударов в насосе и в нагнетательном трубопроводе объясняется отсутствием сжатого газа в
36 компенсаторах из-за утечек через неплотности в соединениях.
Выявленные дефекты должны быть устранены, иначе дальнейшая эксплуатация насоса приведет к его отказу.
3.
1 2 3 4 5 6 7 8
В каких случаях действующий резервуар должен быть
немедленно выведен из работы и освобожден от нефти.
Основные неисправности
(виды дефектов) стальных резервуаров следующие: коррозионный износ элементов конструкций резервуаров
(днищ, стенок, крыш); деформации геометрической формы резервуаров (хлопуны днищ, вмятины и выпучины корпусов, осадка оснований); дефекты сварных швов (отпотины, свищи, трещины, непровары).
При выводе резервуара из эксплуатации выполняют следующие работы: отключают резервуар от технологической обвязки; проверяют герметичность задвижек; отключают электропитание электроприводов задвижек; вывешивают предупреждающие плакаты в местах возможного доступа к открытию задвижек (кнопки управления, штурвал и т. д.); откачивают остатки нефти; устанавливают заглушки на фланцевые соединения приемо- раздаточных патрубков, газовой обвязки, а также подводящих трубопроводов системы защиты от превышения давления.
Отключение резервуара от технологической обвязки производится путем закрытия задвижек на приемо-раз- даточных патрубках. Критерием их герметичности является отсутствие поступления нефти в резервуар. Об этом судят на основании результатов замера уровня нефти в резервуаре с помощью замерной рулетки через каждый час в течение 3 часов.
Отключение электропитания приводов задвижек производится путем размыкания соединения кабеля и электропривода.
Отсоединенный кабель изолируется. На кнопках управления вывешиваются плакаты «Не включать! Работают люди».
Откачка остатков нефти из резервуара производится через
37 сифонный кран в соседний резервуар. Для этого собирается временная трубопроводная обвязка, перекачку по которой ведет передвижной насосный агрегат. Для увеличения полноты откачки нефти мертвый остаток «поднимают» на водяную подушку таким образом, чтобы уровень воды достигал нижней образующей приемо-раздаточного патрубка.
Далее разбалчивают фланцевые соединения приемораздаточных патрубков (а также газовой обвязки и подводящих трубопроводов системы защиты от превышения давления - если они есть) и устанавливают на них заглушки с прокладками со стороны резервуара, создавая видимый разрыв с технологическим трубопроводом.
4. Какие надписи наносятся на резервуары?
Расположение символики и надписей на резервуаре
ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки 12 м
Резервуар вертикальный стальной для хранения нефти, статического отстоя строительным номиналом
5000 м3 окрашивается в белый цвет (RAL 9003).
Блок надписей – «Транснефть» синего цвета (RAL 5005), логотип ОАО «АК «Транснефть» с использованием синего (RAL
5005) и красного (RAL 3020) цвета, «Транснефть» синего цвета
(RAL 5005) – наносятся на противоположных сторонах резервуара.
Номер резервуара, выполненный синим цветом (RAL 5005), наносится на противоположных сторонах резервуара под круглым элементом логотипа.
Надпись
«Нефть»
(«Нефтепродукт») выполняется черным цветом (RAL 9004), наносится на противоположных сторонах резервуара под номером резервуара.
Надпись «Огнеопасно», выполненная красным цветом (RAL 3020), наносится на противоположных сторонах резервуара под надписью
«Нефть» («Нефтепродукт»). Номер резервуара, надпись «Нефть»
(«Нефтепродукт»), «Огнеопасно» выполняются шрифтом Franklin
Gothic Demi.
38
Расположение фирменной символики и надписей на резервуаре
ОАО «АК «Транснефть» определяется на месте производства работ с учетом смонтированных конструкций, оборудования резервуара и вида спереди на основной вход в резервуарный парк.
Площадь покраски: синим цветом (RAL 5005) – 46 м2, красным цветом (RAL 3020) –
29 м2, черным цветом Нефть (RAL 9004) – 4,63 м2,
Нефтепродукт (RAL 9004) – 9,07 м2
Расположение символики и надписей на резервуаре ОАО «АК
«Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки
12 м и диаметром 22,8 м приведено а) общий вид расположения символики и надписей
Расположение символики и надписей на резервуаре для хранения нефти ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки 12 м б) общий вид расположения символики и надписей
Расположение символики и надписей на резервуаре для хранения нефтепродукта ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки 12 м в) размеры символики и надписей
Расположение символики и надписей на резервуаре для хранения нефти ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки 12 м г) размеры символики и надписей
Расположение символики и надписей на резервуаре для хранения нефтепродукта ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки 12 м д) размеры графического элемента «эллипс»
Рисунок Г.1, лист 5 – Расположение символики и надписей на резервуаре ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки 12 м
Расположение символики и надписей на резервуаре
ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки 15 м
Резервуар вертикальный стальной для хранения нефти,
39 статического отстоя строительным номиналом
5000 м3 окрашивается в белый цвет (RAL 9003).
Блок надписей – «Транснефть» синего цвета (RAL 5005), логотип ОАО «АК «Транснефть» с использованием синего (RAL
5005) и красного (RAL 3020) цвета, «Транснефть» синего цвета
(RAL 5005) – наносятся на противоположных сторонах резервуара.
Номер резервуара, выполненный синим цветом (RAL 5005), наносится на противоположных сторонах резервуара под круглым элементом логотипа.
Надпись
«Нефть»
(«Нефтепродукт») выполняется черным цветом (RAL 9004), наносится на противоположных сторонах резервуара под номером резервуара.
Надпись «Огнеопасно», выполненная красным цветом (RAL 3020), наносится на противоположных сторонах резервуара под надписью
«Нефть» («Нефтепродукт»). Номер резервуара, надпись «Нефть»
(«Нефтепродукт»), «Огнеопасно» выполняются шрифтом Franklin
Gothic Demi.
Расположение фирменной символики и надписей на резервуаре
ОАО «АК «Транснефть» определяется на месте производства работ с учетом смонтированных конструкций, оборудования резервуара и вида спереди на основной вход в резервуарный парк.Площадь покраски: синим цветом (RAL 5005) – 55 м2, красным цветом (RAL
3020) – 35 м2, черным цветом Нефть (RAL 9004) – 5,34 м2,
Нефтепродукт (RAL 9004) – 10,47 м2
Г.2.2 Расположение символики и надписей на резервуаре ОАО
«АК «Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки 15 м и диаметром 20,92 м приведено на рисунке Г.2.
Расположения символики и надписей на резервуаре для хранения нефти ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом
5000 м3 с высотой стенки 15 м.
Расположения символики и надписей на резервуаре для хранения нефтепродукта ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом 5000 м3 с высотой стенки 15 м.
Расположения символики и надписей на резервуаре для хранения нефти ОАО «АК «Транснефть» строительным номиналом
5000 м3 с высотой стенки 15 м.