Б.2.7. (май 2021 г.) Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы

© Ответы и ссылки на НТД подготовлены командой Testsmart. Тема включает в себя 126 вопросов.

Б.2.7. (май 2021 г.)

300.00 руб.
В корзину

Пример билета

Билет 1

Вопрос:

Куда должны быть переданы материалы фактического положения трубопровода (исполнительная съемка) с привязкой охранных зон входящих в его состав коммуникаций и объектов?
А) В местные органы власти и управления.
Б) В территориальные органы Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий..
В) В территориальные органы Ростехнадзора.
Г) Заинтересованным предприятиям, организациям и учреждениям по их просьбе.
Комментарии:

ПОМТ  № 9  п. 1.4. Материалы фактического положения трубопровода (исполнительная съемка)с привязкой охранных зон входящих в его состав коммуникаций и объектов должныбыть переданы в соответствующие местные органы власти и управления длянанесения их на районные карты землепользования.

Местные органы власти  и управления выдают сведения о местонахождении трубопровода заинтересованным предприятиям, организациям и учреждениям по их просьбам.

Вопрос:

На каком расстоянии производится установка опознавательных знаков обозначения трассы магистрального трубопровода?
А) В пределах прямой видимости.
Б) В пределах прямой видимости, но не реже чем через 200 метров.
В) В пределах прямой видимости, но не реже чем через 400 метров и на углах поворота.
Г) В пределах прямой видимости, но не реже чем через 500 метров и на углах поворота.
Комментарии:

ПОМТ № 9 п. 3.1. Трассы трубопроводов обозначаются опознавательными знаками (со щитами-указателями) высотой 1,5 - 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500 м, и на углах поворота.

Вопрос:

Какая информация не приводится на щите-указателе опознавательного знака обозначения трассы магистрального трубопровода?
А) Местоположение оси трубопровода от основания знака.
Б) Разрешенное рабочее давление трубопровода.
В) Привязка знака (км, пк) к трассе.
Г) Размеры охранной зоны.
Комментарии:

ПОМТ № 9    п. 3.1.На щите-указателе должны быть приведены:

наименование трубопровода или входящего в его состав сооружения и его техническая характеристика;

местоположение оси трубопровода от основания знака;

привязка знака (км, пк) к трассе;

размеры охранной зоны;

телефоны и адреса диспетчерской и аварийной служб производственного подразделения предприятия трубопроводного транспорта, эксплуатирующего данный участок трубопровода.

Вопрос:

За какое время до начала проведения в охранных зонах работ, требующих присутствия представителя предприятия трубопроводного транспорта, юридические или физические лица, имеющие намерение проводить работы, обязаны пригласить этого представителя на место производства работ?
А) Не менее чем за 2 суток.
Б) Не менее чем за 5 суток.
В) Не менее чем за 5 рабочих дней.
Г) Нормативными документами не регламентируется.
Комментарии:

ПОМТ № 9    п. 4.5. Предприятиям трубопроводного транспорта разрешается:

б) Предприятиям трубопроводного транспорта разрешается устройство в пределах охранной зоны шурфов для проверки качества изоляции трубопроводов и состояния средств их электрохимической защиты от коррозии и производство других земляных работ, необходимых для обеспечения нормальной эксплуатации трубопроводов, с предварительным (не менее чем за 5 суток до начала работ) уведомлением об этом землепользователя.

Вопрос:

Какие виды работ могут проводиться в охранных зонах трубопроводов без получения разрешения от предприятия трубопроводного транспорта?
А) Строительные работы не ближе 100 м от оси трубопровода в каждую сторону.
Б) Ремонтно-восстановительные и полевые сельскохозяйственные работы.
В) Размещение автотранспорта на специально подготовленной площадке.
Г) Оборудование временного полевого стана.
Комментарии:

 ПОМТ п. 5.1. Любые работы и действия, производимые в охранных зонах трубопроводов, кроме ремонтно-восстановительных и сельскохозяйственных работ, могут выполняться только по получении "Разрешения на производство работ в охранной зоне магистрального трубопровода" (приложение 1) от предприятия трубопроводного транспорта. 

Разрешение на производство работ может быть выдано только при условии наличия у производителя работ проектной и исполнительной документации, на которой нанесены действующие трубопроводы.

Вопрос:

Каким образом должны быть обозначены трассы нефтепродуктопроводов в соответствии с правилами охраны магистральных трубопроводов?
А) Трассы должны быть обозначены столбиками высотой в 1 метр от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, на углах поворота, водных и воздушных переходах, а также при пересечении трубопроводом шоссейных и железных дорог.
Б) Трассы должны быть обозначены предупреждающими знаками в пределах прямой видимости, но не реже чем через 1,5 км, на углах поворота, водных и воздушных переходах, а также при пересечении трубопроводом шоссейных и железных дорог.
В) Трассы должны быть обозначены опознавательными знаками (со щитами-указателями) высотой 1,5-2 метра от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500 м, и на углах поворота.
Г) Трассы должны быть обозначены предупреждающими знаками высотой 2,5 метра от поверхности земли в пределах видимости, на водных и воздушных переходах - столбиками высотой 1,5-2 метра.
Комментарии:

ПОМТ п.3.1. Трассы трубопроводов обозначаются опознавательными знаками (со щитами-указателями) высотой 1,5-2 метра от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже, чем через 500 м, и на углах поворота.

Установка опознавательных знаков трубопроводов оформляется совместным актом предприятия трубопроводного транспорта и землепользователя.

На щите-указателе должны быть приведены:

наименование трубопровода или входящего в его состав сооружения и его техническая характеристика;

местоположение оси трубопровода от основания знака;

привязка знака (км, пк) к трассе;

размеры охранной зоны;

телефоны и адреса диспетчерской и аварийной служб производственного подразделения предприятия трубопроводного транспорта, эксплуатирующего данный участок трубопровода.

Допускается установка щитов-указателей на опорах ЛЭП, линий связи, проходящих параллельно трубопроводу, и контрольно-измерительных колонках (КИК)*1.

_____

*1. Сроки приведения трасс действующих трубопроводов в соответствие с указанными требованиями устанавливаются органами управления магистральным трубопроводным транспортом.

Вопрос:

Какой вид работ относится к частичному диагностированию стальных резервуаров?
А) Вывод из эксплуатации и опорожнение резервуара.
Б) Очистка и дегазация резервуара.
В) Обследование резервуара с наружной стороны без выведения из эксплуатации.
Г) Обследование резервуара после вывода из эксплуатации.
Комментарии:

РД 08-95-95 п. 1.4. Система технического диагностирования включает в себя два уровня проведения работ:

- частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны (без выведения его из эксплуатации);

- полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

Допускается проведение полного обследования на одном резервуаре-представителе выборочно из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет, в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, примененные материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации); на остальных резервуарах этой группы проводится обследование.

Возможно частичное обследование опорожненных резервуаров с внутренней стороны, если они снаружи покрыты изоляцией.

Вопрос:

На кого возлагается организация проведения работ по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов?
На владельца резервуаров
На изготовителя
На специализированную организацию
Комментарии:

РД 08-95-95 

2.1. Организация проведения работ по техническому диагностированию возлагается на владельца резервуаров.

Владелец резервуаров обязан представить всю необходимую техническую и технологическую документацию организации, выполняющей обследование.

2.2. Работы по техническому диагностированию выполняются организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией на контроль и оценку конструкций, а также имеют обученных и аттестованных в установленном порядке специалистов.

Вопрос:

Какие из перечисленных сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны подвергаться первоочередному техническому обследованию?
Все резервуары
Находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии
Находящиеся в эксплуатации более 10 лет
Комментарии:

 РД-08-95-95  

3.4. Алгоритм диагностирования резервуара определяется в зависимости от его технического состояния, длительности эксплуатации, вида хранимого продукта.

Первоочередному обследованию, как правило, должны подвергаться резервуары:

находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;

изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой;

находящиеся в эксплуатации более 20 лет;

в которых хранятся высококоррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.

Вопрос:

С какой периодичностью проводится полное обследование сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, отработавших расчетный срок службы?
Не реже одного раза в 5 лет
Не реже одного раза в 10 лет
Не реже одного раза в 15 лет
Комментарии:

РД 08-95-95

3.6. Полное обследование проводится не реже одного раза в 10 лет и включает следующие этапы:

3.6.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар.

3.6.2. Анализ конструктивных особенностей резервуара; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых  и сложных условиях элементов резервуара.

3.6.3. Составление программы обследования.

3.6.4. Натурное обследование резервуара:

визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши);

измерение толщины поясов стенки, кровли, днища, понтона (плавающей крыши);

измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

проверка состояния понтона (плавающей крыши);

проверка состояния основания и отмостки.

3.6.5. Контроль ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами дефектоскопии, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам визуального осмотра.

3.6.6. Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.

Вопрос:

Какой из перечисленных этапов обследования не относится к частичному наружному обследованию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов в пределах расчетного срока службы?
проверка состояния основания и отмостки
проверка состояния понтона (плавающей крыши)
измерение геометрической формы стенки и нивелирование наружного контура днища;
проверка состояния основания и отмостки.
Комментарии:

РД 08-95-95

3.6. Полное обследование проводится не реже одного раза в 10 лет и включает следующие этапы:

3.6.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар.

3.6.2. Анализ конструктивных особенностей резервуара; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых  и сложных условиях элементов резервуара.

3.6.3. Составление программы обследования.

3.6.4. Натурное обследование резервуара:

визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши);

измерение толщины поясов стенки, кровли, днища, понтона (плавающей крыши);

измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

проверка состояния понтона (плавающей крыши);

проверка состояния основания и отмостки.

3.6.5. Контроль ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами дефектоскопии, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам визуального осмотра.

3.6.6. Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.

Вопрос:

Какой из перечисленных этапов обследования не относится к полному обследованию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов в пределах расчетного срока службы? Укажите все правильные ответы.
измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;
проверка состояния понтона (плавающей крыши);
проверка состояния основания и отмостки.
наличие в металле и сварных соединениях дефектов, возникших при изготовлении, монтаже, ремонте или эксплуатации, развитие которых может привести к разрушению элементов резервуара;
Комментарии:

3.6. Полное обследование проводится не реже одного раза в 10 лет и включает следующие этапы:

3.6.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар.

3.6.2. Анализ конструктивных особенностей резервуара; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых  и сложных условиях элементов резервуара.

3.6.3. Составление программы обследования.

3.6.4. Натурное обследование резервуара:

визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши);

измерение толщины поясов стенки, кровли, днища, понтона (плавающей крыши);

измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

проверка состояния понтона (плавающей крыши);

проверка состояния основания и отмостки.

3.6.5. Контроль ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами дефектоскопии, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам визуального осмотра.

3.6.6. Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.

Вопрос:

В каком случае допускается разрабатывать общую индивидуальную программу на группу сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов при проведении работ по техническому диагностированию?
На группу резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях
Не допускается
Допускается в любых случаях
Комментарии:

РД 08-95-95

3.1.1. На основе типовой программы на каждый резервуар (или группу резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях) разрабатывается индивидуальная программа. При этом необходимо учитывать конкретные условия эксплуатации, имевшиеся ранее повреждения конструкций и выполненные работы по ремонту или реконструкции.

Индивидуальные программы обследования резервуаров разрабатываются организацией, выполняющей обследование.

Вопрос:

С какой периодичностью проводится полное обследование сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов в пределах расчетного срока службы?
не реже одного раза в 8 лет
не реже одного раза в 10 лет
не реже одного раза в 15 лет
не реже одного раза в 20 лет
Комментарии:

3.6. Полное обследование проводится не реже одного раза в 10 лет и включает следующие этапы:

Вопрос:

Какое из перечисленных требований при проведении натурного обследования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов указано верно?
оценка физико-механических свойств и структуры металла;
определение необходимости оценки механических свойств материала и его структуры (методами неразрушающего контроля или лабораторного исследования);
визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши);
Комментарии:

РД 08-95-95

3.6.4. Натурное обследование резервуара:

визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши);

измерение толщины поясов стенки, кровли, днища, понтона (плавающей крыши);

измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

проверка состояния понтона (плавающей крыши);

проверка состояния основания и отмостки.

Вопрос:

С какой периодичностью проводится частичное наружное обследование сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов в пределах расчетного срока службы?
не реже одного раза в 5 лет
не реже одного раза в 8 лет
не реже одного раза в 10 лет
не реже одного раза в 15 лет
Комментарии:

РД 08-95-95

3.5. Частичное наружное обследование проводится не реже одного раза в 5 лет и включает следующие этапы:

Вопрос:

Износ каких из перечисленных элементов сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов может превышать 30%?
износ листов кровли
износ несущих конструкций кровли
износ металлоконструкций
Комментарии:

8.11. Предельно допустимый износ несущих конструкций кровли (ферм, прогонов, балок, связей), а также окрайков днища и коробов понтона (плавающей крыши) не должен превышать 30% проектной величины, если сохраняется их расчетная несущая способность.

Вопрос:

Какая величина нормативного расчетного срока службы сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов принимается в случае, если нормативный расчетный срок службы отсутствует в нормативно-технической документации, паспорте или инструкции по эксплуатации?
10 лет
15 лет
20 лет
25 лет
Комментарии:

3.3. Алгоритм оценки технического состояния резервуаров предусматривает содержание и последовательность этапов проведения работ в целях:

установления возможности безопасной эксплуатации;

определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов или после исчерпания расчетного срока службы;

разработки прогноза о возможности и условиях эксплуатации сверх расчетного срока службы, а также после аварии или повреждения отдельных конструктивных элементов.

Нормативный расчетный срок службы устанавливается автором проекта или заводом-изготовителем и указывается в нормативно-технической документации, паспорте или инструкции по эксплуатации.

При отсутствии указаний о величине нормативного расчетного срока он принимается равным 20 годам.

Вопрос:

Кем разрабатываются индивидуальные программы обследования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов при проведении работ по техническому диагностированию?
организацией выполняющей обследование
организацией, выполняющей обслуживание
организацией, выполняющей эксплуатацию
Комментарии:

РД 08-95-95

3.1.1. На основе типовой программы на каждый резервуар (или группу резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях) разрабатывается индивидуальная программа. При этом необходимо учитывать конкретные условия эксплуатации, имевшиеся ранее повреждения конструкций и выполненные работы по ремонту или реконструкции.

Индивидуальные программы обследования резервуаров разрабатываются организацией, выполняющей обследование.

Вопрос:

Какой из перечисленных терминов соответствует определению «проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент»?
Техническое диагностирование
Контроль технического состояния
Система технического диагностирования
Комментарии:

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

(ПО ГОСТ 20911-89)

4. Контроль технического состояния - проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент (виды технического состояния: исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент).

Билет 1

Билет № 1 Б.2.7. (май 2021 г.) Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы

Комментарии