СОДЕРЖАНИЕ
|
Задание на дипломное проектирование………………………………………... |
2 |
|
Ведение…………………………………………………………………………… |
5 |
|
1 Общая часть. Обоснование необходимости капитального ремонта……….. |
8 |
|
1.1 Контроль технического состояния (техническая диагностика)…………... |
8 |
|
1.1.1 Порядок выполнения работ при наружном обследовании……………… |
13 |
|
Определение планово-высотного положения подводного перехода………… |
13 |
|
Определение состояния изоляционного покрытия и работы станции катодной защиты………………………………………………………………… |
15 |
|
Определение плановых береговых и глубинных деформаций реки в районе перехода………………………………………………………………………….. |
17 |
|
Определение состояния сооружений защиты берегов от размыва и волновых воздействий…………………………………………………………... |
18 |
|
1.1.2 Порядок выполнения работ при обследовании с применением внутритрубных средств технической диагностики…………………………… |
18 |
|
Определение планово-высотного положения подводного перехода………… |
27 |
|
Определение плотности (наличия) грунта вокруг трубы подводного перехода………………………………………………………………………….. |
29 |
|
Выявление отклонений геометрии трубы подводного перехода (гофр, вмятин, овальности) и радиуса поворота………………………………………. |
30 |
|
Изменение толщины стенки трубы подводного перехода (коррозионные повреждения, расслоения, трещины, шлаковые включения)………………… |
33 |
|
1.2 Результаты проведенной технической диагностики……………………… |
37 |
|
2 Технологическая часть………………………………………………………… |
39 |
|
2.1 Выбор способа капитального ремонта……………………………………... |
39 |
|
2.2 Производство основных работ при выбранном способе капитальном ремонте…………………………………………………………………………… |
41 |
|
2.2.1 Подготовительные работы………………………………………………... |
41 |
|
2.2.2 Очистка трубопровода…………………………………………………….. |
45 |
|
2.2.3 Разработка траншеи……………………………………………………….. |
46 |
|
2.2.4 Сварочные работы. Контроль…………………………………………….. |
48 |
|
2.2.5 Изоляционно-укладочные работы……………………………………….. |
53 |
|
2.2.6 Футеровка трубопровода………………………………………………….. |
58 |
|
2.2.7 Балластировка трубопровода……………………………………………... |
60 |
|
2.2.8 Испытание трубопровода…………………………………………………. |
62 |
|
2.2.9 Организация работ по выполнению технологического захлеста………. |
64 |
|
2.2.10 Демонтаж старого трубопровода……………………………………….. |
65 |
|
2.2.11 Берегоукрепление……………………………………………………….. |
67 |
|
3.Расчетная часть………………………………………………………………… |
69 |
|
3.1 Расчет толщины стенки трубопровода…………………………………….. |
69 |
|
3.2 Проверка толщины стенки на прочность………………………………….. |
71 |
|
3.3 Проверка толщины стенки на деформацию……………………………….. |
72 |
|
3.4 Расчет устойчивости подводного перехода………………………………... |
73 |
|
3.5 Расчет напряженного состояния трубопровода при изоляционно-укладочных работах…………………………………………………………….. |
77 |
|
4. Экологичность и безопасность проекта…………………………………….. |
80 |
|
4.1 Охрана окружающей среды при проведении капитального ремонта……. |
80 |
|
4.2 Охрана труда и техника безопасности при сварочно-монтажных работах |
81 |
|
Источники электрического тока……………………………………………….. |
81 |
|
Лучистая энергия, выделяемая дугой………………………………………….. |
83 |
|
Нагретый металл, капли и брызги металла……………………………………. |
84 |
|
Вредные газы и аэрозоли……………………………………………………….. |
85 |
|
Вибрация…………………………………………………………………………. |
87 |
|
Требования к персоналу, допускаемому к выполнению сварочных работ….. |
87 |
|
Список использованных источников…………………………………………... |
88 |
|
Приложение А…………………………………………………………………… |
91 |
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время протяженность системы нефтепродуктопроводов России составляет около 20 тыс. км и включает в себя 10 наливных пунктов, 267 нафтебаз, более 100 перекачивающих станций и резервуарные парки общей вместимостью около 4,8 млн. куб. м. Объем транспортировки нефтепродуктов составляет порядка 30 млн. тонн, в том числе не экспорт 8,3 млн. тонн.
Подавляющая часть объектов трубопроводных сетей построена в 60-80-е годы, и в настоящее время наметилась устойчивая тенденция по сокращению темпов ввода в эксплуатацию замещающих мощностей. В тоже время аварийность на объектах магистральных трубопроводов находится на высоком уровне.
По данным управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России, основными техническими причинами аварий на трубопроводном транспорте являются:
повреждение в результате внешних (случайных) воздействий – 33%;
брак, допущенный при проектировании и монтаже – 24%;
брак, допущенный в заводских условиях производства труб – 17%;
наружная коррозия – 20%;
нарушение регламента эксплуатации – 6%.
Более половины аварий на трубопроводах определённым образом связаны с накоплением повреждений в металле трубы и сварных швах. При этом развитие нарушений (трещины) происходит за счет образования, увеличения размера и слияния микротрещин в течение эксплуатации трубопровода. Поэтому при оптимальном варианте эксплуатации трубопроводов, за счет применения средств технической диагностики и своевременного ремонта, аварии по 2-4 причинам могли бы быть исключены [6]. Однако из-за недостатков нормативно-технической документации, регламентирующей определение срока безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов, заниженных объемов обследований, технического обслуживания и ремонта в России вероятность аварий на трубопроводных сетях по второй и третьей причинам, по всей видимости, будет увеличиваться. Это связано с тем, что на территории России фактический срок эксплуатации большинства магистральных трубопроводов приближается к тому моменту, когда значительно возрастает интенсивность отказов и аварий из-за естественных процессов коррозии и старения металла[14]. Поэтому совершенно очевидно, что для повышения степени безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов необходима общая концепция контроля и прогнозирования безопасных сроков службы всех потенциально опасных элементов трубопроводных систем.
В данном проекте был рассмотрен капитальный ремонт участка нефтепродуктопровода “Уфа-Омск” с заменой трубы на переходе через реку Лобановка.
Ремонтируемый участок нефтепродуктопровода расположен в Челябинской области Российской Федерации.
Район относится к 1В климатической зоны (континентальный).
Расчетная температура воздуха- минус 35°С.
Среднегодовая сумма осадков- 402 мм/год
Расчетная глубина промерзания - 150 см.
Мощность почвенно-растительного слоя-до 0.3 м.
Капремонт водного перехода НПП “Уфа-Омск” через реку Лобановка проектируется с заменой труб диаметром 377 мм на км352,20-км352,35. Рабочее давление 6,4 МПа. Капремонт включает прокладку нового трубопровода и демонтаж существующего нефтепродуктопровода на участке протяженностью 150 м.
Ширина реки в месте прохождения нефтепродуктопровода 1.0 метр, глубина- 0,2 метра. Берега пологие. Берега и дно сложены из суглинка.
Вода в речке агрессивными свойствами к бетону не обладает.
Трубы для НПП “Уфа-Омск” стальные ? 377х8 по ГОСТ 8732-78 из стали 10.
В качестве изоляционного покрытия “Пластобит-40”, состоящий из следующих элементов:
-грунтовка ГТ-760 ИН
-мастика на основе пластифицированного битума МБР-100 толщиной 3 мм
-лента поливинилхлоридная, толщиной 0,4 мм, изоляционная, без подклеивающего слоя.
-обертка защитная толщиной 0,6 мм.
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
1.1 Контроль технического состояния (техническая диагностика)
Практика эксплуатации подводных переходов (ПП) магистральных трубопроводов (МТ) показала, что для предотвращения серьезных аварий и своевременного проведения планово-предупредительного ремонта необходимо периодическое обследование их технического состояния.
Контроль технического состояния (техническая диагностика) подводного перехода осуществляется специальными целевыми проверками, обследованиями и измерениями с применением средств технической диагностики (СТД) в период эксплуатации и ремонта, а также после нормативного срока эксплуатации.
Контроль технического состояния подводных переходов магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) осуществляет эксплуатирующая организация с привлечением (при необходимости) специализированных организаций в соответствии с графиками технического обслуживания и ремонта[34].
Использование различных методов неразрушающего контроля, технологий и средств технической диагностики - один из эффективных и перспективных путей повышения надежности магистральных трубопроводов и особенно подводных переходов МНПП. Широкое внедрение диагностики способствует раннему обнаружению дефектов, своевременному их устранению, сокращению трудовых затрат и времени, необходимых для выполнения ремонтных работ[21].
При выборе той или иной технологии обследования, метода неразру тающего контроля и средств технической диагностики необходимо проводить технико-экономический анализ и определять технико-экономическую эффективность их применения.
Технико-экономический анализ и определение технико-экономической эффективности позволяют[23]:
обосновать наиболее рациональные направления и очередность использования тех или иных СТД;
выбрать наиболее экономичные варианты обследования ПП МТ и режимов его эксплуатации;
определить оптимальные варианты и рациональное применение СТД;
установить социальный эффект от внедрения СТД.
В основу применения тех или иных средств технической диагностики должен быть положен учет полезного результата применения СТД и затрат на нее. Мерой полезного результата может быть принято приращение надежности ПП МН, обусловленное устранением выявленных дефектов. Затраты на применение СТД должны учитывать не только стоимость собственно контроля и сопутствующих операций, но и убытки, связанные с возможной отбраковкой.
Основной задачей технической диагностики ПП является определение количественных и качественных зависимостей между факторами, вызывающими образование и развитие дефектов, и действительными значениями характеристик дефектов.
Специальные целевые проверки ПП должны осуществляться путем наружного обследования (обхода, облета, водолазного и приборного), а также с применением внутритрубных средств технической диагностики.
Периодичность обследования ПП устанавливается руководством эксплуатирующей переход организации.
Контролируемыми параметрами при обследовании ПП с применением внутритрубных средств технической диагностики (внутритрубных инспекционных снарядов) являются:
фактическое плановое и высотное положения ПП;
плотность (наличие) грунта вокруг трубы ПП;
диаметр (геометрия) трубы (дефекты геометрии - гофры, вмятины, овальность);
толщина стенки трубы (точечная и сплошная коррозия, трещины, расслоения и другие дефекты).
Результатом контроля технического состояния ПП должна быть оценка фактического состояния и составление графика планово-предупредительного ремонта (ППР) по поддержанию ПП на проектном уровне в процессе эксплуатации за счет своевременного осуществления технического обслуживания и ремонта. Работы по контролю технического состояния основной нитки ПП с помощью внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) проводятся совместно с обследованием линейной части участка МНПП, в состав которого входит ПП. Работы по контролю за техническим состоянием резервной (резервных) нитки ПП проводятся отдельно, если на резервной нитке имеются камеры пуска и приема очистных и диагностических устройств[23].
Контролируемые параметры, способы и методы контроля, периодичность выполнения работ, результаты обследования ПП определяются в соответствии с [23| и другими нормативно-техническими документами.
Таблица 1.1 - Контролируемые параметры, способы и методы контроля, периодичность выполнения работ, результаты обследования ПП
|
Контроли-руемый параметр |
Существую-щие способы и методы контроля |
Периодич-ность контроля |
Размеры границ съемки |
Результаты обследования (что определяется) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Определе-ние плано-вово-сотно-го положе-ния |
Визуально-оптический, водолазное обследование, внутритруб-ным диагнос-тическим |
На судоход-ных реках – ежегодно (после па-водкового периода), в предремонт |
В длину 50 м выше и ниже створа ПП, в ширину 50 м от берегов вдоль трубо-провода. Не- |
Координаты трас-сы ПП, толщина слоя грунта над трубопроводом, длина провиса (при необходимости), |
Продолжение таблицы 1.1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
прибором, гидроакусти-ческим зон-дированием |
ный пери-од, на ос-тальных – по необхо-димости в соответст-вии с[23] |
зависимо от границ топо-графической съемки необ-ходимо вклю-чить в съемку точки плано-во-высотного съемочного обоснования |
Предельно до-пустимое давление для размытых и провисших участ-ков |
|
Определе-ние корро-зионного состояния ПП и сос-тояния изо-ляционного покрытия |
Визуально в шурфах, ис-кателями пов-реждений изоляцион-ного покрытия |
Каждые 5 лет [21]. Предремонтные обсле-дования |
В границах ПП
|
Наличие сквозных дефектов изоля-ции, значение за-щитной разности потенциалов тру-ба-земля |
|
Выявление отклонений геометрии |
Внутритруб-ное диагнос-ическое об следование - пропуск про-филемера |
В соответст-вии с [23] |
Совместно с линейной частью участ-ка для основ-ной нитки ПП, для резервной нитки - в границах ПП |
Размеры гофр, вмятин, выпук-лостей, разность диаметра труб (овальность), радиусы поворотов |
|
Изменение Толщины |
Внутритруб- ное диагнос- |
То же |
То же |
Коррозионные Повреждения сте- |
Продолжение таблицы 1.1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Стенки тру- бы |
тическое об- следование- пропуск де-фектоскопов |
|
|
нок трубы, трещины, царапины, за-зубрины, задиры, расслоения |
|
Герметич-ность и це-лостность трубопро-вода |
Комбинированный (ультра-звуковой и вибрацион-ный с по-мощью сейс-модатчиков |
Постоян-ный мони-торинг (обходчик) |
В границах ПП
|
Давление, аварийный порыв трубы, наличие утечек из ПП |
|
Определение плановых и глубинных деформаций реки в районе ПП |
Статистические данные, приборный, геодезический, аналитический расчет |
Через 3 года |
В длину 100 м выше и ниже створа ПП, в ширину - не более 300 м от урезов в глубь берегов до за-порной арма-туры |
Возможный про-филь размыва |
|
Определение состояния сооружений защиты бе-регов от раз-мывов и вол-новых воз |
Визуальный, приборный (те-левизионный), водолазное обследование |
После павод-ка и ливне-вых дождей, а также по графику пат-рулирования ежемесячно |
В длину 100 м выше и ниже створа ПП, в ширину 50 м от урезов в глубь берегов |
Рельеф берегоук-репительных сооружений, их состояние
|
Продолжение таблицы 1.1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
действий |
|
|
|
|
|
Запорно - ре-гулирующая арматура с примыкаю-щими бере-говыми участ-ками трассы ПП (на ПП, имеющем бе-реговые зад-вижки любого исполнения) |
Наружное обследование |
2 раза в год перед и пос-ле капиталь-ного ремонта |
Береговые задвижки |
Глубина залегания примыкающего к арматуре трубо-провода, высотное положение арма-туры и опорного фундамента |
Порядок выполнения работ при наружном обследовании
Определение планово-высотного положения подводного перехода
Определение планово-высотного положения основных и резервных ниток ПП заключается в нахождении оси ПП (створа перехода), закреплении ее на местности (или на льду) вехами или буйками на воде. Рекомендуемые расстояния между точками для установки створных вех, буйков в зависимости от ширины водоема имеют следующие значения[23]:
Ширина водоема, м Расстояние между створными вехами, м
До 100 5
5-50
1000-2000 50-100
Свыше 2000 100
Основной створ ПП должен совпадать с осью перехода. Для определения рельефа дна намечаются вспомогательные створы выше и ниже по течению. Точки закрепления промерных створов должны быть привязаны к точкам планово-высотного съемочного обоснования.
Планово-высотное съемочное обоснование создается построением съемочных триангуляционных сетей, положением теодолитных и мензульных ходов, прямыми, обратными, комбинированными засечками, геометрическим и тригонометрическим нивелированием.
Высотное съемочное обоснование (высотная съемка) создается ходами технического нивелирования, прокладываемыми между пунктами высотной основы. В высотном отношении привязка реперов выполняется в Балтийской системе высот.
Пространственное положение оси ПП определяется по основному промерному створу с помощью приборов, эхолотов, а также наметкой или ручным и механическим лотом (с гидрометрическим грузом, на лебедке со счетчиком). Отсчеты при измерении глубин должны производиться с точностью не менее:
0,1 м при глубинах до 10 м;
0,2 м при глубинах от 10 до 20 м;
0,5 м при глубинах свыше 20 м.
Расстояния между промерными точками при определении планово-высотного положения коммуникации в зависимости от ширины водоема имеют следующие значения:
Ширина водоема, м Расстояние между промерными точками, м
До 300 5
10
Свыше 1000 20
Высотное положение размытых участков ПП при глубинах водоема менее 6 м и скорости течения менее 0,5 м/с (при отсутствии специальных устройств для определения глубины залегания ПП) устанавливается с помощью футштока или промерной рейки с поверхности воды или льда реки.
Промеры со льда производятся ручным лотом со стальным лотлинем. Также допускается измерение глубины в лунках гидроакустическими средствами, рассчитанными для работы при отрицательной температуре.
Измерение глубин через лед без лунок возможно проводить гидроакустическими средствами. Для измерения глубин через лед выбирают участки с ровной поверхностью льда.
Определение состояния изоляционного покрытия и работы станции катодной защиты
Как известно, основными критериями коррозионной опасности являются [9]:
скорость коррозии (остаточная скорость коррозии) и разность потенциалов труба—земля для ПП, обеспеченных электрохимической защитой;
коррозионная активность грунта;
естественный потенциал труба—земля;
состояние изоляционного покрытия, характеризующееся переходным сопротивлением труба – земля;
значение адгезии покрытия и наличие сквозных дефектов в последнем для ПП, на которых длительное время отсутствовала ЭХЗ или не поддерживался минимальный защитный потенциал.
При обследовании коррозионного состояния ПП выполняются следующие работы:
сбор и анализ статистических данных об условиях эксплуатации обследуемого ПП (в том числе сведения о работе средств ЭХЗ и значении защитной разности потенциала за весь срок службы ПП);
предварительное выявление коррозионно-опасных участков ПП в пойменной части путем анализа статистических данных;
проведение электрометрических измерений на трассе обследуемого ПП;
обследование состояния изоляции ПП искателем повреждения изоляции
шурфование (размывы) по месту обнаружения дефектов в изоляционном покрытии для оценки общего состояния изоляции и тела трубы;
выявление мест повреждений изоляции при определении продольного и вертикального градиентов потенциала;
определение значения адгезии изоляционного покрытия.
На основе анализа статистических данных выбирают места ПП, которые характеризуются: отсутствием или провалами разности потенциалов труба—земля, т. е. значениями разности потенциалов меньше минимально допустимых по ГОСТ 25812—83, существовавшими на ПП более 6 месяцев; сочетанием коррозионно-активных грунтов в пойменной части с удельным электрическим сопротивлением 20 Ом и ниже с провалами разности потенциалов труба—земля; отказами, происшедшими на ПП по причине коррозии.
Разность потенциалов труба - земля в русловой части ПП измеряют с помощью водолаза прибором М231 со специальным медно-сульфатным электродом сравнения (МСЭ). При этом МСЭ устанавливается на дне вдоль ПП. Расстояния между промерными точками при определении мест повреждения изоляции трубы в зависимости от ширины водоема имеют следующие значения:
Ширина водоема, м Расстояние между промерными точками, м
До 300 5
10
Свыше 1000 20
Электрические измерения на водоемах производят с моторных или весельных лодок.
Состояние изоляционного покрытия определяется по одному из следующих параметров: защитной плотности тока, переходному сопротивлению труба—земля; градиенту потенциала.
Если в результате контроля изоляционного покрытия установлено его неудовлетворительное состояние, то необходимо найти места повреждений изоляции. Поиск места повреждения изоляции производится с помощью искателя повреждений «ИМПИ-02», основанного на принципе определения токов утечки. В качестве источника контролируемого сигнала используется трастовый генератор с рабочей частотой 0,5 Гц прибора МИД, предназначенного для отыскания на подводных трубопроводах участков с пониженным качеством изоляции. При этом определение дефектных участков выполняется с поверхности воды. Обнаруженное место повреждения изоляции отмечается на водной поверхности буйком и производится его плановая привязка к ближайшему геодезическому знаку.
Для определения размера дефекта изоляции и обследования состояния тела трубы ПП в местах повреждения изоляции производится шурфовка (в береговой части) и размыв грунта с помощью гидромонитора (в подводной части). Для определения состояния стенки ПП применяются дефектоскопы и толщиномеры.
Определение плановых береговых и глубинных деформаций реки в районе перехода
Данная операция выполняется на основании данных исследований гидрологического режима реки и морфологического строения русла с учетом типа руслового процесса, геологических условий, динамики развития целостных морфологических структур русла и поймы: макроформ (пойменных массивов, речных излучин, островов), мезоформ (ленточных гряд, побочней, осередков), микроформ (гряд) и сравнением с предыдущими данными [16].
Источниками информации о режиме водного участка в районе перехода и климате являются: научно-техническая литература, архивные материалы, содержащие сведения о важных гидрометеорологических явлениях (большие наводнения, ветры и др.); показания старожилов о наблюдавшихся ими гидрометеорологических явлениях с экстремальными характеристиками; данные эксплуатирующей ПП организации об аварийных ситуациях, связанных с неблагоприятными гидрометеорологическими условиями.
Определение состояния сооружений защиты берегов от размыва и волновых воздействий
Определение состояния берегоукрепления в подводной части должно выполняться визуально при водолазном обследовании или с помощью телевизионной камеры. Для обследования объекта под водой могут применяться специальные телевизионные установки, В надводной части переход необходимо фотографировать в общем виде, Отдельно следует фотографировать 6ерегоукрепительные сооружения (более крупным планом разрушенные места), установленные реперы и участки размыва берега.
Для установления значений ледовых нагрузок на береговые участки необходимо нести визуальное наблюдение за ледовыми явлениями. На основании наблюдения получают сведения о местах образования и размерах заторов и зажоров, характере и степени защиты берегов и берегоукреплений от воздействия льда [8].
При обследовании состояния берегоукреплений необходимо обратить внимание на следующие факторы: состояние профиля откоса; состояние «одежды» берега и ее целостность; сдвиги отдельных плит покрытий, камней и т. д., состояние материала покрытий (бетонные плиты, каменная отмостка); состояние дна перед сооружением, его понижение или нарастание, выпучивание грунта; состояние берега (оползни, просадки); состояние водоотвода.
Порядок выполнения работ при обследовании с применением внутритрубных средств технической диагностики
Работы по обследованию подводных переходов внутритрубными средствами технической диагностики обычно выполняются специализированными предприятиями и их подразделениями, оснащенными соответствующими техническими средствами. Эти предприятия должны иметь лицензию Госгортехнадзора РФ (или региональных управлений ГГТН РФ) на проведение технического диагностирования трубопроводов неразрушающими методами контроля.
Выбор и порядок применения тех или иных внутритрубных средств технической диагностики (соответственно и методов неразрушающего контроля) должны определяться в каждом конкретном случае с учетом необходимости, технологичности применения средств технической диагностики, их разрешающей способности, выявляемости дефектов, производительности контроля.
При выполнении диагностических работ необходимо руководствоваться:
положением о проведении работ по диагностированию магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами;
технологией проведения работ по диагностированию действующих магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами;
инструкциями по эксплуатации соответствующих технических средств.
Диагностика основной нитки ПП осуществляется при обследовании всей линейной части участка МТ, в которую входит и подводный переход (если диаметры основной нитки ПП и самого трубопровода совпадают).
Основная (совместно с участком МТ, в который входит и основная нитка ПП) и резервная нитки ПП должны быть оборудованы камерами запуска и приема внутритрубных средств технической диагностики.
Камеры запуска и приема могут быть стационарными и передвижными и обычно устанавливаются на трубопроводах при ширине реки в русловой части более 75 м и диаметре более 325 м. Обследуемый ПП должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих вовнутрь трубопровода узлов и деталей. При этом необходимо знать длину обследуемого участка ПП, внутренний диаметр и другую информацию, приводимую в опросном листе.
Обследование ПП (основной нитки совместно с участком МТ, резервной - отдельно) с помощью внутритрубных средств технической диагностики должно состоят из нескольких этапов.
1-й этап: очистка внутренней поверхности ПП от остатков электродов, окалины, посторонних предметов и парафино-смолистых веществ с помощью очистных устройств (скребков). Качество очистки должно соответствовать рекомендациям предприятий, которые проводят обследование внутритрубными средствами технической диагностики. Для резервных ниток ПП, где очистка внутренней поверхности трубы производится крайне редко, рекомендуется метод прогрессивной очистки с использованием набора различных скребков. Прогрессивная очистка состоит из прогона (первоначально) скребка с мягкими манжетами из пенистого полиуретана (подушки) или мягких конусных манжет, затем следует серия прогонов в последовательности с прогрессивно возрастающей плотностью и (или) размеров манжет до тех пор, пока трубопровод не будет очищен и не появится возможность использовать для очистки стандартный скребок. В некоторых случаях этот метод может оказаться единственным практическим средством.
Для ускорения очистки резервной нитки ПП от парафиновых отложений перед очисткой с помощью скребков можно использовать и методы химической обработки ПП, т. е. закачивать в ПП специальные растворители парафиновых отложений (диспергирующие парафин агенты). Количество растворителя должно быть примерно равно 10 % от объема очищаемого подводного перехода.
2-й этап: определение минимального проходного сечения трубы ПП на всем протяжении перехода (от камеры запуска до камеры приема).
Минимальное проходное сечение определяется путем пропуска специального снаряда-калибра (ОКП) с калибровочными дисками (изготовляются из мягкой стали или алюминии) на соответствующий диаметр ПП. Калибровочные диски монтируются впереди второй манжеты, если на снаряде две манжеты; впереди третьей, если на снаряде три; перед четвертой, если на снаряде четыре манжеты. Минимальный радиус кривизны, который может пройти снаряд с двумя манжетами и одним калибровочным диском, составляет трехкратный размер номинального размера трубы (3R). Снаряды с тремя или четырьмя манжетами проходят изгиб не менее пятикратного размера от номинального размера трубы (5R).
Пропуск снаряда-калибра позволяет получить первую информацию о трубопроводе, определить, пет ли в нем сужений и препятствий и может ли по нему беспрепятственно пройти внутритрубный прибор для выявления дефектов геометрии (профилемер).
При проведении этих двух этапов на запускаемые очистные устройства (ОУ) и снаряды-калибры необходимо монтировать специальные приборы передатчики сигналов, предназначенные для определения местонахождения ОУ и снарядов в случае их застревания.
В зависимости от модификации передатчик монтируют непосредственно на снаряды (для трубопроводов диаметром 530 мм и более) или совмещают со снарядами в виде очистных калибров (для трубопроводов диаметром 159 - 426 мм) и запускают в трубопровод, Продвигаясь по трубопроводу вместе с потоком перекачиваемого продукта, передатчик излучает электромагнитные волны, улавливаемые с помощью приемной антенны, подключенной к приемнику. Информация о времени прохождения снаряда сохраняется в памяти микропроцессорной системы и выводится при необходимости на жидкокристаллический индикатор.
При поиске застрявших снарядов включенный приемник с антенной перемещают вдоль участка трубопровода, в котором предполагается их нахождение. При прохождении над застрявшими снарядами антенна улавливает излучение передатчика, о чем будут свидетельствовать звуковая и визуальная сигнализации. Для поиска снарядов в подводном переходе или морском трубопроводе передатчик прибора оснащается ультразвуковым излучателем. Также необходимо, периодически опережая движение снарядов, сопровождать (контролировать) их от камеры пуска и до камеры приема во избежание их потери в трубопроводе.
Таблица 1.2 - Технические характеристики акустических приборов для слежения за движением снарядов
|
Параметр и техническая характеристика |
«Сенсор» (УГНТУ, Россия) |
Акустический локатор («Диаскан», Россия) |
|
1 |
2 |
3 |
|
Физический принцип действия |
Акустический |
Акустический |
|
Максимальное расстояние от пункта контроля до снаряда, на котором возможно обнаружение его движения, м |
2500 |
1500 |
|
Тип датчика |
Сейсмодатчик |
Микрофон |
|
Источник питания |
Гальванические элементы или аккумуляторы c перезарядкой |
Гальванические элементы |
|
Скорость движения снаряда, м/с |
Не ограничена |
Не ограничена |
|
Максимальный потребляемый ток, мА |
20 |
Данных нет |
|
Среднее время непрерывной работы от внутреннего источника питания, ч |
400 |
240 |
|
Количество рабочих диапазонов |
2 |
3 |
|
Длина удлинительного кабеля, м |
12 |
- |
|
Температура окружающей среды, °С |
-40-50 |
-40-50 |
|
Габаритные размеры, мм |
60 х 140 х 140 80 х 290 х 390 укладочного чемодана |
90 х 110 х 160 укладочного чемодана |
Продолжение таблицы 1.2
|
1 |
2 |
3 |
|
Масса всего комплекта, кг, не более |
3 |
Данных нет |
|
Масса прибора, кг, не более |
1 |
То же |
|
Возможность питания от аккумулятора автомобиля |
12 и 24 В |
Отсутствует |
Таблица 1.3 - Техническая характеристика приборов для определения местонахождения очистных устройств
|
Параметр и техническая характеристика |
«Pig Location System » («Pipetronix», ФРГ) |
«Pig Location System» («H.Rozen», ФРГ) |
Передатчик для скребка («Диаскан», Россия) |
«Поиск-М (УГНТУ Россия) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Физический принцип действия |
Электро-магнитный |
Электро-магнитный |
Электро-магнитный |
Электро-магнитный |
|
Диаметр трубопро-вода, мм (") |
75 (3) |
100 (4) |
325 (12) |
150 (6) |
|
Макс. время непре-рывной работы пе-редатчика, ч |
80-500 |
175-500 |
240 |
170-650 |
|
Устойчивый прием сигналов передатчи-ка при толщине стенки МТ, мм
|
Данных нет |
Данных нет |
15 |
16 |
|
Удаление приемной антенны от пере-датчика, м |
8(по воздуху) |
8(по воздуху) |
3,5 |
5 |
Продолжение таблицы 1.3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Программное время задержки включения режима генерации сигналов передатчика, сут.
|
Нет |
Нет |
Нет |
1, 2, 3, 4 |
|
Точность опре-деления места зас-трсвания скребка, м
|
±0,5
|
±0,2
|
Данных нет
|
±0,5
|
|
Представление информации |
Индикаторы жидкокрис-таллические |
Индикаторы жидкокрис-таллические |
Светодиоды |
Индикаторы жидкокрис-таллические |
|
Наличие внутренней Памяти |
Да
|
Да
|
Нет
|
Да
|
|
Источник питания Передатчика
|
Гальваничес- кие элементы
|
Гальваничес- кие элементы
|
Гальваничес- кие элементы
|
Герметичные аккумулято-ры, гальвани-ческие эле-менты
|
|
Максимальная ско- Рость движения (для МТ), м/с
|
Данных нет
|
Данных нет
|
Данных нет
|
4
|
|
Давление перекачи- Ваемого продукта, Мпа |
Данных нет
|
120
|
10
|
8
|
|
Температура среды (для приемника),°С |
Данных нет
|
0-70
|
-40-50
|
-40-60
|
|
Габаритные размеры Передатчика, мм |
120х650 для 500 ч пере |
235 х 691 для 500 ч пере |
210х508 для 500 ч перс- |
190х540 для 500 ч пере |
Продолжение таблицы 1.3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
датчика |
датчика |
датчика |
датчика |
|
Вес передатчика, кг
|
Данных нет |
3-20 соответственно времени непрерывной работы |
20 (без бата-рей) |
12-20 соот-ветственно времени не-прерывной работы |
|
Рабочая среда |
Нефть |
Нефть |
Нефть |
Нефть |
3-й этап: получение информации о внутренней геометрии трубы ПП путем пропуска прибора для выявления дефектов геометрии (профилемера).
Возможность пропуска прибора для выявления дефектов геометрии оценивается исходя из реальной ситуации на данном ПП МППП с учетом степени очистки, характера и размера деформаций калибровочных пластин снаряда-калибра,
4-й этап: диагностика состояния стенки трубы ПП путем пропуска дефектоскопов (ультразвукового или магнитного).
Качество данных, получаемых профилемером и дефектоскопом, зависит от чистоты внутренней поверхности трубопровода, Поэтому перед пропуском профилемера и особенно дефектоскопа должна производиться тщательная очистка стенки ПП от парафиносмолистых отложений путем многократного пропуска стандартных и специальных очистных скребков. Для качественной очистки рекомендуется пропуск очистных поршней в следующей последовательности:
двунаправленный очистной поршень;
двунаправленный очистной поршень, оборудованный щетками (этот поршень очень эффективен, если требуется очистить твердые грязепарафиновые отложения со стенок ПП);
двунаправленный очистной поршень, оборудованный магнитами, (этот поршень притягивает к себе и удаляет из трубопровода все остатки электродов, окалины и другие металлические частицы).
Работы по очистке ПП владелец трубопровода может выполнить самостоятельно до начала работ по обследованию.
При проведении обследования владелец ПП обеспечивает перекачку продукта через обследуемый переход с требуемым режимом с целью получения достоверных диагностических данных.
Обследование резервной нитки ПП (при необходимости и основной нитки с проведением специальных подготовительных работ) только отечественными внутритрубными техническими средствами предусматривает следующие основные технологические этапы:
очистка внутренней поверхности ПП от посторонних предметов и парафиносмолистых веществ с помощью очистных устройств;
определение минимального проходного сечения трубы ПП на всем протяжении перехода (от камеры запуска до камеры приема) путем пропуска снаряда-калибра с калибровочными дисками на соответствующий диаметр ПП;
получение информации о внутренней геометрии трубы на всем протяжении обследуемого ПП путем пропуска прибора для выявления дефектов геометрии – профилемера (возможность пропуска прибора для выявления дефектов геометрии оценивается исходя из реальной ситуации на данном переходе с учетом степени очистки и характера деформаций пластин снаряда-калибра. Заказчик устраняет выявленные дефекты геометрии на ПП);
протягивание геофизического каротажного кабеля от камеры запуска до камеры приема с помощью специального разделителя;
определение фактического высотного и планового положения ПП с помощью инклинометра ИМММ73-120/60У;
определение плотности (наличия) грунта вокруг трубы ПП и усредненной толщины стенки ПП с помощью скважинного прибора ЦМ8-12 (??-дефектоскопа);
определение общего коррозионного состояния, размеров и геометрической формы труб ПП с помощью геофизического прибора САТ-4.
Описанная выше технология обследования ПП разработана впервые в России Центром диагностики трубопроводных систем УГНТУ совместно с научно-производственной фирмой (НПФ) «Геофизика» и использована в 1996—1997 гг. при обследовании резервной нитки подводного перехода нефтепровода диаметром 325 мм Вятка—Ашит через р. Кама в НГДУ «Арланнефть» акционерной нефтяной компании «Башнефть».
Определение планово-высотного положения подводного перехода
Для определения планово-высотного положения используются следующие внутритрубные приборы: «Scaut Pig» (фирма «Pipetronix»),«Ось-MT» (УГНТУ) или магнитометрический многоточечный инклинометр ИМММ73-120/60У (НПФ «Геофизика»).
Внутритрубные приборы «Scaut Pig» и «Ось-МТ» предназначены для периодического контроля за изменениями высотной и плановой отметок оси трубопровода, зарегистрированных между двумя обследованиями. Основными информационными каналами приборов являются каналы измерения отклонения оси трубопровода в горизонтальной и в вертикальной плоскостях, которые в привязке к информации о пройденном расстоянии и времени движения прибора позволяют после соответствующей обработки данных получить информацию о пространственном положении оси МТ.
Таблица 1.4 - Техническая характеристика приборов для определения планово-высотного положения подводного трубопровода
|
Параметр и техническая характеристика |
«Scaut Pig» («Pipctro-nix», ФРГ) |
«Ось-МТ» (УГНТУ, Россия) |
ИМММ73-120/60У, НПФ «Геофизика», Россия) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Физический принцип действия |
Гироскопи-ческий |
Фотоэлект-рический |
Магнито-метрический |
|
Длина обследуемого трубопро-вода за один запуск, км |
- |
200 |
Длиной каротажного кабеля |
|
Время автономной работы прибора, ч |
- |
120 |
Питание по каротаж-ному кабелю |
|
Минимальное регистрируемое значение прогиба оси трубо-провода на длине 10 м, мм |
- |
35 |
- |
|
Точность привязки экстремума отклонения оси трубопровода, мм |
- |
±3 |
- |
|
Измерение азимута от 0 до 360° с основной погреш-ностью, градус |
- |
- |
±1 |
|
Измерение зенитного угла от 0 до 150° с основной погреш-ностью, мин |
- |
- |
±15 |
|
Температура перекачиваемой среды, °С |
- |
- |
-10-120 |
|
Давление перекачиваемого продукта, МПа |
- |
- |
60 |
|
Длина, мм |
1378 |
- |
73х2700 |
Продолжение таблицы 1.4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Масса, кг |
- |
- |
25 |
Расшифровка и интерпретация диагностической информации производится после обследования специалистами исполнителя.
Возможны повторные пропуски этих приборов для уточнения пространственного положения подводного трубопровода.
Определение плотности (наличия) грунта вокруг трубы подводного перехода
Определение плотности (наличия) грунта вокруг трубы ПП и усредненной толщины стенок труб ПП можно производить с помощью скважинного прибора ЦМ8-12. Значение плотности грунта в затрубном пространстве будет свидетельствовать о состоянии размытости трубы ПП и соответственно о положении участка трубы ПП.
При проведении обследования прибор соединяется с каротажными кабелями геофизических подъемников, расположенных на противоположных берегах реки, причем один кабель выполняет функцию грузонесущего и электрического соединения со схемой прибора, а второй - только грузонесущего. Методика обследования предусматривает в целях предотвращения радиационных аварий предварительный проход прибора без источника через ПП. В случае успешного прохода прибора он возвращается обратно и осуществляется повторная протяжка прибора с источником ?-излучения. Сбор диагностической информации и ее обработка производятся на компьютере по алгоритмам, разработанным на основе данных математического и физического моделирования.
Таблица 1.5 - Техническая характеристика прибора для определения плотности (наличия) грунта вокруг трубы ПП МТ и средней толщины стенки трубы
|
Параметр и техническая характеристика |
ЦМ8-12, (НПФ «Геофизика», Россия) |
|
Физический принцип действия |
Радиоактивный |
|
Источник ?-излучения |
Цезий-137 мощностью до 100 мг·экв.Ra |
|
Диапазон измерения плотности, г/см3 |
1-2,5 |
|
Основная абсолютная погрешность, г/см3, не более |
0,15 |
|
Диапазон измерения толщины, мм |
5-12 |
|
Основная абсолютная погрешность измерения толщины стенки трубы, мм |
0,3 |
|
Давление перекачиваемого продукта, МПа |
До 40 |
|
Температура перекачиваемой среды, °С |
-10-120 |
|
Максимальное время работы прибора, ч |
Не ограничена |
|
Минимальное проходное сечение трубы, %Dн, |
54 |
|
Длина, мм |
175х1950 |
|
Масса, кг |
140 |
Выявление отклонений геометрии трубы подводного перехода (гофр, вмятин, овальности) и радиуса поворота
При размыве и провисании ПП происходит изгиб трубы как элемента балки. На одной, например на нижней, образующей возникают продольные растягивающие напряжения, а на противоположной - сжимающие, что может привести к образованию дефектов геометрии. Вследствие изменения правильной геометрической формы трубы в поперечном ее сечении происходит локальная потеря прочности трубопровода в этом сечении.
Дефекты геометрии возникают на сжатой стенке трубы из-за деформации сжатия, вызванной напряжениями при изгибе. Критический уровень деформации сжатия, порождающий гофрообразование, рассматривается как функция соотношения диаметр-толщина стенки и, в случае если изгиб является основной причиной появления деформации, может быть определен с помощью выражения
, (1.1)
где
t - толщина стенки трубы, см;
Образование дефекта геометрии приводит к концентрации напряжений в месте дефекта или на прилегающем к нему участке, где при дальнейшем увеличении размеров дефекта могут произойти разрыв трубы и утечка продукта.
Для выявления дефектов геометрии используются следующие внутритрубные приборы: «Реуд» (УГНТУ), «CaIScan» (фирма «Pipetronix»), EGP («Electronic Geometry Pig», фирма «H.Rozen»), «Kaliper» («T. D.Williamson») и другие, которые пропускаются внутри трубопровода совместно с перекачиваемым продуктом.
После первого пропуска для уточнения размеров выявленных дефектов геометрии и их местонахождения возможны повторные пропуски профилемера.
Окончательный (финальный) отчет выдается заказчику в течение срока, оговоренного в договоре на проведение обследования.
Диагностические данные расшифровываются на компьютере и представляются в виде графиков, показывающих вмятины, гофры, овальность, поперечные сварные швы, задвижки и другую арматуру, т. е. фактическое проходное сечение обследуемого трубопровода. Длина графика отражает расстояние, пройденное снарядом. По графикам можно определить также фактическую скорость движения прибора. На графиках отмечаются также и знаки, соответствующие сигналам маркеров.
Таблица 1.6 - Техническая характеристика профилемеров
|
Параметр и техническая характеристика |
«CalScan» («Pipetro-nix», ФРГ) |
EGP («H.Ro-zen», ФРГ) |
«Kalipcr» («T.D.Williamson», США) |
«Реуд» (УГНТУ, Россия) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Физический принцип действия |
Механи-ческий |
Вихре-токовый |
Механи-ческий |
Механи-ческий |
|
Минимальное проходное сечение трубы, % Dн |
75 |
90 |
- |
65 |
|
Обнаруживаемые дефекты: |
||||
|
вмятины |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
овальности |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
гофры |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
сварные швы |
+ |
— |
— |
— |
|
Измерение радиуса изгиба трубы |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Разрешающая способность, мм |
2 |
2 |
2% Dн |
5 |
|
Точность определения местонахождения дефекта (одометр, маркер), м |
±1 от сварного шва |
±2 |
0,1 % от расстоя-ния |
±2 |
|
Точность определения дефекта по окружности, градус |
Не опре-деляет |
15 |
Не опре-деляет |
Не опре-деляет |
|
Минимальный радиус изгиба трубо-провода, преодолеваемый прибором, Dн |
3 |
3 |
3 |
2 |
Продолжение таблицы 1.6
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Максимально допустимая скорость дви-жения прибора, м/с |
- |
3,2-8 |
3-7 |
0,5-4,0 |
|
Рекомендуемая скорость движения прибора, м/с |
0,2-1,0 |
0,2-6 |
- |
0,5-1 |
|
Максимальное время работы прибора, ч |
500 |
120 |
- |
200 |
|
Длина участка трубопровода, обсле-дуемая за один пропуск, км |
600 |
500 |
- |
400 |
|
Давление перекачиваемого продукта, МПа |
10,0 |
3,3 |
15,0 |
8,0 |
|
Температура перекачиваемой среды, °С |
4-45 |
-40-70 |
0-70 |
-40-60 |
|
Длина, мм |
3500 |
660 |
937 |
1230 |
|
Масса, кг |
115 |
20 |
20 |
50 |
|
Рабочая среда |
Нефть |
Нефть |
Нефть |
Нефть |
Изменение толщины стенки трубы подводного перехода (коррозионные повреждения, расслоения, трещины, шлаковые включения)
Для выявления дефектов стенки трубы ПП используются дефектоскопы: «UltraScanWM», «UltraScan CD» и «MagneScan HR» (фирма «Pipetronix»), MFL (фирма PII), «Corrosion Detection Pig» (фирма «H. Rozen E»), «Flawsonic» (фирма «Т. D. Williamson»), «TruRes» (фирма «Tuboscope PS»), КВД (ПО «Спецнефтегаз», НПО «Спектр») и др.
После первого пропуска возможны повторные пропуски дефектоскопа для уточнения размеров выявленных дефектов и их местонахождения. Информация, полученная при пропуске дефектоскопа, обрабатывается на компьютере. Цветное графическое изображение дефектов и окончательный (финальный) отчет выдаются владельцу трубопровода в течение срока, оговоренного в договоре на проведение обследования.
Таблица 1.7 - Техническая характеристика дефектоскопов
|
Параметр и техническая характеристика |
«UltraScan WM» («Pipetro-nix», ФРГ) |
CDP («H. Rozen E», ФРГ) |
«Flaw-sonic» («Т.D.Williamson», США) |
КВД (ПО «Спец-нефтсгаз» НПО «Спектр», Россия) |
«Magne-Scan HR» («Pipetro-nix», ФРГ) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Физический принцип дей-ствия |
Ультра-звуковой |
Магнит-ный |
Ультра-звуковой |
Магнит-ный |
Магнит-ный |
|
Диаметр обследуемого трубопровода, мм (") |
325-1220 (12-48) |
325 (12) |
219-720 (8-30) |
1020-1420 (40-56) |
159-1220 (6-48) |
|
Рекомендуемая скорость движения, м/с |
0,2-1,0 |
0,3-5 |
0-4,5 |
2-3,6 |
0,3-1,8 |
|
Давление перекачиваемого продукта, МПа |
12 |
20 |
13,8 |
8,5 |
100 |
|
Длина обследуемого участка трубопровода за один пропуск, км |
100 |
- |
- |
- |
- |
|
Температура среды для снаряда, °С |
4-45 |
До 60 |
0-50 |
- |
4-45 |
|
Минимальный радиус изгиба трубопровода, преодолева-емый прибором, Dн |
1,5 |
— |
3 |
3 |
3 |
|
Максимальное время работы прибора, ч |
120 |
— |
50 |
80 |
До 100 |
|
Минимальное проходное сечение трубы, % Dн |
85 |
90 |
90 |
- |
- |
|
Обнаруживаемые дефекты: |
Минимальные размеры обнаруживаемых дефектов, где t – толщина стенки трубы |
Продолжение таблицы 1.7
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
точечная коррозия |
?6х1,5 мм (без изме-рения глу-бииы), ?20х1 мм (с измере-нием глу-бины) |
Глубина 0,4t |
+ |
Размер tхt глубиной 0,6t; Размер 2tх2t глубиной 0,35t |
Дефект ?>2t глубиной 0,1t, точность опреде-ления глубины ±0,2t; дефект ?>3t глубиной 0,1t, точность опреде-ления глубины ±0,1t |
|
сплошная коррозия |
1 мм |
Глубина 0,1t |
+ |
Размер 3tx3t глубиной 0,1t |
Дефект ?>0,1t глубиной ±0,1t, точность опреде-ления глубины ±25,4 мм |
|
расслоения |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Продолжение таблицы 1.7
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Трещины |
Не опреде-ляет |
Попереч-ные и рас-ноложен-ные под углом 45° |
Не опре-деляет |
Шириной 0,05t, глу-биной 0,3t |
Поперечные и рас-положен-ные под углом 45° |
|
Определение дефектов у сварных стыков |
Не опреде-ляет |
He опре-деляет |
He опре-деляет |
Не опре-деляет |
±50,8 мм от шва |
|
внешняя и внутренняя коррозия |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
Разрешающая способность, мм (Т - толщина стенки трубы) |
0,2Т |
0,2T |
0,3Т |
0,15Т |
0,1T |
|
Точность определения мес-тонахождения дефектов (одометр, маркер, попе-речные швы), м |
±0,2 |
±1,5 |
0,1 % от маркера |
±0,5 м с маркера-ми через 2 км |
±0,5 |
|
Точность определения по окружности, градус |
±15 |
±5 |
±10 |
±2 |
±5 |
|
Точность определения по оси (относительно ближай-шего сварного шва), м |
— |
— |
— |
— |
±0,5 |
|
Длина, мм |
На 12" 3500 |
— |
На 12" 2540 |
На 56" 1386 |
— |
|
Масса, кг |
На 12" 115 |
— |
На 12" 210 |
— |
— |
1.2 Результаты проведенной технической диагностики
По результатам внутритрубного обследования составляется технический отчет, в котором приводятся все материалы обследования ПП.
В технический отчет должны быть включены:
пояснительная записка (информация об обследуемом объекте, технические данные использованных приборов и оборудования, выполнение работ по обследованию и др.);
обработанные результаты обследований:
графическая схема (профиль и план) фактического планово-высотного положения ПП в сравнении с проектной и исполнительной (если этот параметр определяется прибором);
плотность (наличие) грунта вокруг трубы ПП (если этот параметр определяется внутритрубным прибором);
отклонения геометрии трубопровода (гофры, вмятины, выпуклости, радиус поворота) с привязкой их расположения к местности (пикетам);
изменения толщины стенки трубы (коррозионные дефекты, расслоения, шлаковые и газовые включения, трещины) с привязкой расположения этих дефектов к местности (пикетам);
техническое заключение;
приложения:
копия лицензии на проведение технического диагностирования;
техническое задание на проведение обследования;
акт обследования ПП МТ;
дополнительные материалы, поясняющие техническое состояние обследуемого объекта и проведение работ по обследованию.
Мероприятия по результатам контроля за техническим состоянием ПП с помощью внутритрубных средств технической диагностики могут включать в себя:
расчет на остаточный ресурс (по утвержденной Госгортехнадзором РФ методике);
расчет на прочность размытых и провисших участков труб ПП;
рекомендуемые мероприятия по ремонту и реконструкции ПП.
Технический отчет по наружному и (или) внутритрубному обследованию составляется в нескольких экземплярах и один направляется в организацию, эксплуатирующую ПП.
В результате проведенной технической диагностики на подводном переходе магистрального нефтепродуктопровода «Уфа-Омск» через реку Лобановка было выявлено множество дефектов, препятствующих безопасной его эксплуатации, в результате чего было принято решение о капитальном его ремонте.
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Выбор способа капитального ремонта
Капитальный ремонт сооружения – основной вид ремонта, при котором производится смена конструкций и деталей или замена их на более прочные и экономичные, улучшающие эксплуатационные возможности ремонтируемых объектов. При капитальном ремонте подводного перехода может быть произведена частичная или полная замена изоляции, арматуры, труб, берегоукреплений и т. д.
Проектирование капитального ремонта подводного перехода производится на основании информационных данных, собранных в процессе сбора информации по инженерным изысканиям, при проектировании и эксплуатации подводного перехода.
Выбор схемы и метода капитального ремонта зависит от технологического состояния подводного перехода, количества ниток, характеристики водной преграды, природно-климатических условий в районе перехода и др.
На основании опыта эксплуатации подводных переходов магистральных трубопроводов, наиболее приемлемыми и выполняемыми являются технологические схемы капитального ремонта, показанные на рисунке А.1.
Каждый из методов ремонта подводных трубопроводов имеет свои преимущества. Основными факторами, определяющими выбор наиболее рациональной технологической схемы капитального ремонта, являются:
техническое состояние подводного перехода на момент ремонта;
характер повреждения трубопровода;
гидрологические и геологические условия пересекаемого водоема;
период производства работ и условия судоходства;
наличие в распоряжении строительной организации технических средств и материалов;
технико-экономическое обоснование ремонта.
Рассматриваемый участок подводного перехода через реку Лобановка был введен в эксплуатацию в 1952 году. Капитальный ремонт участка не производился.
Обследование участка производилось в 2000 году. Для проведения механического испытания и металлографических исследований металла были представлены трубы действующего нефтепродуктопровода.
Наружная поверхность труб имела неудовлетворительное состояние:
коррозия в виде сплошного налета ржавчины толщиной до 0,8 мм;
трещиноподобные дефекты, вызванные коррозионными и усталостными процессами;
по нижней образующей внутренней поверхности трубы имелись продукты коррозионного отложения толщиной 25 – 40 мм;
общий износ металла 1.5 – 2 мм;
после удаления продуктов коррозии и очистки, были обнаружены локальные утонения, связанные с образованием одиночных и групповых коррозионных язв цилиндрической и сферической форм, диаметром 3 – 35 мм и глубиной от 2 до 7.1 мм. Так на участке 50?50мм было обнаружено около 25 язв глубиной от 2 до 7,1 мм.
В связи с этим, сделан вывод о необходимости замены дефектных участков нефтепродуктопровода.
Внутритрубная диагностика на участке не производилась, и наиболее опасные дефекты не выявлены. Однако, учитывая вышеприведенный характер коррозионных повреждений, наиболее подходящей является схема ремонта прокладкой новой нитки подводного перехода.
Ремонт по этой схеме в русловой части перехода может быть произведен:
укладкой плети труб в подводную траншею;
по конструкции «труба в трубе»;
методом наклонного бурения.
При ремонте по схеме с использованием конструкции «труба в трубе» уменьшается пропускная способность участка и делается невозможным пропуск очистных устройств и внутритрубных инспекционных снарядов. Ремонт методом наклонного бурения перехода через небольшие водные преграды экономически не выгоден.
По этому для капитального ремонта подводного перехода МНПП «Уфа-Омск» через реку Лобановка, наиболее приемлемой является схема прокладки новой нитки с укладкой в русловой части перехода в подводную траншею.
2.2 Производство основных работ при выбранном способе капитальном ремонте
При капитальном ремонте участка подводного перехода методом прокладки новой нитки выполняются следующие работы[28]:
организационная подготовка к строительству;
техническая подготовка к строительству;
подготовительные работы;
разработка траншеи;
сварка и монтаж трубопровода на бровке траншеи;
изоляция трубопровода и укладка в траншею;
баластировка трубопровода;
засыпка траншеи;
гидравлическое испытание всего участка трубопровода после засыпки траншеи;
планировка и уплотнение нарушенных земель;
подключение нового участка трубопровода к действующему нефтепродуктопроводу “Уфа-Омск”;
благоустройство трассы ремонта нефтепродуктопровода.
2.2.1 Подготовительные работы
Перед началом строительных работ организация, производящая эти работы, обязана получить письменное разрешение эксплуатирующей организации на производство работ в охранной зоне действующих коммуникаций по установленной форме.
Производство работ без разрешения или по разрешению, срок действия которого истек, запрещается.
Проект производства работ согласовать со всеми заинтересованными организациями.
При сдаче трассы заказчик обязан создать геодезическую разбивочную основу для строительства и не менее чем за 10 дней до начала выполнения капитального ремонта передать поэтапно подрядчику техническую документацию на нее и закрепление на полосе строительства пункты основы.
В процессе подготовительных работ исполнители контролируют правильность закрепления трассы с соблюдением следующих требований:
створные знаки на прямолинейных участках трассы, которые должны быть установлены попарно в пределах видимости;
створные знаки закрепления на прямолинейных участках трассы на переходе через реку Лобановка, должны быть установлены в количестве не менее 2-х с каждой стороны перехода;
допустимые среднеквадратичные погрешности при построении геодезической разбивочной основы: угловые измерения ± 2; линейные измерения 1/100; определение отметок-50 мм.
Трасса принимается генподрядной строительной организацией от заказчика по акту, если измеренные длины линий отличаются от проектных не более, чем на 1/300 длины, углы не более, чем на на 3’ и отметки знаков, определенные из нивелирования между реперами, не более 50 мм.
При приемке трассы имеющиеся расхождения в проекте и в натуре должны быть оформлены актами и в месячный срок скорректированы в технической документации.
На подготовительном этапе должно выполняться восстановление закрепления оси трассы и пикетажа, детальная разбивка горизонтальных и вертикальных кривых, разметка строительной полосы, выноска пикетов за ее пределы.
Приемку законченных инженерно-подготовительных работ следует выполнять к моменту начала последующих видов работ. На все отклонения от проектных решений должны быть составлены акты.
До начала производства работ необходимо вызвать представителя эксплуатирующей организации для установления по технической документации, приборами-искателями и шурфованием точного местонахождения и фактической глубины заложения действующих коммуникаций, в коридоре которых будут вестись работы, определить их техническое состояние и выявить возможные утечки транспортируемого продукта, а также взаиморасположения действующих коммуникаций с ремонтируемой ниткой МНПП Dу350 мм.
Все вышеперечисленные уточненные данные необходимо внести в проект производства работ, особо выделив места, где заглубление коммуникаций недостаточно.
Определение местонахождения и технического состояния подземных нефтепроводов и их сооружений производить в границах всей зоны производства работ, и ответственность за это несет эксплуатирующая организация.
Трасса действующих коммуникаций и их сооружений в зоне производства работ закрепляется знаками высотой 1,5 - 2,0 м с указанием фактической глубины заложения. Знаки установить на прямых участках трассы в пределах видимости, но не более чем через 50 м, а на всех участках углов поворота через 10 м, также на границах разработки грунта вручную. Работы по установке знаков и разработке шурфов выполнить силами и средствами строительной организации по указанию представителя эксплуатирующей организации.
До обозначения трасс действующих трубопроводов знаками безопасности ведение ремонтных работ не допускается.
О проведенной работе по уточнению трасс действующих трубопроводов и их сооружений составить акт с участием представителей генподрядной и эксплуатирующей организаций. К акту приложить ситуационный план (схему) трассы с указанием: местонахождения, диаметра и глубины заложения действующих коммуникаций и их сооружений, а также их необходимые характеристики, привязки коммуникаций, сооружений, вырытых шурфов, установленных закрепительных знаков с указанием наличия и устранения утечек транспортируемого продукта и стадий работ, на какой должен присутствовать представитель эксплуатирующей организации.
В ситуационной схеме четко указываются расстояния между действующими и строящимися коммуникациями.
Строительная организация обязана принять от заказчика трассу, разбить пикетаж по всей трассе прокладываемых участков.
До начала производства работ необходимо:
1) соорудить подъезды к строящимся участкам продуктопроводов по специально оборудованным переездам через действующие коммуникации;
2) расчистить строительную полосу НПП, расчистить полосы отвода бульдозером, спланировать микрорельеф трассы путем срезки бугров;
3) устроить вдоль трассовые дороги, местоположение которых должно быть согласовано с эксплуатирующей организацией.
Перед началом работ приказом по строительной организации, производящей работы в охранной зоне действующих коммуникаций, из числа инженерно-технических работников назначить лицо, ответственное за безопасное производство работ (руководитель работ - прораб, мастер), под постоянным руководством которого в охранной зоне выполнять все виды работ.
Не позднее, чем за 5 суток до начала работ, строительная организация обязана письменно уведомить эксплуатирующую организацию и всех владельцев коммуникаций, о времени начала производства работ.
Все работы по капитальному ремонту продуктопровода: земляные, изоляционно-укладочные, сварочно-монтажные - производить под постоянным наблюдением представителя технического персонала.
Произвести дополнительный инструктаж по ТБ и проверку знаний ТБ независимо от сроков предыдущего обучения. Ознакомить с проектом производства работ всех работающих на данном объекте.
Перед началом работ выдать наряд-допуск всем рабочим, машинистам строительной техники и механизмов, водителям автотранспорта.
Наряд-допуск выдается на весь срок производства работ в условиях охранной зоны. В случае изменения условий работы наряд-допуск заменить новым.
2.2.2 Очистка трубопровода
После остановки перекачки НПП трубопроводы на всем участке вскрываются до нижней образующей одноковшовым экскаватором. В связи с тем, что трубопровод демонтируется, ручная доработка грунта не выполняется.
После вскрытия, ремонтируемый участок отсекается от действующего временными заглушками.
На концах отсеченного участка с помощью холодной врезки монтируются патрубки Dу-100 мм с временными задвижками.
Нефтепродукт вытесняется из отсеченного участка МНПП водой р. Лобановка.
С помощью передвижных средств нефтепродукт вывозится на ЛПДС «Челябинск». После освобождения от нефтепродукта трубопровод промывается водой.
Отработанная вода через нефтеловушку сливается в земляные амбары.
Опорожненный и промытый трубопровод извлекается из траншеи и разрезается на секции для транспортировки.
Общая протяженность замены трубопровода - 150 м.
2.2.3 Разработка траншеи
Земляные работы должны выполняться с обеспечением требований качества и обязательным пооперационным контролем всех технологических процессов.
Глубина траншеи принимается в соответствие с [24] – 1,19 – 2,66 м;
Ширина траншеи по дну принимается в соответствие с [24] – 1,5 м.
Заложение откоса траншеи принимается в соответствии с [24] в зависимости от физико-механических свойств грунтов и глубины траншеи-1:2, 1:1,25.
К началу работ по разработке траншеи должны быть получены[27]:
письменное разрешение на право производства земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций, выданное владельцами или организациями, ответственными за эксплуатацию этих коммуникаций;
проект производства земляных работ;
наряд-допуск экипажу экскаватора на производство работ.
Перед разработкой траншеи следует воспроизвести разбивку ее оси. Основание траншеи должно быть выровнено в соответствии с проектом. Разработка траншеи должна производиться одноковшовым экскаватором ЭО-4121 с обратной лопатой емкостью ковша 1,5 м3.
Расстояние между вновь прокладываемым и заменяемым участком нефтепродуктопровода должно быть не менее 0,5 м для возможности осмотра и проведения аварийно-восстановительных работ на действующем нефтепродуктопроводе.
При разработке траншеи для вновь прокладываемого участка нефтепродуктопровода необходимо обеспечить толщину земляного покрова сбоку и сверху действующего нефтепродуктопровода не менее 0,2 м для предотвращения его повреждения в период укладки нового участка.
Разработка траншеи начинается с разработки и снятия плодородного слоя. Операция по снятию плодородного слоя почвы толщиной 0,3 м осуществляется поперечными и продольными проходами бульдозера ДЗ-171 на ширину 15 м.
Плодородный слой почвы должен быть снят и перемещен в отвал хранения на одну сторону зоны земляных работ на расстояние 10 м, обеспечивающее размещение и возвращение минерального грунта на нарушаемую площадь, не допуская при этом перемешивания его с плодородным слоем почвы.
Разработка траншеи производится экскаватором ЭО-4121. Грунт складируется во временном отвале на расстоянии не менее 0,5 м от разрабатываемой траншеи.
При обнаружении подземных коммуникаций, не значащихся в проектной документации, земляные работы должны быть прекращены, а их дальнейшее продолжение согласовано представителем заказчика с эксплуатирующими эти
коммуникации организациями, с привлечением проектных организаций.
Приямки под технологические захлесты и трубную арматуру разрабатывают одновременно с рытьем траншеи.
Разработку траншей одноковшовым экскаватором ЭО-4121 следует вести с устранением гребешков на дне в процессе копания, что достигается протаскиванием ковша по дну траншей после завершения разработки забоя. Укладка нефтепродуктопровода в траншею, не соответствующую проекту, запрещается.
Контроль качества земляных работ включает в себя следующие контролируемые параметры:
черные отметки земли;
отметка дна траншеи;
ширина траншеи по дну;
крутизна откосов;
Перед засыпкой НПП, уложенного в траншею, должны быть выполнены:
проверка правильного положения НПП и плотного его прилегания к дну траншеи;
контроль качества изоляционного покрытия и при необходимости его исправление;
работы по предохранению изоляционного покрытия от механических повреждений при засыпке (предусмотренных проектом);
получение письменного разрешения от заказчика на засыпку уложенного МНПП;
выдача машинисту землеройной техники наряда-заказа на производство работ по засыпке.
Засыпку НПП осуществляют бульдозерами ДЗ-171.
2.2.4 Сварочные работы. Контроль
До начала сварочно-монтажных работ необходимо[29]:
1) получить следующую документацию:
сертификаты и паспорта на трубы и сварочные материалы;
список сварщиков;
заключение результатов механических испытаний допускных и контрольных соединений;
журнал регистрации результатов механических испытаний допускных и контрольных соединений;
2) спланировать площадку;
3) построить временные дороги вдоль площадки;
4) развести и разложить на площадке трубы;
5) разместить в зоне производства работ кран-трубоукладчик ТО-1224, сварочный агрегат АСД-300, бульдозер ДЗ-171, наружный центратор ЦЗН-531, инвентарные лежки.
Монтаж трубопроводов на трассе выполняется на инвентарных лежках. До начала производства работ, трубы раскладываются в одну линию. Растаскивание плетей по земле волоком категорически запрещено. На монтажной площадке трубы свариваются в нитку ручной потолочной электродуговой сваркой на инвентарных лежках. Для обеспечения точности центровки непосредственно перед сваркой стыка устанавливается наружный центратор ЦЗН-531. Величина зазора между кромками центруемых труб контролируется при помощи щупов. Для сварки труб применяются электроды типа УОНИ13/55.
Перед сборкой труб (секций) необходимо:
произвести визуальный осмотр поверхности труб;
очистить внутреннюю полость трубы от загрязнений и посторонних предметов;
выправить, по необходимости, вмятины на концах труб с использованием безударных разжимных устройств;
обрезать дефектные участки труб;
зачистить электрошлифмашинкой ИЗ-200842 до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб на ширину не менее 10мм.
Сборка секций с помощью наружного центратора ЦЗН-531 производится в следующем порядке:
на торец первой, подготовленной для центровки секции установить центратор;
краном-трубоукладчиком поднять вторую, подготовленную к центровке секцию и зачищенным концом ввести её в центратор;
установить требуемый зазор, стянуть центратор винтовым зажимом;
произвести прихватку стыка.
К моменту окончания центровки секций необходимо просушить электроды. Температура и время указаны в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Параметры сушки электродов
|
Электроды |
Температура прокалки, оС |
Время выдержки , ч |
|
|
тип, марка |
вид покрытия |
||
|
Э42, Э50 |
Ц |
60-100 |
1,0 |
|
Э42А |
Б |
250 |
1,0 |
|
Э50А |
Б |
300 |
1,0 |
|
Э6О, Э70 |
Б |
350 |
1,0 |
Стыки труб необходимо собирать с зазором, величина которого составляет 2,5-3 мм.
Непосредственно перед прихваткой и связкой производится просушка или подогрев торцов труб и прилегающих к ним участков, шириной не менее 150 мм.
Прихватки выполняют тем же электродом, что и сварку корневого слоя шва. Начало и конец каждой из них должны быть тщательно зачищены шлифовальным кругом.
После окончания центровки труб выполняют сварку первого корневого слоя шва электродами с основным покрытием. Поверхность шва зачищается от шлака шлифмашинкой до получения плоской поверхности.
Запрещается производить сварку с применением любых присадок, непосредственно подаваемых в дугу или предварительно заложенных в разделку, а также зажигать дугу на поверхности трубы (дуга должна зажигаться только в разделе кромок).
Сварка первого (корневого) слоя шва электродами с основным видом покрытия осуществляется постоянным током прямой или обратной полярности при минимально возможной длине дуги. Рекомендуется применять ток прямой полярности, что позволяет увеличить проплавляющее действие дуги, обеспечить более полное проплавление свариваемых кромок по сравнению с током обратной полярности. Величина и форма образующегося обратного валика зависит от сварочно-технологических свойств конкретной марки электрода и техники сварки. Сварка должна осуществляться способом на подъем незначительными поперечными колебаниями электрода при его наклоне практически перпендикулярно к поверхности трубы в месте сварки.
Величину проплавления при сварке на прямой полярности можно увеличить путем изменения угла наклона электрода (ближе к перпендикулярному поверхности трубы), увеличения тока на 10—20А, уменьшения величины поперечных колебаний и длины дуги.
Сварка первого (корневого) слоя шва должна осуществляться электродами диаметром 3 мм.
Время между окончанием сварки первого слоя шва и началом выполнения горячего прохода должно быть не более 5 минут. Перед наложением каждого последующего слоя шва поверхность предыдущего слоя должна быть очищена от шлаков и брызг наплавленного металла.
При правильном ведении процесса сварочная дуга проникает сквозь зазор между свариваемыми кромками так, что газовый поток дуги и брызги шлака направлены внутрь трубы и видны с наружной поверхности, при этом обеспечивается сквозное проплавление свариваемых кромок.
Информация о сварке и результатах контроля ремонтируемых стыков должна быть занесена в сварочный журнал.
Сварочно-монтажные работы разрешается проводить при температуре окружающего воздуха до минус 40 °С, при силе ветра не более 10 м/с, а при наличии атмосферных осадков только в специальных укрытиях. Каждый сварщик должен ставить своё клеймо, которое наносится либо несмываемой краской, либо наплавкой электрода с высотой цифр не менее 70 мм.
Таблица 2.2 - Потребность в машинах, механизмах и оборудовании при сварочно-монтажных работах
|
Наименование |
Марка, тип |
Кол-во |
|
1. Кран-трубоукладчик |
ТО-1224 |
2 |
|
2. Бульдозер |
ДЗ-171 |
1 |
|
3. Центратор наружный |
ЦЗН-531 |
1 |
|
4. Передвижная электростанция |
АД-60С-Р |
1 |
|
5. Полевая автосварочная установка |
АСД-300 |
1 |
|
6. Универсальный шаблон сварщика |
УШС-4 |
2 |
|
7. Электрошлифмашинка |
ИЗ-200842
|
2 |
|
8. Рентгеновский аппарат |
ИРА |
1 |
Перед сваркой внутренняя полость труб очищается от земли и других загрязнений, предметов. Осматривается поверхность и кромки труб. Царапины, риски, задиры на теле трубы глубиной свыше 0,2 мм, но не более 0,57 мм устраняются шлифовальной машинкой ИЗ-200842. Забоины и задиры фасок глубиной до 3 мм ремонтируются подваркой электродами марки УОНИ 13/45 диаметром 3 мм. Отремонтированные участки отчищаются шлифованием. Кромки и прилегающую к ним внутреннюю поверхность зачищаются до металлического блеска шириной не менее 15 мм.
При сварке трубопровода сварные соединения подвергаются контролю. Система контроля качества сварных соединений включает в себя[32]:
а) аттестацию сварщиков;
б) контроль сварных материалов;
в) пооперационный контроль на всех стадиях производства сварочно-монтажных работ;
г) внешний осмотр;
д) 100 % контроль радиографическим методом;
е) гидравлическое испытание готовых участков трубопровода.
Материалы, поставляемые на строительные участки должны иметь сертификаты. Без сертификатов сварочные материалы использовать запрещается. Сварочные материалы должны соответствовать требованиям ГОСТ 9466-75.
2.2.5 Изоляционно-укладочные работы
Изолируемый трубопровод перед нанесением грунтовочного слоя следует очистить от ржавчины, земли, пыли, копоти, масла, поддающейся механической очистке окалины и других загрязнений, а при необходимости высушить и подогреть.
Работы по изоляции выполняются в следующей последовательности:
1. Производится приготовление грунтовки ГТ-760 ИН.
Грунтовку ГТ-760ИН приготавливают непосредственно перед нанесением. Не допускается заготавливать грунтовку на следующие сутки или оставлять неизрасходованной в баке изоляционной машины МИ-500 на несколько часов. Если подготовленная грунтовка не использована полностью, то необходимо освободить бак изоляционной машины и систему подачи. После слива грунтовки всю систему нужно промыть бензином. Допускается приготовление битумно-резиновой грунтовки ГТ-760ИН на месте производства изоляционных работ путем растворения битума в бензине в соотношении 1:3 по объему или 1:2 по массе. При приготовлении битумной грунтовки необходимое количество расплавленного обезвоженного битума охлаждают до температуры 70°С на расстоянии не менее 50 м от котла. В специальных баках приготовляют необходимое количество бензина. Битум тонкой струёй вливают в бензин и тщательно перемешивают до получения однородной массы. Грунтовка считается готовой, если после смешивания битума с бензином нет комков нерастворившегося битума. Приготовленную грунтовку процеживают через сетку с ячейками 0,15—0,20 мм и переливают в специальные металлические цистерны (баки) с плотно завинчивающимися пробками или крышками.
Грунтовку перед нанесением следует тщательно перемешать, она не должна содержать сгустков и посторонних включений. Для равномерного растирания грунтовки на изоляционной машине МИ-500 должно быть установлено вращающееся полотенце. Нанесенный слой грунтовки должен быть сплошным, ровным и не иметь сгустков, подтеков и пузырей.
2. Производится приготовление мастики для покрытия «Пластобит-40».
Для получения пластифицированной мастики расплавленную мастику МБР-100 перемешивают с расчетным количеством пластификатора при температуре не выше плюс 160—170 "С. В качестве пластификатора применяется дизельное топливо в соотношении 94:6 по массе.
Таблица 2.3 - Физико-механические свойства мастики МБР-100
|
Физико-механические свойства мастики |
Допускаемая температура, °С |
|||
|
температура размягчения по КИШ, °С, не менее |
Глубина проникания иглы при 25 °С, десятые доли мм, не менее |
Растяжимость при 25 °С, см, не менее |
Транспортируемого по тру-бопроводу продукта, не более |
Окружающего воздуха при нанесении в пределах |
|
100 |
15 |
2 |
40 |
от +40 до -5 |
Таблица 2.4 - Состав мастики МБР-100
|
Массовая доля, % |
|
||
|
Битумы нефтяные и изоляционные |
|
|
|
|
БН-70/30 |
БН-90/10 |
|
|
|
45 |
45 |
10 |
|
Доставку разогретой битумной мастики к месту производства изоляционных работ следует осуществлять битумовозом, оборудованным подогревательным устройством. Не допускается хранение битумной мастики в разогретом виде с температурой 190—200°С более 1 часа и температурой 160-180 °С более З часов.
Изоляция НПП покрытием «Пластобит-40».
Нанесение изоляционного покрытия «Пластобит-40» должно производиться изоляционной машиной типа МИ-500. Перед началом изоляционных работ проверяют правильность установки праймирующих и изолирующих устройств. На изолирующей обечайке необходимо отрегулировать и зафиксировать нужный зазор между трубой и обечайкой. Грунтовка должна покрывать всю поверхность ровным слоем толщиной 0,1—0,2 мм. Изоляционное покрытие «Пластобит-40» наносят на НПП сразу после высыхания грунтовки "до отлипа". Битумную мастику следует наносить по периметру и длине трубопровода ровным слоем заданной толщины без пузырей и посторонних включений. Нахлест концов рулонного материала должен быть не менее 100 мм.
На качество изоляционного покрытия «Пластобит-40» существенное влияние оказывает усилие натяжения полотнища материала при нанесении на трубопровод армирующих материалов по горячей мастике. Натяжение должно быть тщательно отрегулировано тормозными устройствами шпуль изоляционной машины.
Ширина рулонного материала для изоляции должна составлять не более 50 см. Толщина наносимого битумного изоляционного слоя, его сплошность и прилипаемость, в основном зависят от вязкости мастики, которую регулируют изменением температуры в ванне изоляционной машины в соответствии с температурой окружающего воздуха. Температура мастики, необходимая для получения покрытия за один проход, приведена в таблице 2.5 .
Таблица 2.5 - Температурный режим нанесения битумной мастики
|
Температура окружающего воздуха, °С |
Температура мастики в ванне изоляционной машины, "С |
|
Свыше 30 От 30 до 10 От 10 до минус 15 От минус 5 до минус 15 От минус 15 до минус 25 Ниже минус 25 |
145 150-155 155-165 165 –175 175-185 185-190 |
Покрытие Пластобит-40 следует наносить в соответствии с требованиями РД 39-00147105-004—94 "Инструкция по применению и нанесению покрытия Пластобит-40 на наружную поверхность магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при строительстве и капитальном ремонте".
Покрытие Пластобит-40 следует наносить на НПП при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25 °С. Пластифицированная битумная мастика должна наноситься на очищенную поверхность НПП по свеженанесенной грунтовке. Мастичный слой необходимо наносить ровным слоем заданной толщины без пузырей и посторонних включений.
Намотка поливинилхлоридной ленты должна производиться сразу по слою горячей мастики без гофр, морщин, перекосов и отвисаний. Выдавливание и утонение битумного слоя от усиленного натяга ленты не допускается. Величина нахлеста должна быть не менее 20—25 мм.
Нанесение обертки для защиты покрытия Пластобит-40 от механических повреждений должно осуществляться без гофр, морщин, перекосов, отвисаний.
4. Проверяется качество изоляционного покрытия.
Все дефектные участки изоляции следует исправлять сразу после их обнаружения. Повреждённый участок необходимо освободить от обёртки и изоляционной ленты и острым ножом подравнять края изоляционного покрытия. Тщательно удалить пыль, грязь, масляные пятна и влагу. Затем на ремонтируемый участок тонким слоем следует нанести клеевую грунтовку и заплатку из липкой ленты. Заплата должна перекрывать дефект не менее, чем на 15см по всему периметру дефектного участка[15].
Сплошность отремонтированного покрытия следует проверять дефектоскопом до нанесения защитной обёртки.
В состав исполнительной документации должно входить следующее:
сертификаты на плёнку;
журнал приёмки перехода под укладку;
акт о контроле сплошности изоляционного покрытия трубопровода.
Таблица 2.6 - Потребность в машинах, оборудовании и инструментах при изоляционных работах
|
Наименование |
Марка, тип |
Количество |
|
1 .Трубоукладчик |
ТО 1224 |
2 |
|
2. Троллейная подвеска |
ТП 321 ХЛ |
2 |
|
3. Очистная машина |
МПП-530 |
1 |
|
4. Изоляционная машина |
МИ 500 |
1 |
|
4. Полотенце мягкое |
ПМ-523 |
2 |
Трубопровод следует укладывать в траншею опусканием с бермы траншеи ранее заизолированных участков трубопровода. Укладка производится двумя трубоукладчиками ТО-1224.
Необходимо обеспечить укладку вновь прокладываемого участка на глубину не выше заменяемого участка для предотвращения его повреждения при вскрытии демонтируемого НПП и “сползания” на ложе демонтируемого НПП.
После укладки трубопровод следует в течение одной смены присыпать грунтом или полностью засыпать.
На время длительных остановок колонны или при окончании работы краны-трубоукладчики нужно приблизить друг к другу и опустить трубопровод.
Все работы производить в присутствии представителя технической службы ЛПДС «Челябинск».
2.2.6 Футеровка трубопровода
Футеровка трубопровода нужна для исключения деформации и повреждения изоляционного покрытия трубы от балластировочных грузов и грунта.
До начала работ по футеровке необходимо:
проверить качество футеровочной рейки по ТУ-102-14-86;
доставить расчетный объем футеровочной рейки на строительную площадку;
обеспечить хранение рейки под навесом;
выложить плеть на лежки;
проверить качество изоляции трубопровода;
подготовить площадку для изготовления проволочных скруток;
доставить на площадку и подготовить к работе машины и
инструменты.
Работы по футеровке выполняются в следующей технологической последовательности:
заготавливаются проволочные скрутки;
пакеты реек грузятся на прицеп и цепляются к трубоукладчику ТО-
1224;
пакеты футеровочной рейки толщиной 30 мм развозят трубоукладчиками и раскладывают вдоль трубопровода;
футеровка выполняется с помощью двух поясов, закрепленных на траверсе, на которые раскладывается футеровочная рейка.
Рейка прижимается поясами к трубе и закрепляется проволочными скрутками через один метр. При рубке проволоки следует пользоваться защитными очками.
Для футеровки используются рейки размером 2000х50х30 миллиметров. Футеровка выполняется по периметру без пропусков. Футеровка «в разбежку» не допускается. Запрещается находиться под стрелой трубоукладчика. Запрещается использовать неисправные грузоподъемные механизмы.
Таблица 2.7 - Состав звена по футеровке трубопровода
|
Наименование профессии
|
Количество, чел
|
Разряд
|
|
1 3 1 |
6 3 5 |
Футеровочное покрытие должно плотно прилегать к трубе.
Таблица 2.8 - Потребность в машинах, оборудовании и инструменте при футеровке трубопровода
|
Наименование
|
Марка, тип
|
Количество
|
|
1 . Кран-трубоукладчик
|
ТО-1224
|
2
|
|
2. Траверса
|
-
|
1
|
|
3. Механические ножницы
|
-
|
1
|
|
4. Ключ для проволочных скруток
|
-
|
1
|
|
5.Ножовка ручная по дереву
|
-
|
2
|
|
6. Ломы стальные |
-
|
2
|
|
7. Рулетка |
РС-10
|
1
|
|
8. Кувалда |
-
|
1
|
|
9. Топор |
-
|
1
|
2.2.7 Балластировка трубопровода
Для предотвращения всплытия трубопровода, его следует нагрузить чугунными грузами.
Погрузка, разгрузка, складирование и раскладка полуколец утяжелителей производится трубоукладчиками ТО-1224.
Крепежные детали доставляются на строительно-монтажную площадку до начала балластировки трубопровода. В соответствии с [30] производится антикоррозионная покраска болтов лакокрасочными материалами.
До начала балластировки должны быть выполнены следующие работы:
закончена футеровка трубопровода;
места установки грузов отмечены на трубопроводе марками или краской яркого цвета;
проверена комплектность грузов на приобъектном складе;
подготовлены к работе машины и механизмы;
подготовлен инвентарь, приспособления для безопасного ведения
работ.
Нижние и верхние полукольца грузов должны располагаться параллельно плети вдоль оси трубопровода.
Работы по балластировке выполняются в следующей последовательности:
комплекты грузов из приобъектного склада развозятся вдоль трубопровода и раскладываются по меткам;
плеть трубопровода трубоукладчиками ТО-1224 последовательно перекладываются на нижние полукольца;
верхние полукольца устанавливаются на трубопровод;
полукольца соединяются болтами и затягиваются гайками.
Для центровки отверстий в полукольцах груза заложить металлические стержни при опускании верхних полуколец утяжелителей. При выкладке плети
трубопровода на нижние полугрузы используются три трубоукладчика. В схему операционного контроля качества работ входит контроль:
комплектности грузов и их параметры. Наличие сертификатов и паспортов. Параметры грузов должны отвечать требованиям ТУ-102-264-81. Каждый груз должен иметь маркировку с указанием фактического веса;
проверки веса груза. Производится выборочное взвешивание 5% полугрузов от имеющейся партии;
состояния футеровки трубопровода. Соблюдение сплошность и плотности прилегания к поверхности трубопровода;
интервалов между грузами. Интервалы должны соответствовать расчетным;
правильность установки грузов. Строго соблюдать соответствие отверстий под болты, не допускать перекосов полугрузов;
проверка плотности прилегания внутренней поверхности груза к трубопроводу. Величина зазора между футеровочной рейкой и грузом не более 5 мм. Гайки доворачивают до крутящего момента 150 Н·м.
При выполнении балластировочных работ необходимо соблюдать технику безопасности. К выполнению работ допускаются рабочие, прошедшие инструктаж на рабочем месте. Перед началом работ необходимо привести в порядок рабочее место и проходы, освободив их от посторонних предметов, проверить исправность инвентаря и такелажной оснастки. Стальные канаты должны быть подвергнуты испытаниям в соответствии с ГОСТ 3241-80. Запрещается работать грузовыми устройствами, имеющими неисправности, перемещать груз без предварительного сигнала. Все погрузочно-разгрузочные работы проводить согласно правилам.
Таблица 2.9 – Состав звена при балластировке трубопровода
|
Наименование профессии
|
Разряд
|
Количество
|
|
1. Машинист трубоукладчика ТО-1224
|
6
|
2
|
|
2. Монтажник наружных трубопроводов
|
4
|
3
|
|
3. Монтажник наружных трубопроводов
|
3
|
9
|
2.2.8 Испытание трубопровода
Трубопровод до ввода в эксплуатацию должен подвергаться очистке полости, испытанию на прочность и проверке на герметичность. Перед проведением гидравлического испытания НПП его промывают водой согласно [31].
Промывка осуществляется без пропуска разделительного устройства за счет скорости потока жидкости, которая должна составлять не менее 5 км/час. Промывка считается законченной, когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости. После промывки выполняется испытание НПП на прочность и проверку на герметичность.
Испытание производится после полной готовности участка:
полной засыпки;
установки арматуры и приборов, катодных выводов;
удаления персонала и вывозки техники из опасной зоны;
при обеспечении постоянной или временной связи.
До выполнения указанных работ, в комиссию по испытанию трубопровода должна быть представлена исполнительная документация на объект. В качестве источника воды для гидравлического испытания используется река Лобановка. Сброс воды производится через нефтеловушку в котлован.
В состав основных работ по гидравлическому испытанию МНПП входят:
подготовка к испытанию;
наполнение трубопровода водой;
подъем давления до испытательного;
испытание на прочность;
сброс давления до проектного рабочего;
проверка на герметичность;
сброс давления до 1 - 2 кгс/см2.
При необходимости выполняются работы, связанные с выявлением и ликвидацией дефектов.
Согласно ВСН 011-88 гидравлическое испытание НПП производится на гарантированное заводом испытательное давление в нижней точке и не менее 1,25Рраб в верхней точке.
Трубопровод выдерживают с давлением испытания в течение 24 часов. Рабочее давление с учетом возможного гидравлического удара при перекрытии запорной арматуры принять 64 кгс/см2. Тогда давление испытания в верхней точке должно быть не менее 1,25х64=80 кгс/см2 и не более гарантированного заводом-изготовителем в нижней точке. После проведения испытания участок готов к эксплуатации.
2.2.9 Организация работ по выполнению технологического захлеста
До начала работ по выполнению технологического захлеста плети трубопровода с линейным участком необходимо:
засыпать уложенный русловой участок, оставив свободными заглушенные концы длиной не менее 10м;
устроить приямки в месте выполнения захлеста.
Выполнение технологического захлеста следует производить в следующей технологической последовательности:
уложить концы плетей на инвентарные лежки;
обрезать заглушки на трубопроводе;
зачистить концы труб шлифовальной машинкой с внутренней и наружной стороны до металлического блеска на ширину не менее 10 мм;
определить место реза под стык технологического захлеста стык должен быть расположен на расстоянии не менее 750 мм от соседнего стыка);
приподнять плеть, подлежащую обрезке, трубоукладчиком вверх и отвести в сторону на 200-250 мм над верхней образующей плети, лежащей на дне траншеи;
произвести разметку линии реза с таким расчетом, чтобы зазор в стыке не превышал 3 мм;
обрезать под фаску концы труб;
верхнюю плеть опустить на дно траншеи состыковать с нижней и выполнить центровку с помощью наружного центратора (центровка стыка должна выполняться без натяжения силового механизма);
произвести прихватку стыка в четырех местах равномерно по периметру, длина прихваток должна быть не менее 10 мм;
произвести окончательную заварку стыков;
произвести контроль качества сварных стыков радиографическим методом;
произвести изоляцию трубопровода с перекрытием не менее 100 мм.
2.2.10 Демонтаж старого трубопровода
Демонтаж НПП связан с большой технической, пожарной и экологической опасностью. Поэтому работы по демонтажу НПП необходимо выполнять с большой тщательностью.
Демонтаж НПП производится согласно рабочего проекта в соответствии с требованиями:
ВСН 31-84 «Положение о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре»;
ВСН 51-1-80 «Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов»;
СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»;
СНиП III-4-80 «Техника безопасности в строительстве»;
«Правил пожарной безопасности при капитальном ремонте нефтепроводов. Миннефтепром, 1981 г.»;
ВСН 014-89 «Охрана окружающей среды»;
«Инструкции по капитальному ремонту магистральных нефтепроводов диаметром 325?820 мм с заменой труб. Миннефтегазпром, 1991г.»
Перед началом работ по демонтажу трубопровода заказчиком должны быть выполнены работы по освобождению и последующей промывке полости трубопровода от нефти с одновременным заполнением его водой. Очищенный трубопровод сдаётся строительной организацией по акту.
Ремонтируемый участок отсекается от действующего временными заглушками. На концах отсеченного участка с помощью холодной врезки монтируются патрубки Ду-100 мм с временными задвижками.
Нефтепродукт вытесняется из отсеченного участка НПП водой реки Лобановка.
С помощью передвижных средств нефтепродукт вывозится на ЛПДС «Челябинск». После освобождения от нефтепродукта трубопровод промывается водой.
Отработанная вода через нефтеловушку сливается в земляной амбар.
Демонтаж НПП производится после промывки отключенного и опорожненного от продукта участка НПП в следующей последовательности:
определение положения демонтируемого участка и закрепление вешками с отметкой глубины заложения;
определение положения смежных и пересекаемых подземных коммуникаций и закрепление вешками;
снятие почвенно-растительного слоя бульдозером ДЗ-171 на полосе шириной 3,5 м над трассой демонтируемого участка со складированием во временный отвал;
вскрытие демонтируемого трубопровода одноковшовым экскаватором ЭО-4121;
пропуск мягких полотенец (строп) ПМ 523 трубоукладчиков ТО-1224 под трубопроводом после ручной доработки для периодического перехвата;
подъем демонтируемого трубопровода трубоукладчиками с последующей укладкой последнего на бровку траншеи;
разрезка трубопровода на трубы длиной по 10,0 м с помощью ручной газовой резки и транспортировка последних к месту складирования на ЛПДС «Челябинск»;
засыпка траншеи минеральным грунтом и уплотнение грунта;
рекультивация земель, нарушенных при монтаже (техническая и биологическая).
Вдольтрассовый проезд на пересечениях с подземными инженерными коммуникациями следует обустроить временными переездами из дорожных плит ПДЗ-23 по щебеночной отсыпке.
При демонтаже заменяемого НПП необходимо обеспечить толщину земляного покрова над действующим НПП даже после осыпания грунта при выемке не менее 0,2 м для предотвращения повреждения действующего трубопровода в процессе демонтажа заменяемого участка и засыпке траншеи.
2.2.11 Берегоукрепление
Укрепление берегов - заключительный этап строительства подводных трубопроводов. Основное значение берегоукрепления - защита береговых и приурезных участков от значительных деформаций в период эксплуатации трубопроводов.
Берегоукрепление, связанное с восстановлением нарушенных естественных откосов и склонов берегов разработанной траншеи, выполняется на всех переходах.
В зависимости от типа руслового процесса, воздействия льда, волн и течения, наличия местных строительных материалов могут применяться различные конструкции берегоу креплений.
В нашем случае используется берегоукрепление в виде каменной наброски русловой части и берегов.
Каменная наброска - один из наиболее распространенных способов крепления береговых откосов рек.
Крупность камня и толщину слоев наброски принимаем в зависимости от высоты волн, которые не превышают одного метра, ледовой нагрузки - толщина льда не превышает 60 сантиметров и производства работ, которая отличается технической простотой и полной механизации работ. Слагаемую берегового откоса применяем из близлежайшего карьера.
Для получения большей плотности наброски подводной части принимаются камни разного размера.
Крепление каменной наброски состоит из слоя камня и обратного фильтра или дренирующего слоя из песка, щебня и гравия. Обратный фильтр предотвращает вымывание грунта из-под камней и выполняется однослойным или многослойным.
Каменная наброска в нашем случае применима для крепления подводных откосов и способна выдержать неравномерную осадку откосов.
На берегоукрепление воздействуют в различном сочетании постоянные, временные и кратковременные нагрузки. В зависимости от сочетаний нагрузок выбирается вид берегоукрепления.
Правильно спроектированное и качественно выполненное берегоукрепление обеспечивает надежную защиту береговых откосов трубопровода от размыва в течение 15 лет.
По истечении проектного срока эксплуатации в результате накопления повреждений берегоукрепление может интенсивно разрушиться. В некоторых случаях могут происходить преждевременные нарушения креплений в результате изменения условий эксплуатации.
Сохранность берегоукрепления и увеличение срока его эксплуатации достигается выполнением текущих и капитальных ремонтов.
Текущий ремонт включает устранение мелких повреждений для предотвращения дальнейшего разрушения берегоукрепления.
Капитальный ремонт заключается в замене поврежденных или изношенных конструкций креплений новыми или более совершенными и экономичными.
3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
3.1 Расчет толщины стенки трубопровода
С целью подбора труб для подводного перехода, отвечающих требованиям дальнейшей безопасной его эксплуатации, необходимо определить толщину толщину стенки.
Толщина стенки d трубопровода определяется по формуле
, (3.1)
где
–коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления,
= 1,1 [24];
– расчетное внутреннее давление, МПа,
= 6,4 МПа;
– наружный диаметр трубопровода, мм,
= 377 мм;
– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяемый при сжимающих продольных осевых напряжениях
по формуле
; (3.2)
где
– расчетное сопротивление материала,
, (3.3)
где
– нормативное сопротивление материала принимается равным значению временного сопротивления
;
– коэффициент условий работы нефтепродуктопровода, равный 0,75 для участка I категории [24];
– коэффициент, характеризующий свойство стали;
– коэффициент надежности по назначению трубопровода, для нефтепродуктопровода диаметром 377 мм равен 1,0 [24].
Для подводного перехода выбраны бесшовные горячекатаные трубы Челябинского трубопрокатного завода диаметром 377 мм из стали 10 по ГОСТ 8732-78. Временное сопротивление разрыву стали
=340 МПа, предел текучести
=210 МПа [1],
=1,55[24].
Согласно формуле (3.3) определим расчетное сопротивление металла трубы:
МПа;
Определяем толщину стенки по формуле (3.1) при
=1:
мм;
Принимаем по сортаменту ближайшую большую (нормативную) толщину стенки
= 8 мм.
Продольные осевые напряжения определяются по формуле
, (3.4)
где
– коэффициент линейного расширения металла,
=1,2?10-5 1/°С [24];
– модуль Юнга, МПа, для стали
=2,06?105 МПа [24];
– расчетный перепад температур, положительный и отрицательный перепады температур определяются по формулам
; (3.5)
; (3.6)
– коэффициент Пуассона,
= 0,3 [24];
– внутренний диаметр трубопровода, мм;
мм; (3.7)
Рассчитываем температурные перепады:
°С;
°С;
Определяем продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок и воздействий по формуле (3.4):
МПа;
МПа;
Определяем
для сжимающих продольных напряжений (
<0) по формуле (3.2):
;
Уточняем значение
по формуле (3.1):
мм;
Расчетная толщина стенки не должна быть больше нормативной, условие выполняется, т.к. 7,88 < 8.
3.2 Проверка толщины стенки на прочность
Прочность в продольном направлении проверяется по условию
, (3.8)
где
– коэффициент, учитывающий двухосное напряжение состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (
?0)
=1, при сжимающих (
<0) определяется по формуле
, (3.9)
где
- кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа;
МПа; (3.10)
МПа;
Условие (3.8) выполняется, т.к. |-6,05|<11,52.
3.3 Проверка толщины стенки на деформацию
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопровода в продольном и осевом направлениях проверку производят по условиям
; (3.11)
, (3.12)
где
– максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;
– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при
,
=1, при
<0
определяется по формуле
, (3.13)
– нормативное сопротивление материла равное пределу текучести
;
– кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления.
, (3.14)
где– минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, м, по [4] принимаем
=1000 м;
МПа; (3.15)
МПа;
МПа;
МПа;
МПа;
при
<0
МПа;
при
МПа;
Условие (3.11) выполняется, т.к. |-44,88|<46>|157,32|<159>
МПа;
Условие (3.12) выполняется, т.к. 144,40<159,09;Недопустимые пластические деформации не возникают.Принимаем для производства капитального ремонта трубу ?377х8 мм.
3.4 Расчет устойчивости подводного перехода
Под устойчивым состоянием подводного трубопровода понимается такое состояние, при котором он будет находиться в покое в заранее заданном (проектном) положении при самой неблагоприятной комбинации нагрузок, стремящихся вывести его из этого положения.Устойчивость против всплывания трубопроводов обеспечивается дополнительной пригрузкой (балластировкой), величина которой рассчитывается в соответствии со СНиП 2.05.06-85* по формуле
, (3.14)
где
– нормативный вес балластировки в воде, Н/м;– коэффициент надежности по нагрузке, для чугунных пригрузов
=1 [24];– коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия,
=1,1 [24];
– расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод, Н/м;
– расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубопровода соответственно рельефу на трение, Н/м;
– расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода, Н/м;– дополнительный вес перекачиваемого продукта, Н/м, предполагая освобождение трубопровода от нефтепродукта, принимаем
=0;
, (3.15)
где
– наружный диаметр офутерованного трубопровода, м;
– плотность воды, кг/м3 с учетом растворенных в воде солей принимаем
=1050 кг/м3;
–ускорение силы тяжести, м/с2;
, (3.16)
где
– толщина изоляции, м;
– толщина футеровки, м;В качестве изоляционного покрытия выбрана конструкция изоляции усиленного типа «Пластобит-40» состоящая из грунтовки битумо-резиновой по ГОСТ 9015-74 толщиной 0,07 мм; мастики на основе пластифицированного битума «Изобитэп - Н» толщиной 3,0 мм; ленты ПВХ без подклеивающего слоя толщиной 0,4 мм; обертка защитная «ПЭКОМ» толщиной 0,6 мм. Общая толщина защитного покрытия 4,07 мм. Размеры футеровочной рейки 60х30 мм.
мм
м
Н/м
Расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб, для вогнутых участков определяется по формуле
, (3.17)
где
– момент инерции сечения трубопровода, м4,
– угол поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости, рад,
=1°29'
,4833°=
рад
,026 рад;
м4; (3.18)
Н/м;
, (3.19)
где
– коэффициент надежности по нагрузкам,
=0,95 [24];
– нормативная нагрузка от собственного веса трубопровода, Н/м;
, (3.20)
где
– нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы, Н/м;
– нормативная нагрузка от собственного веса изоляции, Н/м;
– нормативная нагрузка от собственного веса футеровки, Н/м;
, (3.21)
где– удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, Н/м3 (для стали
=78500 Н/м3);
Н/м;
, (3.22)
где– плотность битумной мастики, кг/м3,
=1050 кг/м3;
– наружный диаметр трубопровода с нанесенной на него битумной мастикой, м
м;– коэффициент, учитывающий величину нахлеста; при однослойной обертке,
=1,1 [22];
– плотность ленточных материалов, кг/м3,
гк/м3;
– толщина ленточных материалов, м
м;
, (3.23)
где
– плотность деревянной футеровки, кг/м3,
=750 кг/м3;
Н/м;
Н/м;
Н/м;
Н/м.
Расстояние между центрами тяжести грузов рассчитаем по формуле
, (3.24)
где– масса груза, кг,
=300 кг;
– объем груза, м3
=0,047 м3;
м
Необходимое количество пригрузов определяем по формуле
, (3.25)
где
– длина пригружаемого участка, м, (150 м);
штуки.
Расстояние между грузами определяем по формуле
, (3.26)
где
– ширина груза, м (0,45 м);
м
Принимаем количество чугунных пригрузов 53 штуки с расстоянием между краями соседних грузов 2,45 м.
3.5 Расчет напряженного состояния трубопровода при изоляционно-укладочных работах
Расстояние от точки соприкосновения трубопровода с грунтом до крюка первого по ходу движения колонны трубоукладчика определяется по формуле
, (3.27)
где
– высота подъема трубопровода, м, необходимая для прохода очистной и изолировочной машин,
=0,7 м;
м.
Расстояние между трубоукладчиками определяем по формуле
, (3.28)
где
– безразмерный параметр симметричного подъема (по [3] при использовании двух трубоукладчиков
=1,749);
м.
Нагрузки, которые необходимо поддерживать на крюках трубоукладчиков расчитываются по формуле
, (3.29)
где
– безразмерный параметр симметричного подъема (по [3] при использовании двух трубоукладчиков
=2,461);
Н
кН.
Суммарные усилия на крюках трубоукладчиков
, (3.30)
, (3.31)
где
– веса соответственно очистной и изоляционной машин, кН, (41кН и 31 кН);
кН;
кН.
Максимально необходимый для укладки трубопровода в траншею вылет стрелы трубоукладчика
, (3.32)
где
– ширина траншеи по дну, м;
– глубина траншеи, м;
– тангенс угла внутреннего трения грунта, (здесь – для определения величины проекции откоса траншеи на плоскость дна), для суглинков
=0,35 [12];
м.
По полученным характеристикам (грузоподъемность 73/9,81=7,44т на вылете 2,2м) подбираем трубоукладчики ТО 1224 [2,13].Максимально допустимая нагрузка на крюк трубоукладчика
, (3.33)
где
– коэффициент запаса грузоподъемности, учитывающий неровный рельеф местности,
=0,9 [4];
– паспортный опрокидывающий момент трубоукладчика, Н·;м
кН
Выбранные трубоукладчики могут использоваться для работы в изоляционно-укладочной колонне.
Напряжения от изгиба в наиболее опасном (опорном) сечении должны быть не более расчетного сопротивления материала трубопровода
и определяются по формуле
, (3.34)
где
– безразмерный параметр симметричного подъема (по [3] при использовании двух трубоукладчиков
=1,081);
Па
МПа;
, (3.35)
где
– нормативное сопротивление металла труб, МПа, равное пределу текучести
;
– коэффициент надежности по материалу,
=1,1 [24];
МПа;
Условие выполняется, т.к. 115<130.
4 ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА
4.1 Охрана окружающей среды при проведении капитального ремонта
Для обеспечения повышения требований к охране окружающей среды при сооружении и эксплуатации предусматривается[7]:
укладка трубопровода на глубину ниже максимального уровня промерзания грунтов (1,5м) для обеспечения минимальных нормативных напряжений в металле трубопровода и обеспечения нормативных условий эксплуатации антикоррозионной изоляции трубопровода из полимерной ленты;
применяются изоляционные материалы, не влияющие на биологический режим водоема и химический состав грунта;
планируются береговые склоны с обеспечением уклонов, предотвращающих обрушение грунта;
проводятся рекультивационные работы на всех нарушенных строительством участках земли;
закрепляются грунты на береговых склонах реки путем посева многолетних трав;
Для предотвращения повреждения подземных трубопроводов в зоне производства строительно-монтажных работ предусматривается устройство переездов через действующие коммуникации из железобетонных дорожных плит по насыпи из минерального грунта;
места переездов через действующие коммуникации и местоположение подземных коммуникации в зоне строительства обозначаются металлическими указательными знаками высотой 2 м;
место базировки временного городка строителей и стоянки строительных машин и механизмов предусматривается на обустроенной площадке.
4.2 Охрана труда и техника безопасности при сварочно-монтажных работах
Монтажная площадка насыщена транспортными средствами и грузоподъемными механизмами, электроустановками и сварочным оборудованием, при эксплуатации которой возможен травматизм.
Анализ причин несчастных случаев показывает, что один из опасных, сложных и ответственных работ является сварка, поэтому в своем проекте я рассматриваю охрану труда сварочных работ при проведении их в монтажных полевых условиях[18].
Для ручной электродуговой сварки существует несколько опасных факторов воздействий на сварщика: поражение электрическим током при прикосновении человека к токовыводящим частям электрической цепи; поражение лучами электрической дуги глаз и открытой поверхности кожи; ожоги от капель брызг металла и шлака при сварке; взрыва в результате проведения сварки вблизи легковоспламеняющихся и взрывоопасных веществ; травмы различного рода механического характера при подготовке трубопровода к сварке и в процессе сварки.
Источники электрического тока
Источником питания является передвижная электростанция ДЭС-60, со сварочным агрегатом АСД-300. Корпуса источников тока, машин, аппаратных ящиков, электродвигателей, щитов, ограничителей-приставок и металлические площадки, на которых выполняются работы, необходимо заземлить, а на видном месте вывесить надпись: «Без заземления не включать!». Не допускается одновременное устройство защитного заземления и зануления сети, питающейся от одного источника.
Кожный покров человека в сухом состоянии оказывает значительное сопротивление прохождению электрического тока. Расчетное сопротивление человека соответствует 1000 Ом[37]. Безопасным для жизни, но вызывающим болезненное ощущение считается ток 0.03-0.05 А. Предельным безопасным напряжением для человека можно считать 50 В.
Однако при влажной коже или ее повреждениях сопротивление снижается до 400 Ом.
При выполнении сварки в пожароопасных и взрывоопасных местах обратный провод от свариваемого трубопровода до клемм источника тока должен быть только изолированным, не уступающим по качеству прямому сварочному проводу.
При ручной сварке в качестве сварочных применяются гибкие одножильные провода, площадью сечения 25 и 35 мм2.
Во всех местах соединения провода и подсоединения его к источнику тока и свариваемому трубопроводу обеспечивается надежный контакт, для чего используется соединительная муфта. Обратный провод подсоединяют к трубопроводу с помощью специальных клемм заземления или струбцин.
Сварочная установка должна иметь автоматические выключатели в магистральном проводе сварочной цепи и предохранители на каждом ответвлении к сварочным постам.
Электродержатели должны удовлетворять требованиям ГОСТ 14651-78*Е, то есть иметь гарантируемую изоляцию, высокую механическую прочность и выдерживать не менее 8 000 зажимов электродов. При выполнении сварочных работ необходимо соблюдать требования ГОСТ 12.3.003-86, санитарных правил при сварке металлов, утвержденных Министерством здравоохранения Российской Федерации, правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других работ, утвержденными ГУПО МВД РФ.
Применяем электроды с менее токсичным покрытием. К ним относятся электроды марки Э42А, Э46А, Э50 (УОНИ 13/45, УОНИ 13/55). Состав электродных покрытий приведен в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Состав электродных покрытий
Компоненты, вес %
УОНИ 13/45
УОНИ 13/55
Мрамор
Плавкий шпат
Кварц
Ферромарганец
Ферросилиций
Ферротитан
53
18
19
2
3
15
54
15
9
5
5
12
Перед сваркой особое внимание следует обратить на исправность осциллятора и наличие в нем конденсатора безопасности. Контроль состояния электрооборудования и его безопасной эксплуатации проводится в соответствии с ГОСТ 12.1.019-79 и ПУЭ, ПТЭ и ПТБ, утвержденным Гостехнадзором РФ.
Лучистая энергия, выделяемая дугой
Спектр электрической дуги содержит инфракрасные, видимые и ультрафиолетовые лучи. Свет сварочной дуги превышает в 16000 раз максимальную яркость, допустимую для незащищенного газа и при облучении в течении 10-15 секунд лучи могут вызвать ожог. Более длительное воздействие дуги может привести к повреждению кристаллика глаза и потере зрения.
Ультрафиолетовое излучение вызывает ожоги глаз и кожи, инфракрасное может вызвать помутнение кристаллика глаза. Воздействие излучения дуги вредно не только для сварщиков, но и для подручных рабочих.
Для предотвращения поражения глаз необходимо применять защитные стекла - наиболее темные сварщикам и более светлые вспомогательным рабочим. Светофильтры выбираются в соответствии с требованиями ГОСТ 9411-81*Е. Защитные стекла вставляются в щитки и маски, снаружи закрывают простым стеклом для предохранения их от брызг расплавленного металла. Щитки изготавливают из изоляционного материала- фибры, фанеры, и по форме и размерам они должны защищать лицо и головы сварщика, соответствующие ГОСТ 12.4.023-84*.
Для электродуговой сварки с металлическим электродом с силой тока 100А применяются светофильтры С-5 (или Э-2) с проницаемостью лучей: для видимых 0,0035-0,015 %, инфракрасных-0,3 %, ультрофиолетовых-0 %.
Нагретый металл, капли и брызги металла
Образующиеся при сварке брызги расплавленного металла имеют температуру до 1800?С, при которой одежда разрушается. Для защиты используют специальную одежду. Спецодежда для сварщиков должна надежно защищать рабочих от искр и брызг расплавленного металла, повышенных температур, теплового излучения, механических воздействий, влаги, холода.
Костюм летний мужской для сварщиков по ТУ-17-08-123-80 тип А для рабочих сварочных профессий в монтажных и полевых условиях. В летний период сварщикам предлагаются полусапоги юфтевые на противоскользящей резиновой подошве по ГОСТ 12.4.060-78* с допельно-клеевым креплением подошвы. Для защиты рук применяют рукавицы брезентовые по ГОСТ 12.4.010-75* удлиненные (краги) типа Е.
Одежда сварщика не должна иметь складок, открытых карманов или разрезов, куда могли бы попасть брызги и расплавленные капли; при сварке обязательно ношение головного убора по ТУ 36-2455-82 на который надевается маска с наголовником по ГОСТ 12.4.035-78* и брезентовые перчатки. Брюки необходимо носить на выпуск, куртки застегивать на все пуговицы, запрещается заправлять ее в брюки. Карманы куртки закрывают клапанами. Ботинки следует плотно зашнуровать. Прибивать подошвы ботинок металлическими гвоздями запрещается.
Для защиты от соприкосновения с влажной, холодной землей и снегом сварщики должны обеспечивать теплыми подстилками, матами, ковриками по ГОСТ 4997-75*.
Для защиты от атмосферных осадков, сильного ветра и солнечных лучей на площадке следует пользоваться переносными брезентовыми палатками с каркасом из легких сплавов.
Вредные газы и аэрозоли
Высокая температура дуги (6000-80000 С) неизбежно приводит к тому, что часть сварочной проволоки, покрытий переходит в парообразное состояние. Эти пары, попадая в атмосферу, конденсируются и превращаются в аэрозоль конденсации, частицы которой по дисперсионности приближаются к дыму.
Яды в виде дымов и газов поступают в организм работающего в основном через органы дыхания (95-98 % от всех отравлений). Этот путь наиболее опасен в связи с тем, что поверхность пузырьков легочной ткани (альвеол) в среднем при растяжении составляют у человека 90-100 м2, толщина же альвеолярных мембран колеблется в пределах 0.001-0.004 мм, поэтому в кровь поступает большое количество ядовитых веществ, быстро разносимых кровотоком по организму. При выполнении физической работы объем дыхания и скорость кровотока резко увеличивается и отравление наступает быстрее. Особенно опасно соединение марганца, вызывающее при длительном дыхании заболевание легких (пневмокониоз). Окись углерода является чрезвычайно токсичным газом. При объёмном содержании его в воздухе: 0,1% через 21 час, появляется головная боль, тошнота, недомогание; 0,5 %- через 20-30 минут опасное отравление; 1%-после нескольких вдохов наступает потеря сознания, а через 1-2 минуты возможен смертельный исход. Электросварочная пыль содержит около 92 % окислов железа, 2 % соединений марганца, 2 % соединения кремния.
Попадание в среду с большим попаданием газов может вызвать отравление вплоть до смертельного. При выполнении сварочных работ такими местами могут быть пространства под шлем-маской и рядом с трубопроводом при сварке. Загрязненность воздуха вредными газами не должна превышать предельно допустимой концентрации ПДК по ГН 2.25-689-98, указанных в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Предельно допустимые концентрации
Загрязненность газами
ПДК, мг/м3
Окись углерода
Фтористые соединения
Окись марганца
Аэрозоли общей концентрации
30
0.5
0.3
4
При сварочных работах скорость движения воздуха должна быть не менее 0,25 м/с и не более 1,5 м/с. норма обмена воздуха на 1 кг расхода сварочных материалов должна быть не менее, для УОНИ 13/45 – 2800-3400 м3, а для УОНИ 13/55 – 4300-5400 м3.
Простейшим фильтрующим средством защищающим органы дыхания от газов, аэрозолей и пыли является респиратор ШБ-1 “Лепесток” (Лепесток-5 защищает от пыли при концентрации не превышающей ПДК в 5 раз).
Респираторами нужно пользоваться при наличии опасности отравления ядовитыми парами образующимися при сварке. Для контроля загазованности производятся периодические замеры концентрации вредных газов в воздушной среде. Для этой цели используются газоанализаторы АУХ-2 с индикаторными трубками.
Средства индивидуальной защиты должны быть сосредоточены в специальном пункте выдачи, хранения и эксплуатации средств индивидуальной защиты.
Вблизи мест производства должны находится аптечки, содержащие медикаменты необходимые для оказания первой медицинской помощи при ожогах, отравлении, ушибах, порезах и тому подобное. Рядом вывешивают рекомендации по оказанию первой помощи пострадавшим.
Вибрация
Наружную и внутреннюю поверхность свариваемых труб очищают от ржавчины и загрязнений. Эту работу выполняют электрошлифовальной очистной машиной. При работе со шлифовальной машиной через руки человека передается вибрация. Вибрация вызывает в организме человека реакции, которые являются причиной функциональных расстройств различных органов. Вредные действия вибрации выражаются в виде повышенного утомл
ения, головной боли, боли в суставах, повышенной раздражительности, некоторого нарушения координации движения[36].
При работе со шлифовальной машиной следует применять индивидуальные средства защиты рук от воздействия вибрации. К ним относятся изделия типа рукавиц или перчаток, а также вибразащитные прокладки, которыми снабжены крепления к ручке шлифовальной машины.
Требования к персоналу, допускаемому к выполнению сварочных работ
К сварочным работам при строительстве трубопроводов допускаются сварщики, сдавшие испытание согласно “Правилам аттестации сварщиков”. К аттестации допускаются сварщики не моложе 18 лет. Лица проходящие аттестацию, должны подготовить и ввести в действие сварочное оборудование, произвести сварку в заданном режиме, а также уметь производить сварку в любом пространственном положении и устранять видимые дефекты сварки[19].
Перед допуском к работе сварщик должен сварить контрольный стык в условиях, близких к тем, в которых будет протекать его работа. Результаты испытаний проверяются и заносятся в протокол.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Акимова А.Ю. и др. Справочник металлиста. Том-2 – М.: Машиностроение, 1976. –599с.
Александров М.П. и др. Грузоподъемные механизмы. Учебник для ВУЗов. - М.: Машиностроение, 1986. –422 с.
Бабин А.А., БыковЛ.И., Волков В.Я., Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. – М.: Недра, 1979. –138 с.
Бабин А.А., Григоренко П.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. – М.: Недра, 1995г.-245 с.
Березин В.Л., Суворов А. Ф. Сварка трубопроводов и конструкций. – М.: Недра, 1983г. 216 с.
Березин В.Л. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1978. 274 с.
Броун С.И., Кравец В.А. Охрана труда при сооружении газонефтепроводов и газонефтехранилищ. - М.: Недра, 1978. - 239с.
Галеев В.Б. и др. Ремонт магистральных трубопроводов и оборудования перекачивающих станций. – М.: Недра, 1968. 411 с.
под ред. д. т. н. Герасименко А.А. Защита от коррозии, старения и биоповреждений машин, оборудования и сооружений. Том-1. – М.: Машиностроение, 1987. 314 с.
Гумеров А.Г., Зубаиров А.Г. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов. – М.: Недра, 1999г. – 526с.
Денисов Л.С. Повышение качества сварки в строительстве. – М.: Стройиздат, 1982. – 160с.
Под ред. Дерцакчна А.К. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. – Л.: Недра, 1977, 332 с.
Каталог машин для строительства трубопроводов.- М.: Недра, 1977, 198 с.
Под ред. Котикова В.Г. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: Недра, 1968, 221 с.
Мейнерт В.А. и др. Очистка, изоляция и укладка тагистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1973, 266 с.
Меренов И.В. и др. Водолазное дело. Терминологический словарь. – Л.: Судостроение, 1989, 219 с.
Минаев В.И. Машины для строительства магистральных трубопроводов. - М.: Недра 1985. - 440с.
Поважук Г.М , Кравец Б.С. Техника безопасности при сварочных работах. – К.: Будивельник, 1976. – 91с.
Сварочно-монтажные работы при строительстве трубопроводов. Справочник. М.: Недра, 1990г.—203с.
Телегин П.. Г., Ким Б. И., Зоненко В. И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газопроводов, – М.: Недра, 1988г-187 с.
Тихонов В.В. Система планово-предупредительного ремонта сооружений и оборудования магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1966, 255 с.
Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтапроводов. – М.: Недра, 1981, 176 с.
Шаммазов А. М. И др. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2000. – 237с.
СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования - М.: ГУП ЦПП Госстроя России, 1998. - 60с.
СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия. - М.: ГУП ЦПП Госстроя России, 1998. - 36с.
СНиП 12-03-99 Безопасность труда в строительстве. - М.: ГУП ЦПП Госстроя России, 1999. - 28с.
СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. - М.: ГУП ЦПП Госстроя России, 1998. - 51с.
ВСН 004-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Технология и организация: Миннефтегазстрой, 1990. – 50с.
ВСН 006-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка: Миннефтегазстрой, 1990. – 51с.
ВСН 007-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Конструкции и балластировка. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 65с
ВСН 011-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание– М.: Миннефтегазстрой, 1990. –112с
ВСН 012-88 Контроль качества строительно-монтажных работ. М.: Минефтегазстрой, 1990. – 65с.
Трубопроводный транспорт нефти № 11, Москва, 1999г.
РД 39.4-041-99 «Правила технической эксплуатации мегистральных нефтепродуктопроводов». – М.: Нефть и газ, 1999, 189 с.
РД 39-110-91 “Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах”, Уфа, ИПТЭР, 1992, 118 с.
ГОСТ 12.1.012–88 ССБТ “Вибрационная безопасность. Общие требования”
ГОСТ 12.1.013-78 Строительство. Электробезопасность. Общие требования.