ЛПДС Челябинск капитальный ремонт подводного перехода НПП "Уфа-Петропавловск"

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………… 5

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………… 6

1.1 Характеристика трубопровода на эксплуатационном участке………………… 6

1.1.1 Характеристика трассы………………………………………………………… 6

1.1.2 ЛПДС «Челябинск»…………………………………………………………….. 7

1.1.2.1 Технологическая схема ЛПДС «Челябинск»………………………………... 7

1.1.2.2 Насосная ЛПДС «Челябинск»………………………………………………… 8

1.2. Капитальный ремонт подводного перехода…………………………………….. 9

1.2.1 Способы ремонта на подводных переходах…………………………………… 9

1.2.2 Краткая характеристика подводного перехода нефтепродуктопровода

через реку Ай……………………………………………………………………………10

1. Выбор способа ремонта………………………………………………………….11

Технология капитального ремонта……………………………………………..12

Подготовительные работы………………………………………………………13

Земляные работы………………………………………………………………...13

Сварочно-монтажные работы…………………………………………………..17

Изоляционные работы…………………………………………………………..19

1. Футеровка. Балластировка………………………………………………………22

Расчет толщины стенки трубопровода…………………………………………24

Проверка толщины стенки на прочность………………………………………27

Проверка толщины стенки на деформацию……………………………………28

Расчет устойчивости подводного перехода……………………………………30

Укладка трубопровода…………………………………………………………..37

Расчет тягового усилия при протаскивании трубопровода…………………..39

2. Очистка полости трубопровода. Испытание на прочность и проверка на

герметичность…………………………………………………………………………..48

1. Берегоукрепление……………………………………………………………….51

Рекультивация нарушенных земель……………………………………………53

2 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА…………………………….55

2.1 Меры безопасности при капитальном ремонте подводного перехода…………56

2.1.1 Земляные работы…………………………………………………………………56

2.1.2 Закрепление нефтепродуктопровода утяжеляющими грузами……………….57

2.1.3 Укладка подводного трубопровода……………………………………………..58

2.1.4 Подключение отремонтированного участка к действующему нефтепродуктопроводу………………………………………………………………………………….59

2.1.5 Очистка внутренней полости и испытание нефтепродуктопровода………….61

2.2 Чрезвычайные ситуации…………………………………………………………...61

2.2.1 Противопожарная безопасность…………………………………………………61

2.2.2 План ликвидации возможных аварий…………………………………………...63

2.2.3 Организация ликвидации аварий на подводном переходе…………………….64

2.2.3.1 Определение места и характера аварии……………………………………….64

2.2.3.2 Локализация разлитого нефтепродукта на водной поверхности……………65

2.2.3.3 Сбор нефтепродукта с поверхности воды…………………………………….67

2.3 Охрана окружающей среды………………………………………………………..69

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………………...72

ВВЕДЕНИЕ

Развитие многих отраслей промышленности определяется надежностью работы системы нефте- и нефтепродуктопроводов. В то же время, согласно статистике, количество отказов на магистральных трубопроводах остается довольно высоким.

Это связано в первую очередь с коррозионным износом трубопроводов, т.е. их старением.

Кроме того, причинами отказов могут быть некачественные строительные материалы, недоброкачественное выполнение строительно-монтажных работ и, наконец, несвоевременное и некачественное выполнение ремонтных работ на линейной части магистральных трубопроводов.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят большой экономический ущерб не только из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

Среди условий, обеспечивающих избежание неприятных последствий аварийных отказов, важное место принадлежит своевременному и качественному проведению профилактических мероприятий.

В данном проекте рассмотрен капитальный ремонт участка нефтепродуктопровода “Уфа-Петропавловск” с заменой трубы на подводном переходе через реку Ай.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

   1. Характеристика трубопровода на эксплуатационном участке

1.1.1 Характеристика трассы

Магистральный нефтепродуктопровод «Уфа – Петропавловск» предназначен для транспортировки дизельных топлив. Условный диаметр нефтепродуктопровода 500 мм, полная длина 918 км.

Участок «Черкассы – Челябинск» является первым эксплуатационным участком при перекачке нефтепродуктов в восточном направлении и последним при перекачке в западном направлении. Длина участка составляет 386 км.

Организационно нефтепродуктопровод входит в состав двух производственных отделений (ПО) ОАО «Уралтранснефтепродукт» Уфимского и Восточного.

Нефтепродуктопровод спроектирован институтом «Гидронефтетранс», введен в эксплуатацию в период 1954 – 1959 гг.

Трасса участка «Черкассы – Челябинск» имеет 66 пересечений судоходных и несудоходных рек и 63 пересечения шоссейных и железных дорог.

На переходах через наиболее крупные реки уложены резервные нитки:

• на р. Уфа на 9,5-15,2 км, длиной 6080 м;

на р. Сим на 66 км, длиной 230 м;

на р. Сим на 109 км, длиной 1400 м;

на р. Юрюзань на 139 км, длиной 540 м;

на р. Сатка на 207,2 км, длиной 280 м;

на р. Ай на 254 км, длиной 1495 м;

на р. Миасс на 284 км, длиной 6100 м.

Трубопровод уложен по всей длине подземно. Всего в линейной части нефтепродуктопровода смонтировано 152 задвижки, на участке «Черкассы – Челябинск» – 78 задвижек условным диаметром 500 мм на давление 6,4; 7,5 и 8 МПа. Задвижки смонтированы, как правило, через 15-20 км и на переходах через наиболее крупные препятствия.

1.1.2 ЛПДС «Челябинск»

На участке «Черкассы – Челябинск» расположено шесть перекачивающих станций. Головной перекачивающей станцией эксплуатационного участка при перекачке в западном направлении является ЛПДС «Челябинск».

ЛПДС «Челябинск» расположена в южной части поселка Новосинеглазово и состоит из двух производственных площадок №4 и №4А. Вся деятельность ЛПДС направлена на выполнение функций по перекачке нефтепродуктов, их хранения и отпуска. Для осуществления перекачки на территории ЛПДС имеются две насосные станции: Магистральная и Свердловская. На территории ЛПДС также расположены административный корпус, центральный диспетчерский пункт, здание связи, магистральный склад, пожарное депо и другие вспомогательные здания и сооружения.

Для хранения нефтепродуктов на территории ЛПДС имеются два резервуарных парка. На площадке №4 расположено 5 наземных резервуаров: 4 резервуара типа РВСП-5000 и один РВС-5000; на площадке №4А размещено 13 наземных резервуаров РВС-5000.

1.1.2.1 Технологическая схема ЛПДС «Челябинск»

Технологическая схема ЛПДС «Челябинск» обеспечивает выполнение следующих операций:

• прием нефтепродуктов в резервуары;

• закачку нефтепродукта в магистральный нефтепродуктопровод магистральными насосами;

• пропуск нефтепродукта мимо станции;

прием и запуск очистных устройств;

железнодорожный слив, налив;

налив нефтепродуктов в автоцистерны.

Нефтепродукт принимается поочередно в один из резервуаров ЛПДС, а откачивается из другого. Эта схема позволяет вести учет перекачиваемого продукта, так как поточного учета на станции не имеется. Из резервуаров подпорные насосы подают нефтепродукт к магистральным насосам, которые закачивают его в трубопровод.

1.1.2.2 Насосная ЛПДС «Челябинск»

Здание насосной каркасного типа, одноэтажное, второй степени огнестойкости, разделено на два зала брандмаужной стенкой. Размеры насосного цеха – 30х18 м.

В насосном зале установлено 3 насосных агрегата НПС-200-700 с взрывозащищенным приводом 4АЗМП630/6000 и 2 насоса НМ-1250-260. В зале электродвигателей установлено два электродвигателя СТД-1250/2.

Для обеспечения ремонтных работ оборудования насосного цеха установлены грузоподъемные механизмы:

• в насосном зале мостовой кран ручной грузоподъемностью 5 т;

в зале электродвигателей мостовой кран ручной грузоподъемностью 10т.

Кроме основного оборудования в помещении насосного цеха установлены следующие системы:

• принудительная централизованная система смазки насосных агрегатов, состоящая из емкостей системы смазки, насосов, фильтров, маслоохладителей и резервного аккумулирующего бака;

• система сбора утечек;

система охлаждения;

система защиты и управления насосных агрегатов.

1. Капитальный ремонт подводного перехода

1. Способы ремонта на подводных переходах

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 следующие технологические схемы капитального ремонта [13]:

1) ремонт прокладкой новой нитки подводного перехода:

• в новом створе;

взамен существующей;

2) ремонт с использованием конструкции “труба в трубе”;

3) ремонт повреждения изоляции с помощью клеевых композиций;

4) ремонт берегоукреплений;

5) ремонт трубопровода без замены дефектного участка, с применением зажимов и разъемных муфт;

6) ремонт с заменой дефектного участка над поверхностью воды:

• с подъемом участка над поверхностью воды;

с применением кессонов и полу кессонов;

7) ремонт оголенных и провисших участков:

• дополнительным заглублением (подсадкой трубопровода);

отсыпкой песчано-гравийной смеси, щебня, бутового камня или укладкой мешков, наполненных песчано-цементной смесью и другими материалами;

с применением гидротехнических сооружений (донных, сквозных шпор).

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.

1. Краткая характеристика подводного перехода нефтепродуктопровода через реку Ай

Подводный переход магистрального нефтепродуктопровода, представляет собой участок линейной части, пересекающий водную преграду и уложенный с заглублением в дно водоема. переход включает в себя две нитки трубопровода с соответствующими системами его технического обеспечения.

Длина подводного перехода определяется границами, которыми для многониточных переходов является запорная арматура, установленная на берегах.

Трасса участка подводного перехода проходит в общем коридоре с нефтепродуктопроводом «Уфа – Омск» Ду – 350мм, нефтепроводами ТОН-I Ду –500мм, ТОН-II Ду – 700мм, высоковольтной линией ВЛ – 10кВ, кабелями связи. Участок подводного перехода расположен на 254 км по нефтепродуктопроводу «Уфа – Петропавловск», условным диаметром 500мм.

На участке труба 508?9,5мм, изоляция резинобитумная усиленная, средняя глубина заложения до низа трубы – 1,5м. Протяженность участка составляет 1495м.

Продольный профиль трассы на участке перехода через реку Ай приведен на рисунке 1.6 (стр. 50).

Краткая характеристика пересекаемой реки Ай приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Краткая характеристика реки Ай

Наименование	Характеристика
1. Судоходность.	Не судоходная и не сплавная.
2. Ширина реки, м.	30
3. Глубина в зоне перехода, м.	0,55
4. Средняя скорость течения реки, м/с.	0,967
5. Характеристика урезов берегов.	Берега пологие.
6. Грунты, из которых сложены русло и берега в створе перехода.	Суглинки тяжелые.
7. Уровень поверхности воды.	Отметка горизонта воды 425,75м в Балтийской системе.

1. Выбор способа ремонта

Участок подводного перехода через реку Ай был введен в эксплуатацию в 1955 году. Капитальный ремонт участка не производился.

Обследование участка производилось в 1992 году. Для проведения механического испытания и металлографических исследований металла были представлены трубы действующего нефтепродуктопровода.

Наружная поверхность труб имела удовлетворительное состояние: коррозия отсутствовала, трещиноподобные дефекты, вызванные коррозионными или усталостными процессами, обнаружены не были.

По нижней образующей внутренней поверхности трубы имелись продукты коррозионного отложения толщиной 1.5 – 5.0 мм. Общий износ металла достигал 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. На отдельных участках размеры язв были диаметром 2 – 15 мм и глубиной от 3 до 7.8 мм. Так на участке 50?50мм было обнаружено примерно 30 язв глубиной от 3 до 7.8 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.

Для капитального ремонта подводного перехода через реку Ай, наиболее приемлемой является схема прокладки новой нитки с укладкой в русловой части перехода в подводную траншею.

1. Технология капитального ремонта

Капитальный ремонт подводного перехода выполняется с соблюдением требований СНиП и ВСН по организации производства, техники безопасности, защите окружающей среды.

Технология капитального ремонта подводного перехода состоит из нескольких этапов:

1. подготовительный этап;

земляные работы;

демонтаж старого участка нефтепродуктопровода в русловой части;

монтаж трубопровода (сварка, контроль качества сварных швов, изоляция, контроль качества изоляции, футеровка участка перехода, балластировка);

укладка трубопровода;

очистка полости трубопровода;

испытание и подключение отремонтированного участка нефтепродуктопровода к действующему;

засыпка отремонтированного участка;

рекультивация плодородного слоя.

1. Подготовительные работы

Этапы подготовительных работ:

1. подготовка строительно-монтажной площадки;

геодезические работы: измерение фактического профиля перехода, закрепление оси трубопровода реперами на берегах; установка створных знаков;

гидрометрические работы: определение фактической скорости потока водной преграды и глубины дна;

строительство спусковой дорожки;

подготовка к футеровке, балластировке.

1. Земляные работы

Подводное исполнение переходов предполагает значительный объем земляных работ. В состав земляных работ входит: разработка траншей на русловых, береговых и пойменных участках; срезка береговых склонов; засыпка траншей; укрепление берегов; устройство водоотводных канав, перемычек; планировка береговой строительной площадки, спусковой дорожки и др.

Технология устройства подводных траншей для трубопроводов отличается от технологии подводных земляных работ при строительстве других гидротехнических сооружений, так как подводные траншеи представляют собой узкопрофильную выемку, направленную поперек течения. Эти особенности производства земляных работ при прокладке подводного перехода обусловливают применение специальных машин и оборудования.

Выбор и рациональное использование технических средств для разработки подводных траншей на реках зависят от грунтовых условий по трассе перехода, глубины грунтозабора, объемов работ и возможностей доставки техники на объект.

Оборудование для подводной разработки грунта в зависимости от принципа силового воздействия на грунтовый массив подразделяется на три вида [13].

К механическому оборудованию относятся многочерпаковые, шланговые и грейферные земснаряды, канатно-скреперные установки, скалодробильные и скалоуборочные машины, экскаваторы и др.

Гидравлическое оборудование (средства гидромеханизации) включает гидромониторные снаряды, землесосные установки, гидроэжекторные и пневматические грунтососы.

Комбинированное оборудование сочетает механическое и гидравлическое воздействие на грунт. При этом грунт разрушают при помощи механических или гидравлических разрыхлителей, а средствами гидромеханизации грунт отводят в сторону от выемки. К такому оборудованию относятся скреперы-пульпометы и скреперы-землесосы, землесосные, гидроэжекторные и пневматические установки, оснащенные разрыхлителями, а также гидропневматические установки.

Так как глубина реки Ай в створе перехода небольшая, то разработка траншеи в русловой части производится одноковшовым экскаватором, см. рисунок 1.1.

Разработка траншей на прибрежных участках выполняется бульдозерами и экскаваторами.

Грунт при разработке траншеи выбирается до нижней образующей трубы, откосы траншеи приняты: 1:2 в русловой части; 1:0.75 в береговой части; 1:0.67 в пойменной части перехода [9].

Для предотвращения повреждения трубопровода минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом экскаватора, должно составлять не менее 0.2м.

На концах ремонтируемого участка земляные работы выполняются вручную (на расстоянии не менее 2 м от конечных точек). В начальной и конечной части ремонтируемого участка выполняется двусторонний отвал с отсыпкой 25% грунта на полосу перехода техники.

Глубину заложения до низа трубопровода рекомендуется принять 1.4м [10].

Ширина траншеи по дну принята по СниП III-42-80* и с учетом размера ковша экскаватора составляет 1.1 м. в обычных условиях; 2.2 м. на участках поворота трассы из отводов искусственного гнутья, и при балластировке 2.42 м [11].

При пересечении реки Ай в русловой части разработка траншеи производится одноковшовым экскаватором с доработкой грунта вручную. Для предотвращения сползания трубопровода в разрабатываемую траншею предусмотреть якорение ремонтируемого трубопровода.

Расположение механизмов в строительной полосе при проведении земляных работ показано на рисунке 1.2.

1. Сварочно-монтажные работы.

При капитальном ремонте подводного перехода применяют те же методы, что и на суше.

При небольшой протяженности подводного перехода, сварочно-монтажные работы выполняют методом ручной электродуговой сварки. Сварка корневого шва выполняется электродами диаметром 3 мм. Последующие швы выполняются электродами диаметром 4 мм.

До начала сварочно-монтажных работ необходимо получить следующую документацию:

сертификаты и паспорта на трубы и сварочные материалы;

список сварщиков;

заключение о результатах механических испытаний допускных и контрольных сварных соединений;

журнал регистрации результатов механических испытаний, допускных и контрольных стыков.

Кроме того, в зоне производства работ следует разместить кран-трубоукладчик, сварочный агрегат, бульдозер, наружный центратор, инвентарные метки и передвижную защитную палатку (при необходимости).

Повышенные требования предъявляются к качеству сварных соединений. так как разрыв сварного стыка подводного трубопровода во время его эксплуатации может привести к значительным убыткам и экологическим последствиям.

Контроль качества сварочных работ следует производить:

• систематическим операционным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки;

визуальным осмотром и обмером сварных соединений;

проверкой сварных швов методом радиографического контроля.

Схема проведения сварочно-монтажных работ и контроль сварных соединений приведены на рисунке 1.3.

1. Изоляционные работы.

Для защиты наружной поверхности нефтепродуктопровода от коррозии предусматривается усиленная изоляция типа № 12 (по ГОСТ Р 51164-98), которая имеет следующую конструкцию [5]:

• грунтовка битумная или битумно-полимерная;

мастика изоляционная на основе битума или асфальтосмолистых соединений толщиной не менее 3.0 мм;

рулонный армирующий материал (стеклохолст);

мастика изоляционная на основе битума или асфальтосмолистых соединений толщиной не менее 3.0 мм;

рулонный армирующий материал (стеклохолст);

обертка защитная.

Для получения качественного антикоррозионного покрытия необходимо тщательно подготовить поверхность трубы, которая должна быть очищена от грязи, наледи, старой изоляции, окалины, ржавчины и обезжирена.

В трассовых условиях наружные поверхности трубопровода очищают самоходными очистными машинами механическим способом с помощью вращающихся щеток. Очищенную поверхность следует сразу огрунтовывать. Грунтовку наносят на сухую поверхность ровным слоем без пропусков, пузырей и подтеков. Для равномерного растирания грунтовки на изоляционной машине устанавливается вращающееся полотенце. Температура грунтовок при нанесении должны быть от 10 до 30?С. Поэтому при температуре ниже 10?С грунтовку рекомендуется выдержать не менее 48 часов в помещении с температурой не ниже 15?С (но не выше 45?С) или подогреть на водяной или масляной бане с температурой не выше 50?С.

Изоляционное покрытие наносится механизированным способом, обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность. Нанесение изоляционного покрытия на влажную поверхность труб во время дождя, тумана, снега и сильного ветра не разрешается.

Технология проведения изоляционных работ должна соответствовать требованиям ВСН 008-88 [4].

При выполнении изоляционных работ производится контроль качества изоляционного материала и покрытия для усиленного типа согласно таблице 1.2 [5].

Таблица 1.2 – Нормы качества изоляционного покрытия.

№п/п	Показатель	Норма
1	Сплошность, кВ на 1 мм толщины покрытия	5,0
2	Толщина, мм, не менее	6,0
3	Адгезия к стали, Мпа/м2, не менее	0,2
4	Температура хрупкости мастичного слоя, °С, не более	-10,0
5	Прочность при ударе при температуре до 40°С, Дж, не менее	4,0

В связи с работой в охранной зоне действующих коммуникаций, складирование изоляционных материалов, мастик, грунтовки производится на специально отведенных площадках.

Схема проведения изоляционных работ приведена на рисунке 1.4.

1. Футеровка. Балластировка.

Футеровка трубопроводов производится с целью предохранения изоляционного покрытия при укладке трубопроводов.

При укладке подводного трубопровода путем протаскивания по дну траншеи необходимо применять сплошное офутерование по всей длине дюкера. Футеровка осуществляется рейками сечением 40х60 мм. Длина реек должна быть не менее 2 м.

Схема проведения работ по футеровке трубопровода приведена на рисунке 1.5.

Необходимая устойчивость подводного трубопровода достигается различными способами его пригрузки: сплошным утяжеляющим покрытием или отдельными грузами. При балластировке одиночными грузами применяются чугунные и железобетонные грузы. Использование железобетонных грузов приводит к значительным транспортным расходам. Поэтому устойчивость подводного трубопровода обеспечим одиночными чугунными грузами.

В состав работ по балластировке кольцевыми чугунными грузами входят:

• развозка грузов вдоль плети трубопровода;

раскладка грузов по меткам;

установка грузов на трубопровод;

закрепление грузов на трубопроводе болтовыми соединениями.

До начала балластировки чугунными грузами необходимо:

• закончить футеровку плети трубопровода;

отметить на трубопроводе места установки грузов маркерами или краской яркого цвета;

проверить комплектность грузов на приобъектном складе;

подготовить к работе машины и механизмы.

1. Расчет толщины стенки трубопровода

Для обеспечения достаточной надежности подводного перехода и правильного выбора трубы, расчитаем необходимую толщину стенки трубопровода.

Толщина стенки d трубопровода определяется по формуле

, (1.1)

где n_p–коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления,n_p=1,1 [10];

Р – расчетное внутреннее давление, Р = 6,4 МПа;

D_н – наружный диаметр трубопровода;

?₁ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяемый при сжимающих продольных осевых напряжениях s_прN – по формуле

; (1.2)

где R₁ – расчетное сопротивление материала,

, (1.3)

где R₁^н – нормативное сопротивление материала принимается равным значению временного сопротивления s_в;

m – коэффициент условий работы нефтепродуктопровода, равный 0,75 для участка I категории [10];

k₁ – коэффициент, характеризующий свойство стали;

k_н – коэффициент надежности по назначению трубопровода, для нефтепродуктопровода диаметром 530 мм равен 1 [10].

Для подводного перехода возьмем трубы Челябинского трубопрокатного завода диаметром 530 мм из стали 17Г1С (ТУ 14-3-1270-84). Это прямошовные трубы из низколегированной стали. Временное сопротивление разрыва стали равно 510 МПа, предел текучести – 353 МПа [2], k₁ равен 1,47.

Согласно формуле (1.3) определим расчетное сопротивление металла трубы:

.

Определяем толщину стенки по формуле (1.1) при f₁ равном 1:

.

Принимаем трубу 530х9 мм.

Продольные осевые напряжения определяются по формуле

, (1.4)

где a_t – коэффициент линейного расширения металла равный 1,2?10^-5 1/°С [10];

Е – модуль Юнга, для стали равный 2,06?10⁵ МПа [10];

?t – расчетный перепад температур, положительный и отрицательный перепады температур определяются по формулам

; (1.5)

; (1.6)

где m – коэффициент Пуассона, m = 0,3 [10];

D_вн – внутренний диаметр трубопровода, D_вн = D_н – 28 = 530 – 2?9 = 512 мм.

Рассчитываем температурные перепады:

;

.

Определяем продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок и воздействий по формуле (1.4):

Определяем f₁ для сжимающих продольных напряжений (a_прN < 0) по формуле (1.2):

Уточняем значение d по формуле (1.1):

Принятая толщина стенки равная 9 мм, превышает расчетную величину, поэтому удовлетворяет условию надежности подводного перехода.

1. Проверка толщины стенки на прочность

Прочность в продольном направлении проверяется по условию

, (1.7)

где s_прN – продольные осевые напряжения;

R₁ – расчетное сопротивление металла труб;

?₂ – коэффициент, учитывающий двухосное напряжение состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (s_прN ? 0) f₂ равен 1,0, при сжимающих (s_прN < 0) определяется по формуле

(1.8)

где ?_КЦ - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа;

МПа;

По формуле 1.8 находим:

1. Проверка толщины стенки на деформацию

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопровода в продольном и осевом направлениях проверку производят по условиям

; (1.9)

, (1.10)

где s_пр^н – максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

?₃ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

R₂^н – нормативное сопротивление материла равное пределу текучести s_т;

?_кц^н – кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления.

Продольные напряжения s_пр^н находятся по формуле

, (1.11)

где r_min – минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, принимаем r_min равным 1000 м.

Кольцевые напряжения:

Коэффициент f₃:

Определяем продольные напряжения s_пр^н по формуле (1.11):

Проверяем условие

:

182 < 294 МПа, условие выполняется.

Проверяем условие (1.9):

– условие выполняется;

– условие выполняется;

– условие выполняется;

– условие выполняется.

Недопустимые пластические деформации не возникают.

1. 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

, (1.12)

где q_бал.в^н – нормативный вес балластировки в воде;

n_б – коэффициент надежности по нагрузке, для чугунных пригрузов n_б равен 1 [2];

q_в – расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод;

q_изг – расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубопровода соответственно рельефу на трение;

Р_у – вертикальная составляющая воздействия гидродинамического потока на единицу длины трубопровода;

Р_х – горизонтальная составляющая воздействия гидродинамического потока на единицу длины трубопровода;

k – коэффициент трения трубы о грунт при поперечных перемещениях, для суглинистых грунтов k = 0,4 [2];

q_тр – расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода;

q_доп – дополнительный вес обустройств, перекачиваем ого продукта, q_доп = 0;

k_нв – коэффициент надежности против всплытия, принимаемый равным 1,1 для русловых участков переходов при ширине реки до 200 м [2].

Расчетную выталкивающую силу воды найдем по формуле

, (1.13)

где D_нф – наружный диаметр офутерованного трубопровода, рассчитывается по формуле

, (1.14)

где d_из – толщина изоляции;

?_об – толщина обертки;

?_фут – толщина деревянных реек;

?_в – плотность воды, с учетом растворенных в ней солей, принимаем равной 1050 кг/м³.

В качестве защитной обертки возьмем оберточный материал ПВХ (ТУ 102-123-78) толщиной 0,6 мм и плотностью 1175 кг/м³ [2].

Из формулы (1.13):

Расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб, для вогнутых участков определяется по формуле

, (1.15)

где I – момент инерции,

;

? – угол поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости равный 1,625 ° (0,025 рад);

? – радиус изгиба оси трубопровода, равный 1000 м.

Вертикальная составляющая гидродинамического воздействия определяется по формуле

, (1.16)

где С_у – коэффициент подъемной силы, зависящий от числа Рейнольдса;

? – средняя скорость потока, набегающего на трубу, равная 0,54?u_пов,

, (1.17)

где n – кинематический коэффициент вязкости воды, n = 0,0131?10^-4 м²/с [12].

Для числа Re равного 236853 коэффициент подъемной силы равен 0,51 [3].

Горизонтальная составляющая гидродинамического воздействия рассчитывается по формуле

, (1.18)

где С_х – коэффициент лобового сопротивления, при Re равном 236853 С_х равен 1 [3].

Расчетную нагрузку от собственного веса трубопровода найдем по формуле

, (1.19)

где n_св – коэффициент надежности по нагрузкам, n_св = 0,95 [2];

q_тр^н – нормативная нагрузка от собственного веса трубопровода;

(1.20)

где q_м^н – нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы;

q_из^н – нормативная нагрузка от собственного веса изоляции;

q_фут^н – нормативная нагрузка от собственного веса футеровки;

, (1.21)

где g_м – удельный вес металла, из которого изготовлены трубы (для стали g_м = 78500 Н/м³) [10].

Нормативная нагрузка от собственного веса изоляции рассчитывается по формуле

, (1.22)

где r_б – плотность битума, r_б = 1050 кг/м³;

D_нб – наружный диаметр трубопровода с битумом: D_нб = D_н + 2?d_б = 530+2?6=542 мм;

k_об – коэффициент, учитывающий величину нахлеста; при двухслойной обертке k_об = 2,3 [8].

?_об – плотность обертки, r_об=1175кг/м³ [2];

?_об – толщина обертки, d_об =0,0006м [2].

Из формулы (1.22):

Нормативная нагрузка от собственного веса футеровки определим по формуле

, (1.23)

где r_фут – плотность деревянной футеровки, r_фут = 750 кг/м³.

Находим расчетную нагрузку от собственного веса трубопровода по формулам (1.19) и (1.20):

По формуле (1.22) определяем вес балластировки в воде:

Расстояние между грузами рассчитаем по формуле

, (1.24)

где Q_г – масса груза;

V_г – объем груза.

Чугунные кольцевые грузы для трубопроводов диаметром 530 мм имеют массу 450 кг, их объем 0,075 м³, ширина грузов 0,53 м [1].

Из формулы (1.24) имеем:

Рассчитаем необходимое количество пригрузов по формуле

, (1.25)

где L – длина пригружаемого участка (300 м).

Принимаем N = 192 шт.

Расстояние между крайними стенками двух соседних пригрузов расчитаем по формуле:

l_сг = l_г – М, (1.26)

где М – ширина пригруза, М=0,53м [1].

l_сг = 1,568 – 0,53 = 1,038 м.

1. Укладка трубопровода

При капитальном ремонте переходов применяют следующие способы укладки подводных трубопроводов:

– протаскивание по дну водной преграды;

– свободное погружение;

– опускание с помощью плавучих кранов или опор;

– укладку с трубоукладочных барж.

Каждый из перечисленных способов при определенных условиях имеет свои преимущества.

Основными факторами, влияющими на выбор наиболее рационального способа укладки подводного трубопровода и организацию ремонта, являются:

– конструкция и назначение трубопровода (материал, диаметр, способ соединения звеньев труб и др.);

– гидрологические и геологические условия;

– период производства работ и условия судоходности;

– наличие технических средств.

При ремонте перехода через несудоходную и не сплавную реку Ай, имеющую в зоне перехода ширину 30м и глубину 0,55м, наиболее приемлем способ протаскивания трубопровода по дну реки.

Укладка трубопровода протаскиванием по дну водной преграды является наиболее распространенным способом. К ее достоинствам относятся возможность производства работ в любое время года, незначительная потребность такелажа и плавучих средств. Кроме того, трубопровод в процессе укладки не подвержен действию волн и ветровой нагрузки.

Перед укладкой трубопровода необходимо:

- проверить и испытать все технические средства и их взаимодействие, проверить средства связи, провести инструктаж персонала и определить ответственность каждого исполнителя за свой участок работы;

- проверить отметки продольного профиля траншеи, а также профиль спусковых устройств при участии представителей технического надзора;

- проверить расчет устойчивости положения трубопровода от всплытия с учетом фактической скорости течения.

Схема производства работ по укладке трубопровода способом протаскивания заключается в следующем: смонтированный на специальной спусковой дорожке трубопровод протаскивают по дну водной преграды с помощью тягового троса, предварительно проложенного по дну траншеи. Эта схема может изменяться в зависимости от конкретных условий (длины перехода, диаметр и веса трубопровода, скорости течения, рельеф берегов, времени проведения работ и др.)

Технология работ по укладке включает следующие основные положения:

– устройство и оборудование спусковой дорожки;

– проверку готовности подводной траншеи (промеры глубин и проверку отметок дна траншеи);

– приварку оголовка и прокладку тяговых тросов с закреплением их на оголовке;

– протаскивание всей нитки трубопровода или отдельных его секций;

– контроль за положением уложенного трубопровода.

Длина протаскиваемой нити определяется в зависимости от ширины водной преграды, мощности тяговых средств и конструкции спускового устройства. Вся длина протаскиваемого трубопровода (полностью или секциями) должна превышать ширину водной преграды с тем, чтобы последующая стыковка труб производилась на сухих береговых участках.

При протаскивании трубопровода необходимо определить значения тяговых усилий. С целью уменьшения тягового усилия при перемещении берегового участка трубопровода во время протаскивания используют различные спусковые дорожки, которые должны обеспечивать беспрепятственную транспортировку трубопровода в течение всего периода работ по протаскиванию.

Спусковая дорожка может быть устроена следующим образом:

– береговая траншея, заполненная водой;

– с роликовыми опорами на спланированном участке в створе перехода;

– рельсовый путь с тележками;

– в зимних условиях может применяться ледовая спусковая дорожка.

Спусковая дорожка в плане трассируется прямолинейно.

Прокладку тягового троса для протаскивания трубопровода необходимо вести точно по створу перехода. Сечение троса рассчитывается в зависимости от тягового усилия, возникающего при протаскивании трубопровода.

1. Расчет тягового усилия при протаскивании трубопровода

Основным параметром укладки трубопровода в проектное положение протаскиванием по дну подводной траншеи с помощью заранее уложенного троса является усилие протаскивания Т_пр. Оно зависит от способа балластировки, вида спусковой дорожки, стадии протаскивания и др.

Первая стадия: трогание трубопровода с места по грунтовой дорожке.

Усилие протаскивания при балластировке одиночными пригрузами определяем по формуле

, (1.27)

где G – общий вес офутерованного трубопровода в воздухе;

f – коэффициент трения трубопровода о грунт при продольных перемещениях, который можно принять равным тангенсу угла внутреннего трения грунта:

С – сопротивление трубопровода сдвигу, обусловленное сцеплением грунта;

Е_пас – пассивный отпор грунта движению пригрузов.

, (1.28)

где q_тр – расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода;

q_бал – расчетный вес балластировки в воздухе.

Расчетную нагрузку от собственного веса трубопровода найдем по формуле (1.19):

где n_св – коэффициент надежности по нагрузке равный 1,1 [10].

Расчетный вес балластировки в воздухе определим по формуле

, (1.29)

где r_б – плотность материала балласта, r_б = 7850 кг/м³ [1];

Из формулы (1.28):

Сопротивление трубопровода сдвигу определим по формуле

, (1.30)

где С_р – сцепление грунта, С_гр = 10 кПа [2];

i_тр – длина части окружности трубы, врезавшейся в грунт,

И формулы (1.30):

Пассивный отпор грунта движению пригрузов определим по формуле

(1.31)

где N – число пригрузов на трубопроводе;

i_г – длина хорды той части пригруза, которая погружена в грунт,

где D_нг – наружный диаметр пригрузов равный 0,76 м [1];

?_гр – плотность грунта, r_гр = 1600 кг/м³ [12];

t_гр – толщина пригруза, t = 0,13 м [1];

?_гр – угол внутреннего трения грунта, j_гр = 20° [2].

Из формулы (1.31):

Из формулы (1.27):

Вторая стадия: скольжение по грунтовой дорожке.

Усилие протаскивания независимо от способа балластировки определяется по формуле

(1.32)

Третья стадия: скольжение по дну подводной траншее. Независимо от способа балластировки

(1.33)

где f_в – коэффициент трения трубопровода о грунт в воде:

G_в – общий вес протаскиваемого трубопровода в воде:

Из формулы (1.33):

Четвертая стадия: трогание трубопровода с места после временной (более одного часа) остановки протаскивания.

При балластировке одиночными грузами

(1.34)

где Е_пас.в – пассивный отпор грунта в воде;

q_nc – интенсивность присоса трубопровода ко дну подводной траншеи, q_nc = 0,3 кН/м² [12];

S_nc – площадь поверхности контакта трубопровода с грунтом:

(1.35)

где С_гр.в – сцепление грунта в воде, для футерованного трубопровода:

Из формулы (1.35):

Из формулы (1.34):

Максимальное усилие протаскивания возникает на первой стадии, оно равно 1418727 Н.

Максимальное тяговое усилие, развиваемое тяговыми средствами, должно отвечать условию

(1.36)

где Т_р – расчетное тяговое усилие, определяемое по формуле

(1.37)

где m_тяг – коэффициент условий работы, принимаемый равным 1,1 при протаскивании лебедкой [2].

По расчетному тяговому усилию с учетом условия (1.35) подбираем лебедку. Возьмем лебедку ЛП-151 с тяговым усилием Т_тяг равным 3000 кН (с подвижным блоком).

Тяговый трос подбирается в зависимости от его разрывного усилия

(1.38)

где m_т – коэффициент условий работы, m_т = 1,1 [2];

n_т – коэффициент надежности по нагрузке от тягового усилия, n_т = 2 при протаскивании по грунту и n_т = 1,3 при протаскивании по специальной спусковой дорожке;

k_од – коэффициент однородности троса, равный для нового троса 1,0 и для изношенного в пределах установленной нормы 0,8;

t_тс – коэффициент тросового соединения с трубопроводом, при соединении оплеткой равен 0,75.

Расчетное разрывное усилие каната типа ЛК-РО диаметром 60,5 мм равно 2015 кН (маркировочная группа по временному сопротивлению разрыву 1800 МПа).

Условие (1.38) не выполняется.

Для уменьшения Т_пр используем рельсовую спусковую дорожку ОСД-3 со следующими параметрами [2]:

• собственный вес тележки G_т = 13 кН;

коэффициент трения качения f_к – 0,0012 м;

радиус колеса тележки R_т = 0,4 м;

радиус оси тележки r_т = 0,09 м;

грузоподъемность тележки G_гт = 250 кН.

Усилие протаскивания при использовании рельсовой спусковой дорожки рассчитывается по формуле

(1.39)

где k_тм – коэффициент трогания трубопровода с места, k_тм = 2 [2];

Т₁ – сопротивление, создаваемое трением качения колеса тележки по рельсам:

(1.40)

Т₂ – сопротивление, создаваемое трением скольжения в подшипниках осей тележки:

(1.41)

где f_с – коэффициент трения скольжения, f_с = 0,05;

Т₃ – дополнительное сопротивление, создаваемое трением ребер колес о рельсы при движении:

(1.42)

Т₄ – сопротивление, создаваемое трением тягового каната о грунт:

(1.43)

где q_к – погонный вес тягового каната;

f_кн – коэффициент трения каната о грунт, f_кн = 1,0 [2].

По формуле (1.40) находим:

По формуле (1.41) находим:

По формуле (1.42) находим:

Погонный вес тягового каната типа ЛК-РО диаметром 39,5 мм равен 60,8 Н/м.

По формуле (1.43):

По формуле (1.38) находим усилие протаскивания:

Максимальное тяговое усилие протаскивания возникает на четвертой стадии протаскивания, оно равно 226448 Н.

По формуле (1.37) находим расчетное тяговое усилие:

По расчетному тяговому усилию с учетом условия (1.36) подбираем лебедку. Возьмем лебедку ЛП-1 с тяговым усилием Т_тяг равным 500 кН, канат двойной свивки типа ЛК-РО диаметром 39,5 мм маркировочной группы по временному сопротивлению разрыву 1600 МПа. Расчетное разрывное усилие каната не менее 808 кН.

Проверяем условие (1.38):

808 > 593,7 кН, условие выполняется.

1. Очистка полости трубопровода. Испытание на прочность и проверка на герметичность

Чистота полости трубопровода должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой: транспортировке, погрузке, разгрузке, развозке и раскладке секций, сварке секций в нитку и укладке. Это достигается за счет установки временной инвентарной защиты, а также путем промывки, продувки или протягивания очистного устройства.

Закачку воды в трубопровод для промывки и испытания осуществляется через фильтры, исключающие попадание в полость трубопровода песка, ила, торфа или посторонних предметов из водоема.

Промывка осуществляется одним из следующих способов:

• с пропуском очистного или разделительного устройства;

без пропуска очистного или разделительного устройства за счет скорости потока жидкости (не менее 1,4 м/с).

Промывка совмещается с заполнением водой трубопровода для проведения гидравлического испытания.

Промывка считается законченной, когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.

После промывки выполняется испытание нефтепродуктопровода на прочность и проверка на герметичность.

Испытание на прочность проводится в три этапа:

• на сварочно-монтажной площадке;

после укладки дюкера;

совместно с основной ниткой трубопровода.

В состав основных работ по гидравлическому испытанию нефтепродуктопровода входят:

• подготовка к испытанию;

наполнение трубопровода водой;

подъем давления до испытательного;

испытание на прочность;

сброс давления до проектного рабочего;

проверка на герметичность;

сброс давления.

Этапы, значения давлений и продолжительность испытаний трубопровода на прочность приведены в таблице 1.3 [13].

Таблица 1.3 – Испытание на прочность

Этапы испытания на прочность и проверки на герметичность	Давление при испытании на прочность и герметичность гидравлическим способом	Продолжительность, ч
Первый	Рисп = 1,5?Рраб = 1,5?6,4 = 9,6 Мпа	6
Второй	Рисп = 1,25?Рраб = 1,25?6,4 = 8 МПа	12
Третий	Рисп = 1,1?Рраб = 1,1?6,4 = 7,04 МПа	24

В связи с Программой Правительства РФ по увеличению надежности подводных переходов, на втором этапе, давление при испытании на прочность и герметичность МНПП в русловой части реки Ай примем 1,5?Р_раб = 9,6 Мпа.

Работы по гидравлическому испытанию производятся в следующей последовательности:

открываются воздухоспускные краны и закрываются краны на патрубках для освобождения трубопровода от воды;

закачивается вода в трубопровод;

закрываются воздухоспускные краны при полностью заполненном водой трубопроводе;

поднимается давление в трубопроводе до максимально возможного при помощи наполнительного агрегата, после чего кран на подводящей линии этого агрегата перекрывается;

включается опрессовочный агрегат и давление поднимается до значения испытательного. Давление увеличивается постепенно и равномерно с постоянным контролем за состоянием трубопровода визуально и по манометру. В процессе подъема давления поверхность трубопровода осматривают при значении давления, равном 1/3 Р_исп и Р_исп. При осмотрах повышение давления прекращается;

закрываются все краны на подводящих линиях и трубопровод выдерживается под испытательным давлением в течение определенного времени (таб. 1.3);

снижается испытательное давление до рабочего путем выпуска воды через патрубок и производится проверка на герметичность.

Продолжительность проверки на герметичность участка нефтепродуктопровода определяется временем, необходимым для осмотра трассы, но не менее 12 ч.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным и не обнаружены утечки.

После проведения испытания участок готов к эксплуатации.

Схема очистки полости трубопровода и испытание на прочность приведена на рисунке 1.6.

1. Берегоукрепление

Берегоукрепительные сооружения предназначены для закрепления берегов на участке перехода. Защита от размывов берегов рек в створах подводных переходов трубопроводов является сложной инженерно-технической задачей, решение которой в существенной мере повышает эксплуатационную надежность подводных трубопроводов.

Берегоукрепление должно учитывать очертание укрепляемого берега в плане и по вертикали, а также гидродинамический, гидрогеологический и геологический характеры участка (течение, волнение, ледовые нагрузки, физико-механические характеристики грунтов) и наличие местных материалов.

Конструкцию берегоукрепления выбирают в зависимости от скорости течения, действия ледяного покрова и местных строительных материалов.

При устройстве берегоукрепления должны быть обеспечены:

надежная защита берега от разрушения;

наименьшая стоимость строительства и трудоемкость работ;

широкое использование местных и новых синтетических материалов;

применение сборных железобетонных конструкций из унифицированных, стандартных и типовых элементов с наименьшим числом типоразмеров;

возведение берегоукреплений преимущественно без водоотлива при наименьшем объеме водолазных работ;

применениепрогрессивных методов производства работ при минимальных сроках строительства.

Границы берегоукрепления в районе перехода назначаются на основании процессов формирования русла, его размываемости и прогноза деформации на период срока службы подводного перехода. Укрепление размываемого берега следует производить по обе стороны до мест, не подверженных такому размыву. При выборе конструкции берегоукреплений необходимо также учитывать значения неразмывающих скоростей течения для грунтов.

Для укрепления берегов применим метод крепления береговых откосов каменной наброской. Конструкция крепления береговых откосов каменной наброской приведена на рисунке 1.7.

1. Рекультивация нарушенных земель

В результате капитального ремонта нефтепродуктопровода структура плодородного слоя нарушается, а иногда и полностью изменяется.

Одним из главных условий сохранения плодородия, используемых при ремонте сельскохозяйственных угодий, является тщательное проведение работ по снятию, сохранению и нанесению плодородного слоя почвы без смешивания с ниже лежащими грунтами.

Выполнение работ по рекультивации земель при ремонте нефтепродуктопровода предусмотрено в два этапа.

Первый этап – техническая рекультивация. Это комплекс земляных работ по снятию, складированию, транспортировке плодородного слоя почвы, уплотнению и созданию поверхности рекультивируемых участков, отвечающих требованиям последующего использования и в составе сельскохозяйственных угодий.

Второй этап – биологическая рекультивация. Биологический этап предусматривает восстановление биологической активности в нанесенном плодородном слое почвы. Биологическое освоение заключается в проведении на технически рекультивированных землях комплекса агротехнических мероприятий, направленных на восстановление и улучшение структуры почвы, повышение ее плодородия.

2 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Особенности труда (совокупность факторов производственной среды и трудового процесса, оказывающих влияние на здоровье и трудоспособность человека в процессе труда) при капитальном ремонте нефтепродуктопровода с заменой труб заключаются в следующем [6]:

• участок работы обычно имеет значительную протяженность и удален от основной базы ремонтно-строительной организации;

ремонтируемый участок может проходить по горному и сильнопересеченному рельефу, лесным и сельскохозяйственным землям и т.д.

ремонтируемый участок часто проходит параллельно, сближается или пересекается с естественными и искусственными препятствиями, подземными, надземными, наземными коммуникациями, то есть проходит по охранной зоне этих коммуникаций;

проходящие в зоне ремонта коммуникации и сам ремонтируемый трубопровод предназначены чаще всего для транспортировки взрывопожароопасных и экологически агрессивных веществ;

коммуникации, проходящие в зоне выполнения ремонта, работают в обычном режиме.

При ремонте подводного перехода магистрального нефтепродуктопровода «Уфа – Петропавловск» через реку Ай выполняются различные общестроительные и специальные работы: земляные работы, укладка трубопровода в береговые и подводные траншеи, подключение нового участка к действующему нефтепродуктопроводу, испытание трубопровода и др. Все эти работы являются работами повышенной опасности.

При отключении старого и подключении нового участка к действующему трубопроводу наиболее опасными являются огневые работы со вскрытием внутренней полости нефтепродуктопровода. Необходимо исключить возможность разлива и возгорания нефтепродукта.

Земляные работы, укладка трубопровода требует особой осторожности в связи с одновременным использованием многих плавучих и технических средств (экскаваторы, трубоукладчики, лебедка и др.), размещаемых на большом протяжении.

Из сказанного следует, что вопросы безопасности труда, пожарной безопасности и охраны окружающей среды при капитальном ремонте нефтепродуктопровода имеют одно из первостепенных значений.

2.1 Меры безопасности при капитальном ремонте подводного перехода

Капитальный ремонт проводится под руководством ответственного работника (начальника ремонтно-строительной колонны, прораба или мастера участка, колонны), прошедшего проверку знаний, правил производства работ и допущенного к руководству этими работами.

До начала работ занятые ремонтом нефтепродуктопровода рабочие должны быть проинструктированы о безопасных методах и приемах работ лицом, ответственным за их производство.

Для всех профессий и работ психологического процесса должны быть разработаны и утверждены инструкции и положения по технике безопасности и пожарной безопасности.

2.1.1 Земляные работы

Разработка подводной и береговой траншей производится одинаковым экскаватором.

Во избежание повреждения нефтепродуктопровода ковшом экскаватора, не приспособленного для полного вскрытия, следует разрабатывать грунт на расстоянии 0,2 м до верхней и боковых образующих трубы.

Если при вскрытии нефтепродуктопровода появилась течь, необходимо прекратить вскрытные работы, по возможности удалить механизмы или заглушит экскаватор и работающие вблизи выхода нефтепродукта механизмы, персоналу покинут опасную зону, доложить о случившимся руководителю работ и диспетчеру.

Разработка грунта в непосредственной близости от действующих подземных коммуникаций (ближе 2 м) ведется вручную только лопатами, без резких ударов. Пользоваться ударными инструментами запрещается.

Для исключения травматизма при работе экскаватора не разрешается:

• производить какие-либо другие работы со стороны разрабатываемой траншеи;

находиться людям ближе 5 м от зоны максимального выдвижения ковша.

В траншее возможно скопление паров нефтепродукта, углекислого газа, природного газа, поэтому контроль воздушной среды в траншее должен проводиться каждый раз перед началом и в процессе выполнения сварочных, огневых и других работ через каждые 2 ч [6].

Еще одной из причин несчастных случаев при работах в траншее является обрушение стенок. Поэтому при вскрытии траншеи экскаватором грунт должен выбрасываться на расстояние не менее 0,5 м от бровки траншеи в сухих и связанных грунтах и не менее 1 м в увлажненных грунтах, откосы принимаются согласно СНиП 3.02.01-87 1:2 в русловой части и 1:0,75 в береговой части перехода, 1:0,67 в пойменной части. Если в процессе работы на стенках траншеи появились трещины, грозящие обвалом, то рабочие должны немедленно покинуть ее, стенку с трещинами следует обрушить, удалить грунт и принять меры по укреплению стенок траншеи. Чтобы обеспечить возможность быстрого выхода работающих из траншеи, необходимо установить стремянки с уклоном 1:3 с планками через 0,15-0,25 м из расчета 2 лестницы на 5 человек и устроить выходы (не менее двух) с противоположных сторон.

2.1.2 Закрепление нефтепродуктопровода утяжеляющими грузами

При загрузке и выгрузке утяжеляющих грузов возможно опрокидывание транспортных средств, поэтому необходимо не допускать односторонней перегрузки.

Утяжеляющие грузы имеют большую массу (450 кг), поэтому при укладке утяжеляющих грузов на трубопровод следует пользоваться оттяжками или баграми. Запрещается направлять груз руками. Трубоукладчик, подающий утяжеляющие грузы, должен находиться за призмой обрушения грунта траншеи.

Машинист, управляющий навесным оборудованием, кроме удостоверения по технике безопасности для работы на этом оборудовании должен иметь удостоверение на право работы на кране-трубоукладчике или тракторе.

2.1.3 Укладка подводного трубопровода

При укладке плети трубопровода способом протаскивания по дну водной преграды наибольшая опасность для личного состава возникает при обрыве тягового троса. Для исключения обрыва тягового траса, он подбирается с учетом коэффициентов условий работы, надежности по нагрузке, однородности троса и тросового соединения с трубопроводом.

Величина напряжений, возникающих в тросе, должна фиксироваться при помощи динамометров. Нахождение рабочих на пути движения трубопровода и тягового троса не допускается. Тяговый трос должен быть тщательно осмотрен, количество обрывов на шаге свивки не должно превышать допустимого значения для данной конструкции троса.

Надежность закрепления тяговой лебедки и опор следует проверять до начала протаскивания плети. В процессе протаскивания трубопровода необходим контроль над наматыванием троса на барабан лебедки, осуществляемым равномерно, без толчков и рывков. Приложение нагрузки на трос тяговых устройств допускается только после того, как будет выбрана вся слабина троса [7].

2.1.4 Подключение отремонтированного участка к действующему нефтепродуктопроводу

При подключении отремонтированного участка к действующему нефтепродуктопроводу наибольшую опасность представляет выход нефтепродукта из трубопровода в котлован. При этом возможно отравление рабочих, возгорание продукта или врыв его паров.

В местах подключения нового участка нефтепродуктопровода необходимо выкопать котлован размерами, достаточными для производства работ по отключению демонтируемого участка и подключению нового (по 2 м во всех направлениях от свариваемого стыка). В котловане на месте сварки стыка должен быть выкопан приямок глубиной 0,7 м. Допускаемый уклон откосов ремонтного котлована 1:0,5 (угол откоса 63°) [8].

Перед началом работ персонал должен быть дополнительно проинструктирован ответственным лицом о безопасных методах и приемах подготовки и ведения работ, а также о правилах поведения во взрыво- и пожароопасной обстановке и других опасных условиях.

На проведение огневых работ должен быть оформлен и выдан наряд-допуск.

К работе в непосредственном контакте с нефтепродуктом допускаются работники только в соответствующей одежде и не пропускающей перекачиваемый продукт обуви, обеспеченные средствами индивидуальной защиты (шланговые противогазы, защитные очки, предохранительные пояса и т.д.).

Перед началом работ в котловане переносным газоанализатором проверяется уровень загазованности воздушной среды. При этом содержание паров нефтепродуктов не должно превышать предельно допустимой концентрации. В процессе работы следует также периодически контролировать загазованность, а в случае необходимости – обеспечить принудительную вентиляцию котлованов.

Перед подключением участка необходимо подготовить заменяемый участок к демонтажу (опорожнить и проверить герметичность отсекающих линейных задвижек). Для опорожнения нефтепродуктопровода приваривают патрубки с задвижками D_у – 100 мм, Р_у – 6,4 МПа и вырезают отверстия с помощью приспособления для холодной врезки. Нефтепродукт вытесняется из отсеченного участка водой.

С целью предотвращения возгорания поступающих из трубопровода перекачиваемого продукта и газов, а также недопущения загазованности места производства огневых работ необходимо надежно герметизировать внутреннюю полость трубопровода – изолировать ее специальными герметизаторами от внешней среды на весь период выполнения сварочно-монтажных работ. Герметизация осуществляется с помощью тампонов. В качестве материала для тампонов применяется глина. Глиняная пробка набивается по дине не менее двух, трех диаметров трубы (1,0-1,5 м). Герметизация проводится через специальные окна, вырезанные с помощью приспособления для холодной врезки.

Для обеспечения контроля за состоянием внутренней полости нефтепродуктопровода (уровнем перекачиваемого продукта, наличием избыточного давления воздуха) на расстоянии не менее 30 м от места производства огневых работ по обе стороны высверливают контрольные отверстия диаметром 8-12 мм.

Если обнаружено повышение уровня нефтепродукта в трубопроводе, необходимо принять меры по его сбросу.

К сварочным работам при подключении новых участков нефтепродуктопровода допускаются сварщики VI разряда, имеющие опыт работы по монтажу и ремонту трубопроводов.

Сварка выполняется методом ручной электродуговой сварки в соответствии с требованиями СНиП III-42-80^*.

Сварщик должен работать в положенной по нормам спецодежде и обуви, специальном шлеме, закрывающем шею и плечи, лицо и глаза следует защищать специальной маской или щитком со светофильтром. Светофильтр подбирают в зависимости от применяемой силы тока: при ручной электродуговой сварке – светофильтр С-7 [8].

Производство электросварочных работ во время дождя или снегопада при отсутствии навесов не допускается.

Все работы следует проводить в светлое время суток. При продолжении работ с наступлением темноты должно быть обеспечено освещение рабочих мест.

2.1.5 Очистка внутренней полости и испытание нефтепродуктопровода

Перед очисткой трубопровода должны быть определены и обозначены опасные зоны. При очистке трубопровода водой величина опасной зоны устанавливается 25 м по обе стороны. При гидравлическом испытании величина опасной зоны устанавливается 75 м по обе стороны от трубопровода и 800 м в направлении возможного отрыва заглушки от торца.

Испытание производится в соответствии с ВСН 011-88 после полной готовности участка:

• полной засыпки;

установки арматуры и приборов, катодных выводов;

удаление персонала и вывода техники из опасной зоны;

обеспечения постоянной или временной связи.

Для контроля над процессом испытания необходимо предусмотреть наземные посты наблюдения (в наиболее низкой точке, начале и конце участка, в местах переходов через водные преграды, железные и автомобильные дороги и т.д.).

Замеры параметров испытания необходимо производить дистанционными приборами, вынесенными за пределы охранной зоны.

Осмотр трубопровода с целью выявления дефектов и повреждений разрушается только после снижения давления до рабочего.

2.2 Чрезвычайные ситуации

2.2.1 Противопожарная безопасность

При капитальном ремонте нефтепродуктопровода, в одном техническом коридоре или при пересечении с другими трубопроводами, перекачивающими горючие жидкости, наибольшую пожарную опасность представляют выход этих продуктов и их разлив на поверхность земли, воды и на вскрываемую или вскрытую траншею.

Опыт показал, что при прорывах трубопроводов выброс нефтепродуктов может превышать 200 м, разлив продукта может распространиться на километры, а пары продукта по периметру разлива продукта еще на несколько сотен метров.

Поэтому основная задача – не допустить повреждения трубопроводов, а если оно произошло или обнаружено в ходе работы, то принять меры к его локализации.

Ремонтно-строительная колонна должна иметь в своем составе следующие первичные средства пожаротушения:

– пожарную автоцистерну объемом не менее 2000 л, заполненную 5-6 % раствором пенообразователя, или цистерну с мотопомпой МП-1600, укомплектованную рукавами, стволом и пеногенераторами;

– кошму войлочную или асбестовое полотно размером 2х2 м – 10 шт.;

– огнетушители порошковые ОП-50 или пенные емкостью по 10 л или углекислотные ОУ-8;

– лопаты, топоры, ломы – по 5 шт.;

– ведра – 10 шт.

Перечисленные средства пожаротушения должны перемещаться вместе с ремонтно-строительной колонной.

Если концентрация горючих паров в траншее превышает предельно–допустимую взрывобезопасную концентрацию (ПДВК), то должны быть прекращены все виды работ, люди оповещены о возникновении опасной ситуации и отведены в безопасные места, средства пожаротушения приведены в готовность, выявлена и устранена причина загазованности. Работы могут быть возобновлены только после снижения концентрации горючих паров ниже ПДВК.

В случае разгерметизации магистрального нефтепродуктопровода и выхода продукта при проведении работ необходимо ликвидировать горение (с помощью кошмы, огнетушителя, пеногенератора), прекратить выход нефтепродукта из трубопровода, очистить место работы от горючих веществ и произвести замер концентрации паров с помощью газоанализатора. Лицо, ликвидирующее горение кошмой или огнетушителем, находясь в траншее, должно иметь страховку, а при необходимости работать под прикрытием водяных струй.

В случае возникновения пожара при более сложных ситуациях начальник колонны должен:

• сообщить о случившемся диспетчеру, который высылает к месту пожара пожарные подразделения;

принять меры к быстрому перекрытию задвижек;

принять меры к предотвращению растекания нефтепродукта;

осуществлять тушение пожара пеной с помощью пеногенераторов, пожарной техники.

2.2.2 План ликвидации возможных аварий

Ликвидация аварий и пожаров при ремонте нефтепродуктопровода производится на основании плана ликвидации аварий, приведенного в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – План ликвидации возможных аварий

Виды аварий	Мероприятия по спасению людей и ликвидации аварий	Действия бригады АВП
1	2	3
1. Разрыв сбросного трубопровода	Закрыть сбросную задвижку. Приостановить огневые работы. Оградить место разлившегося продукта, вывести технику и людей. Собрать разлившийся продукт. Убрать замазученный грунт. Восстановить трубопровод.	Установить пожарную машину за 50 м от места разлива нефтепродукта
2. Разгерметизация одного из концов НПП	Приостановить огневые работы. Вывести людей из котлована. Собрать разлившийся продукт. Убрать замазученный грунт. Восстановить герметичность.	Расчет пожарной машины привести в боеготовность

Продолжение таблицы 2.1

1	2	3
3. Загорание ПНА	Закрыть задвижку, врезанную в нефтепродуктопровод. Остановить подпорный насос. Заглушить двигатели на ПНА. Оградит место разлившего продукта, вывести людей и технику. Отсоединить рукава от ПНА. Отбуксировать ПНА за пределы охранной зоны. Собрать разлившийся продукт. Убрать замазученный грунт.	Установить пожарную машину за 50 м от ПНА и приступить к тушению пожара.
4. Распространение парогазового облака	Приостановить огневые работы. Вывести людей за пределы зоны действия облака. Устранение причины загазованности. Работы возобновить после установившейся нормальной ПДК	Пожарный расчет привести в боевую готовность.

2.2.3 Организация ликвидации аварий на подводном переходе

Аварийно-восстановительные работы (АВР) включают следующие этапы работ: поиск точного места аварии и определение ее характера; сбор, выезд и доставку персонала и технических средств аварийно-восстановительной бригады к месту аварии; выполнение работ по локализации и сбору разлившегося продукта и АВР на подводном переходе; ликвидацию последствий аварии.

2.2.3.1 Определение места и характера аварии

После сообщения об аварии руководитель линейного пункта диспетчерской связи организует сбор и выезд патрульной группы для контрольного осмотра подводного перехода и прилегающих участков с целью определения точного места аварии. Патрульная группа, выезжающая на контрольный осмотр, должна иметь средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограждения места разлива нефтепродукта, необходимый инструмент, инвентарь, материалы и средства связи.

При обнаружении следов выхода продукта на поверхность водоема патрульная группа сообщает начальнику ЛПДС, диспетчеру районного диспетчерского пункта или оператору ЛПДС о месте и характере выхода нефтепродукта, отсекает подводный переход путем закрытия задвижек, оберегает и ограждает место аварии знаками, запрещающими приближение людей и техники к месту аварии.

2.2.3.2 Локализация разлитого нефтепродукта на водной поверхности

После обнаружения места аварии приступают к ее локализации.

Процесс локализации разлива нефтепродуктов предусматривает: ограничение движения нефтяного пятна к береговым зонам базирования хозяйственных объектов, населенных пунктов и локализацию нефтяного пятна в месте, удобном для последующего сбора и транспортировки собранного нефтепродукта.

Для борьбы против распространения нефтепродукта необходимо использовать заграждения. Заграждения должны:

• не допускать подныривания продукта и его перелива через них;

сопротивляться силам потока воды и ветра;

выдерживать химическое воздействие продукта;

быть удобным для хранения и легкими для транспортировки;

быт легкими и надежными в эксплуатации.

Варианты расстановки боновых заграждений выбираются в зависимости от конкретных условий с учетом категорий рек и скорости течения реки.

Рекомендуемые варианты расстановки боновых заграждений на несудоходных реках со скоростью меньше 1 м/с приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 – Рекомендуемые варианты расстановки боновых заграждений

Скорость ветра и течения – главные параметры, влияющие на работу заграждений. Если заграждение размещать перпендикулярно к течению, то происходит проскальзывание капель нефтепродукта под заграждение. Поэтому заграждение необходимо размещать под острым углом к линии потока. Угол установки принимается в зависимости от скорости течения реки, при u_тр меньше 1 м/с угол установки должен быт меньше 40°.

Длина бонового заграждения рассчитывается по формуле

, (2.1)

где В – ширина реки, м;

А – угол наклона заграждения [13].

Длина необходимого заграждения:

Кроме того, следует предусмотреть запасное боновое заграждение длиной 100 м.

2.2.3.3 Сбор нефтепродукта с поверхности воды

Сбор и утилизация нефтепродукта включает следующие технологические операции: расстановку нефтесборщиков на воде; подсоединение нефтесборщиков к заграждениям; монтаж и подсоединение сети энергоснабжения и трубопроводной системы отвода собранной смеси; расстановку накопительных емкостей и подсоединение к трубопроводной системе; сбор нефтепродукта с подачей в накопительные емкости; транспортировку собранной смеси к месту утилизации нефтепродуктов; разделение смеси; утилизацию нефтепродуктов и очистку воды до санитарных норм.

Для сбора и удаления разлившегося нефтепродукта с водной поверхности возможен к применению самонастраивающийся нефтесборщик порогового типа НСДУ-3, технические характеристики которого приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Технические характеристики самонастраивающегося нефтесборщика порогового типа НСДУ-3

№ п/п	Характеристика	Значение
1	Производительность, м3/час	До 40
2	Осадка, мм	Не более 200
3	Масса, кг	Не более 15
4	Диаметр, мм	1000
5	Высота, мм	250
6	Размер ячейки сетки ограждения, мм	10х10
7	Длина порога слива, м	1,79

Схема нефтесборщика НСДУ-3 приведена на рисунке 2.2

2.3 Охрана окружающей среды

При капитальном ремонте нефтепродуктопровода необходимо строго соблюдать требования охраны окружающей среды, сохранения устойчивого экологического равновесия и не нарушать условия землепользования.

Под окружающей природной средой понимается вся совокупность природных элементов и комплексов в зоне полосы ремонта и прилегающих к ней территорий.

Цель охраны окружающей среды – исключение или максимальное ограничение вредных воздействий ремонта и эксплуатации нефтепродуктопровода на окружающую среду, рациональное использование природных ресурсов, их восстановление и воспроизводство.

При капитальном ремонте подводного перехода магистрального нефтепродуктопровода воздействию подвергаются следующие компоненты окружающей среды: приземный слой атмосферы, подземные и поверхностные воды, почвенно-растительный покров при выполнении следующих видов работ:

• земляные работы в русловой части реки и на прибрежных участках;

нарушение поверхностного стока при передвижении строительной техники в зоне производства работ;

опорожнение нефтепродуктопровода;

забор воды для очистки полости трубопровода и проведения испытания, слив воды;

заправка техники.

При выполнении работ в русловой части реки в результате увеличения содержания временных частиц происходит негативное воздействие на условия обитания животного и растительного мира реки.

При заправке техники загрязнение окружающей среды может произойти при устройстве площадки без твердого покрытия, при хранении ГСМ, эксплуатации неисправной техники и в случае непредвиденного пролива ГСМ.

Проектом предусматриваются мероприятия, направленные на предотвращение загрязнения окружающей среды:

• все работы по ремонту должны проводиться исключительно в пределах полосы отвода (ширина 33 м);

сохранение плодородного слоя почвы путем выполнения рекультивации;

засыпка воронок и других мест эрозии грунтов, нарушающих поверхности естественного стока;

своевременная и полная вывозка отходов ремонтного производства и строительного мусора по окончании ремонта;

слив ГСМ в отведенном для этого месте;

срезка и вывозка замазученного слоя грунта;

содержание в исправности строительных машин и механизмов для предотвращения урона окружающей среде (слив масла, топлива и т.д.);

выполнение ремонтных работ особенно земляных, в устойчивый не дождевой период года;

для исключения попадания рыбной молоди в трубопровод при испытании водозаборное устройство должно быть снабжено сеткой с размером ячеек не более 4х4 мм.

Выполнение работ по рекультивации земель при ремонте нефтепродуктопровода предусмотрено в два этапа.

Первый этап – техническая рекультивация.

Ширина полосы снятия плодородного слоя почвы принята 15 м, толщина – 0,2 м.

Мощность нанесения плодородного слоя почвы равна мощности снятия при рекультивации нарушенных земель (0,2 м).

Нанесение плодородного слоя почвы производится в теплое время года, в замерзшем состоянии плодородный грунт наносить запрещается.

Второй этап – биологическая рекультивация.

Этот этап предусматривает восстановление биологической активности в нанесенном плодородном слое почвы.

Профилактика загрязнения окружающей среды в результате возможных аварий при эксплуатации подводного перехода включает прежде всего:

• непрерывный контроль герметичности подводного перехода;

периодическую очистку внутренней полости трубопровода от отложений;

поддержание установленных проектом отметок заглубления подводного трубопровода;

поддержание в исправном состоянии защиты трубопровода (изоляция, ЭХЗ, берегоукрепления);

систематическое обследование технического состояния подводных трубопроводов и перехода в целом;

контроль за наличием и исправностью информационных знаков, сохранностью реперов;

выполнение мероприятий по обеспечению безаварийной работы подводного перехода в осенне-зимний и весенний паводковые периоды;

выполнение анализа и обработки результатов обследований;

планирование и выполнение текущего и капитального ремонтов подводного перехода;

в случае попадания нефтепродукта в воду, предусматривается боковое заграждение, конструкции ОАО «Уралтранснефтепродукт», по течению реки, предотвращающее распространение пленки нефтепродукта.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. БабинЛ.А. и др. Справочник мастера – строителя магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1986. – 224с.

Бабин Л. А. и др. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. – М.: Недра, 1995. – 256с.

Бородавкин П. П., Березин В. Л. Сооружение магистральных трубопроводов: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1987. – 471с.

ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция. – М.: Миннефтегазстрой, 1990.

ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. – М.: Издательство стандартов, 1998. – 42 с.

Капитальный ремонт подземных нефтепроводов / Под ред. А. Г. Гумерова. – М.: ООО «Недра – Бизнецентр», 1999. – 525с.

Левин С. И. Предупреждение аварий и ремонт подводных ТП. – М.: Гостехиздат, 1963. – 184с.

Охрана труда при строительстве объектов нефтяной и газовой промышленности. Справочник. – М.: Недра, 1988. – 487с.

СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты. – М.: Стройиздат, 1987.

СНиП 2.05.06-85^*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. – М.: ГУПЦ ПП, 1997. – 52с.

СНиП III-42-80^*. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ / Минстрой России. – М.: ГУПЦ ПП, 1977.

Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. А.К.Дерцакяна. – Л.: Недра, 1977. – 519с.

Шаммазов А. М. И др. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2000. – 237с.