Технеологии ремонта нефтепроводов
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ. 8
Определения
и сокращения. 10
1 ОБШАЯ ЧАСТЬ. 13
1.1 Виды ремонтных работ линейной
части магистрального нефтепровода. 14
1.2
Основные технологические параметры подъема и установки. 20
1.3 Методы ремонта трубопроводов. 22
1.3.1 Текущий ремонт по
восстановлению стенки трубы.. 22
1.3.2
Фрезерный ремонт. 24
1.3.3
Установка ремонтных конструкций. 25
1.3.4
Ремонт сварных рукавов. 27
1.3.5
Разъемный и уплотнительный стальной рукав. 28
1.3.6
Заливной зажим. 29
1.4
Технология монтажа составных муфт. 30
1.5 Те?хнологиче?ские?
опе?ра?ции, выполняе?мые? при уста?новке? ре?монтной конструкции 32
2 ПРОГНОЗИРУЮЩЕЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
УБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ С ДЕФЕКТАМИ.. 35
2.1 Техника ремонта и
реабилитации. 36
2.1.1 Ремонт временных утечек. 38
2.1.2 Осаждение сварного шва. 38
2.1.3 Полный ремонт рукава. 38
2.1.4 Замена трубы или ремонт
выреза. 39
2.1.5 Замена трубы или ремонт
выреза. 40
2.2 Техническое обслуживание и
ремонт. 41
2.2.1 Текущее покрытие
трубопроводов. 41
2.2.2 Горячая врезка и сварка на
трубопроводах под давлением. 43
3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ. 44
3.1 Прове?рка? прочности и
устойчивости трубопровода? 44
3.2 Гидравлический расчет
трубопровода? 52
3.3. РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ.. 55
3.4 Проверка прочности трубопровода. 57
3.3. Проверка деформации трубопровода. 58
4. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ. 60
4.1 Промышленная безопасность
при производстве ремонтных работ. 60
4.1.1 Анализ вредных
производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению. 62
4.1.2 Анализ опасных
производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению.. 64
4.1.3 Безопасность в
чрезвычайных ситуациях. 65
4.2 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ. 66
4.2.1 Влияние на окружающую
среду нефти и ее фракций. 66
4.2.2 Экологический мониторинг. 68
5. Экономика и организация производства. 70
5.1 Затраты на
арендутехники. 70
5.2 Затраты на
вспомогательное оборудование. 71
5.3 Затраты
на приобретение материалов Комбинированное
полимерно-битумное покрытие на основе мастики«ТРАНСКОР-Т». 71
ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 75
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.. 77
В Республике
Ирак функционирует более 60 тыс. километров стальных трубопроводов (магистральных
и промысловых), предназначенных для транспортировки нефти, нефтепродуктов.
Многие из них отслужили четверть века и более. Под воздействием перекачиваемых
по ним продуктов, внешней среды и режима эксплуатации постепенно снижается
несущая способность трубопроводов, что неминуемо требует ремонта дефектных
участков или перевода состарившихся трубопроводов на новый, более щадящий
режим.
Достаточно
большой возраст трубопроводов объективно связан с увеличением риска аварий и
отказов при эксплуатации в случае отсутствия эффективной системы их
предупреждения. Это, в свою очередь, предполагает необходимость разработки и
совершенствования методов ремонта.
Повышение
надежности трубопроводов является актуальной проблемой на этапе их
эксплуатации. Согласно статистическим данным число дефектов, выявляемых на всех
уровнях диагностики, составляет от 3 до 5 тысяч в год.
Большая часть
дефектов (три четверти) удалена друг от друга. Для их устранения требуется
выборочный ремонт. К технологиям выборочного ремонта, обеспечивающим
восстановление прочности и долговечности дефектных участков, относятся
шлифовка, заварка, установка ремонтной конструкции (муфты), позволяющие
производить ремонт без остановки перекачки транспортируемого продукта.
Капитальный
ремонт является основным видом ремонта магистральных нефтепроводов. Он включает
в себя комплекс работ по ремонту или замене элементов, конструкций и отдельных
участков трубопроводов с целью максимизации капитального периода их
эксплуатации. Капитальный ремонт линейной части магистральных нефтепроводов
включает в себя:
— ремонт и замена изоляционных покрытий, дефектных участков, линейных деталей
трубопроводной арматуры; очистка внутренней полости трубопровода от парафина,
грязи и нанесение внутренней изоляции трубопровода;
— ремонт переходов трубопроводов через естественные и искусственные барьеры с
перекладкой, дополнительным углублением, восстановлением или строительством
береговых укреплений, дренажного устройства и т.
— ремонт или замена объектов ECP, ограждений и других устройств вдоль
автомобильных дорог, домов линейного ремонта, восстановление аварийного запаса
труб, линий электропередач;
— ремонт или замена междугородной производственной линии связи.
По результатам
поточной и электрометрической диагностики участка капитального ремонта
нефтепровода были выявлены следующие виды дефектов:
— дефекты изоляции (плохая адгезия, порывы, отсутствие изоляции);
— коррозионные дефекты (истончение стенки, влияние коррозии под напряжением,
коррозия ручья);
— дефекты сварных соединений (из-за износа при строительно-монтажных работах)
— дефекты геометрии трубопровода (вмятины, овальность более 3%)
Отклонение от
проектных положений, а также прогиб трубопровода в зонах с подводной прокладкой
вдоль дна озера не допускается.
По всему маршруту
исследуемого участка 70% длины занимают дефекты ПОР (первичный ремонт).
В
представленной выпускной квалификационной работе проведен анализ возникновения
указанных дефектов и сделан вывод о критериях и условиях эксплуатации
трубопровода, влияющих на их возникновение.
Степень
капитальных вложений оценивается для различных методов устранения дефектов
(замена площадки, вставка катушек, установка муфт и т. Д.) И делается вывод о
необходимости доведения всей рассматриваемой площади до капитального ремонта с использованием
Цель работы: Рассмотрение
эффективных способов ремонта нефтепровода без остановки перекачки нефти и
разработка проекта по ремонту нефтепровода первой очереди на месторождении
Бадра.
Задачи:
1. Исследовать современные способы ремонта нефтепровода. Ознакомиться с
правилами и порядком проведения ремонта нефтепровода без остановки перекачки
нефти.
2. Разработать план ремонта нефтепровода с учётом обеспечения
бесперебойной работы резервуарного парка.
3. Провести расчёт земляных работ, определить устойчивость и прочность
нефтепровода после проведения ремонтных работ.
4. Изучить вопросы социальной ответственности при проведении ремонта
объекта.
5. Рассчитать сметную стоимость работ по ремонту.
Определения и сокращения
В данной выпускной квалификационной работе использованы следующие
термины с соответствующими определениями.
|
Выборочный ремонт нефтепровода
|
Локальный ремонт линейной части нефтепровода с целью ликвидации
дефектов на ограниченном участке нефтепровода.
|
|
Галтелъная муфта
|
Ремонтная муфта для ремонта дефектов поперечных сварных швов,
привариваемая к трубе и имеющая специальную полость шириной до 100 мм
|
|
Глубина дефекта
|
Максимальная протяженность дефекта в направлении, перпендикулярном
поверхности трубы
|
|
Дефект, подлежащий ремонту (ДПР)
|
Дефекты труб и сварных швов, а также конструктивные элементы и
соединительные детали, установленные на магистральных и технологических
нефтепроводах, которые не соответствуют требованиям нормативных документов и
подлежат устранению
|
|
Дефект первоочередного ремонта (ПОР)
|
Дефект, снижающий несущую способность нефтепровода и подлежащий
ремонту в первую очередь. Параметры дефекта
определяются настоящим РД
|
|
Длина дефекта
|
Максимальная протяженность дефекта вдоль оси трубы
|
|
Заварка
|
Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах
потери металла и сварного шва методом наплавки
|
|
Замена участка
|
Замена дефектного участка нефтепровода длиной более заводской длины
трубы на трубы, отвечающие требованиям СНиП 2 05.06-85*
|
|
Капитальный ремонт нефтепровода
|
Плановый ремонт с заменой труб или ремонт стенки, монтажных и
заводских сварных швов трубы с заменой изоляционного покрытия нефтепровода
|
|
Композитная муфта
|
Стальная оболочка, не приваренная к телу трубопровода и заполненная
композитным составом. Устанавливается по
специальной композитно-муфтовой технологии (КМТ).
|
|
Муфта с коническими переходами
|
Не обжимная приварная муфта большего диаметра, имеющая конические
переходы от цилиндрической части муфты к поверхности трубы
|
|
Необжимная приварная муфта
|
Ремонтная конструкция, имеющая полость длиной более 100мм и
привариваемая к трубе с зазором на технологических кольцах
|
|
Несущая способность
|
Максимальное внутреннее давление, которое может выдержать трубопровод
без разрушений и отказов при нормативных нагрузках.
|
|
Обжимная приварная муфта
|
Ремонтная конструкция, при установке которой производится обжатие
дефектного участка нефтепровода с последующей ее приваркой к трубе.
|
|
Ограниченный участок нефтепровода
|
Участок линейной части нефтепровода длиной до 100 мм.
|
|
Ремонтная конструкция Секция, подлежащая ремонту
|
Конструкция, установленная на нефтепроводе для ремонта дефектов.
Трубная секция, содержащая совокупность дефектов ДПР, которая может быть
отремонтирована только заменой всей секции
|
В данной выпускной квалификационной работе
применяют следующие сокращения:
|
АК
|
- Акционерная компания
|
|
ВИП
|
- Внутритрубный инспекционный прибор
|
|
ВСН
|
- Ведомственные строительные нормы
|
|
ГОСТ
|
- Государственный стандарт
|
|
ДДК
|
- Дополнительный дефектоскопический контроль
|
|
ДПР
|
- Дефект, подлежащий ремонту
|
|
ИПТЭР
|
- Институт проблем транспорта энергоресурсов, г. Бадра
|
|
КМТ
|
- Композитно-муфтовая технология
|
|
МН
|
- Магистральный нефтепровод
|
|
НПЗ
|
- Нефтеперерабатывающий завод
|
|
НПС
|
- Нефтеперекачивающая станция
|
|
ОАО МН
|
- Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов
|
|
ОСТ
|
- Стандарт отрасли, стандарт организации
|
|
ПОР
|
- Дефект первоочередного ремонта
|
|
РД
|
- Руководящий документ
|
|
СНиП
|
- Строительные нормы и правила
|
|
СП
|
- Сводправил
|
|
ЦБПО
|
- Центральная база производственного обеспечения
|
|
DH
|
- Номинальный наружный диаметр трубы
|
|
t
|
- Номинальная толщина стенки трубы
|
|
НВ
|
- Глубина вмятины
|
|
НД
|
- Допустимая глубина вмятины или сумма выступа и глубины гофра при
ремонте по композитно-муфтовой технологии
|
|
d
|
-минимальный измеренный наружный диаметр трубы
|
1.1 Виды ремонтных работ линейной части
магистрального нефтепровода
Комплекс
мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту линейной части основных
магистральных нефтепроводов включает в себя техническое обслуживание, текущий и
капитальный ремонт.
Техническое
обслуживание представлено техническими проверками такими как патрулирование и
визуальный мониторинг. Визуальный мониторинг проводится в целях своевременного
обнаружения серьезных дефектов, угрожающих безопасности и целостности
магистрального нефтепровода, а также создающих угрозу экологической
безопасности.
Техническое
обслуживание проводится для обеспечения или восстановления работоспособности
оборудования и средств магистрального нефтепровода, а также для замены и (или)
восстановления отдельных частей его оборудования.
Капитальный
ремонт выполняется для восстановления исправности и полного или почти полного
восстановления ресурса линейной части, с заменой или восстановлением любого из
его компонентов.
Мероприятия
по техническому обслуживанию линейных частей конструкций магистрального
нефтепровода как правило проводятся в соответствии с утвержденным графиком.
Капитальный
ремонт должен выполняться в соответствии с детальным проектом, разработанным
проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию.
Ремонт
нефтепроводов делится по характеру и технологии работ на следующие виды:
— с заменой трубопровода
— с заменой изолирующего слоя
— выборочный ремонт
Ремонт
производится с помощью замены труб следующими способами:
1)
Новый участок трубопровода прокладывается рядом с заменяемой линией в общую
траншею, а затем заменяемый участок демонтируют.
2)
Прокладывается отдельная траншея, а затем происходит укладка нового
нефтепровода в пределах зоны параллельно проложенных трубопроводов и
коммуникаций, ограниченных с обеих сторон охранными зонами. Далее заменяемый
трубопровод демонтируют.
3)
Демонтируется старый нефтепровод, а затем в данную траншею прокладывается новый
нефтепровод.
При
большой длине ремонтируемого участка трубопровода работа, как правило,
протекает по методу указанному на рис. 4.1.
При использовании
механического метода ремонтных работ размеры траншеи должны быть достаточными
для свободы перемещения очистных и изоляционных машин. Ширина траншеи вдоль дна
должна быть в пределах DH + 1,0 м.
а б
Рисунок 1.1. Поперечный профиль траншеи трубопровода:
а - при ремонте с подъемом; б - при ремонте без подъема
(с подкопом)
При разработке траншеи со специальными тяжеловесами ее ширина вдоль дна:
B = DH + 2k, где D
диаметр - наружный диаметр трубопровода; K - ширина режущей кромки рабочего
органа станка.
При
разработке траншеи с помощью ковшового экскаватора
B - DH
+ 2k + 25,
Где 5
- расстояние от края бурового станка до трубы, 5 = 0,15-10,2 м.
При
большей глубине траншеи необходимо разрабатывать их с уклонами, заложение
которых должно соответствовать значениям, указанным в технической документации.
Чаще
всего траншеи разрабатываются обычными одноковшовыми экскаваторами с объемом
ковша 0,65-1,5 м3 (рис. III.4).
При
ремонте трубопровода без подъема возникает необходимость убрать грунт из-под
трубы для осмотра и обеспечить прохождение обрабатывающих и изоляционных машин
различных типов. Для этого используются специальные сверлильные станки
(автоматический сверлильный станок) типа MPA (Рисунок IV.4, Таблица 4.2).
Трубопровод следует поднимать только после того,
как полностью отремонтированная зона будет открыта до нижней части.
Как в
помещении, так и на улице используются только механические и гидравлические
методы очистки.
В
отличие от механических методов можно условно разделить на два типа:
1)
Удаление старой изоляции (с помощью ножей, цепей, металлических щеток или
стальных тросов);
2)
Очистка путем динамической работы с изоляцией - пескоструйная обработка,
дробеструйная, дробеметная обработка
Для
увеличения степени очистки наружной поверхности трубы от старой изоляции
используется пескоструйное устройство.
Гидравлический
метод очистки наружной поверхности трубы от старой изоляции зависит от подачи
воды под высоким давлением (до 140 МПа) через специальные насадки.
Гидротерапия
- единственный практический способ удаления водорастворимых солей и других
загрязняющих веществ в дорожных условиях. В различных моделях систем очистки
водорода давление составляет от 140 до 240 МПа при расходе воды от 60 до 200 л
/ мин. Очистка старой изоляции производится водой под высоким давлением.
Система состоит из вращающихся головок (обычно 3 шт.)
Общий
вид данной гидравлической машины представлен на рис. 4.
Большинство
существующих исследований по ремонту для устранения повреждений, таких как
выбоины и небольшие изгибы, обычно представляют собой некоторую форму зажима
или втулки. Идея зажима заключается в том, чтобы заключить поврежденную трубу в
прочный и герметичный сосуд.
Процедура
ремонта обычно делится на 3 разных этапа:
— поднятие трубы вверх от дна, чтобы позволить
зажиму обойти трубу.
— удаление поверхностного покрытия трубы.
— вставка зажима вокруг повреждения
Ниже
приведены некоторые типы зажимов, композитных и ремонтных систем втулок.
К
дефектам стенки трубы относятся:
— Потери металла - это изменение номинальной
толщины стенки трубы, характеризующееся локальным ламинированием в результате
механического повреждения, коррозии или вследствие технологии изготовления;
— Опасность (царапина) - потеря металла, возникшая
в результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом при взаимном движении;
— Разгрузка - металлическая труба с вырезом на
стенке;
— Расслоение с поверхностным доступом (закат,
рулонная пленка) - расслоение, которое распространяется на внешнюю или
внутреннюю поверхность трубки;
— Расслоение в зоне термического влияния - смежное
расслоение;
— Трещина - это дефект в виде узкой щели в металле
стенки трубы.
Сложные
дефекты представляют собой различные комбинации дефектов, описанных выше[3].
Для
устранения дефектов магистральных нефтепроводов можно использовать следующие
методы:
— шлифование;
— сварка;
— монтаж ремонтного состава (соединения и
форсунки);
— вырезать дефект (заменить «файл» или заменить клип).
К
числу фиксированных методов ремонта относится ремонт путем фрезерования,
сварки, нарезки «рулонов» и наложения определенных типов конструкций, то есть,
позволяя дефекту дефектной области быть восстановленным до безошибочного уровня
в течение всего дополнительного времени работы.
Методы
шлифования и сварки фиксируются без остановки масляного насоса. Муфты
устанавливаются на текущий нефтепровод во время отключения и без откачки.
Ремонт
дефектов производится во время ремонта при давлении в нефтепроводе не более 2,5
МПа.
Запрещены
все виды заплаток (сварные, уложенные), за исключением чрезвычайных ситуаций.
Этот
метод используется для выявления дефектов износа, опасностей и загрязнения при
доступе к поверхности с небольшими трещинами. Глубина шлифованного участка не
должна превышать 20% от номинальной толщины стенки.
Метод
ремонта дефектом сварки (плавления) может быть использован при износе дефектов
с толщиной стенки не менее 5 мм. Согласно действующим стандартам, сварка
допускается, если максимальный линейный размер дефекта не превышает трех
номинальных толщин стенок трубы.
Структуры
ремонтных конструкций делятся на два типа: постоянные и временные конструкции.
Постоянные
ремонтные конструкции позволяют восстанавливать трубопровод в течение всего
времени работы. Конструкция этого типа включает составную муфту, фигурную
сварную муфту, несколько типов угловых соединений и трубу, сваренную с овальным
днищем (рисунок1.2).
Временные ремонтные
конструкции включают в себя бесшовную муфту и коническую сварную муфту (Рисунок
1.3). Муфты этого типа могут использоваться для аварийного ремонта с
последующей заменой методами постоянной ремонтной конструкции [4].
|
Рисунок 1.2 - Некоторые ремонтные конструкции для
постоянного ремонта:
а - обжимная приварная муфта с
технологическими кольцами; 6 - галтельная муфта для ремонта кольцевых сварных швов; в - композитная муфта, устанавливаемая по технологии КМ.
|
|
Рисунок1.3 -Конструкции для временного ремонта:
а - необжимная приварная муфта с
заполнением антикоррозионной жидкостью; б - муфта с коническими переходами и заполнением антикоррозионной
жидкостью
|
Не
допускается поднимать и опускать нефтепровод при монтаже муфт. При
присоединении муфты к трубе все монтажные швы должны пройти визуальный и
ультразвуковой контроль.
В
дополнение к композитному ремонту, ремонт коррозии, вмятин и мелких трещин на
трубопроводах может быть сделан с установкой сварной втулки вокруг трубы [4].
Система ремонта состоит из шовной сварки двух труб с половиной с внутренним
диаметром, равным наружному диаметру трубы вокруг поврежденного участка, как
показано на рисунке 1.4. Для этой операции используются два типа рукавов;
Рукава типа A, которые сварены только швом без приваривания концов к исходной
трубе, и рукава типа B, которые приварены к концам, способствуя полной
герметизации при повреждении [8].
Рисунок
1.4 - Сварные втулки типа А и В
Технология
ремонта хомута обеспечивает ремонт мелких повреждений, таких как коррозия,
вмятины и небольшие трещины в трубопроводе. Зажимы и манжеты с разрезными
втулками являются одними из самых распространенных типов втулок, используемых
для таких повреждений (Рисунок 1.5). Уплотнение хомута вокруг трубы требует
идеальной гладкой поверхности для правильного уплотнения. Для этого требуется
отдельный инструмент для удаления покрытия, чтобы удалить резиновое или бетонное
покрытие на трубе. В некоторых случаях, когда на трубе имеется сварной шов,
может потребоваться использовать инструмент для удаления сварного шва, чтобы
обработать поверхность. Когда поверхность трубы полностью гладкая, хомут готов
к установке [3,5].
Рисунок 1-5- Захват и уплотнение зажима с
разрезной втулкой
Зажимы,
используемые для ремонта трубопроводов, также могут быть зацементированы, как
показано на рисунке 1.6. Эти хомуты в дополнение к обычному раздвоенному
стальному хомуту, описанному в главе 2.8.3, будут иметь эпоксидное наполнение
между трубой и гильзой, что приведет к появлению дефектов в трубе. Трещины и
вмятины будут заполнены эпоксидной начинкой. Поскольку для затвердевания
оболочки эпоксидной смолы требуется дополнительное пространство, внутренний
диаметр ее будет значительно больше, чем для обычного зажима с втулкой, что
делает зажим гораздо более гибким, когда речь идет о трубопроводах небольшого
размера.
Свойства
зацементированного хомута придают трубе следующие особенности при ее установке
на поврежденный трубопровод:
— предотвращение усталостных трещин
— уменьшение осевого напряжения в месте
повреждения
— уменьшения кольцевого напряжения, вызванное
давлением и температурой в деформированном поперечном сечении трубопровода.
— предотвращение локального выпучивания и
разрушения
— снижение общего уровня стресса в поврежденной
области
Рисунок 1.6 - Типы зажимов
Муфта
должна быть установлена располовинена и сварена между собой. Между муфтой и
неподвижной трубкой остается кольцевой зазор от b до 40 мм, который
регулируется крепежными винтами (рис. 4.8). Края кольцевого зазора быстро
закрываются отвердителем. После затвердевания механического уплотнения
крепежные винты преобразуются в наружную поверхность муфты. После затвердевания
компаунда все выступающие части муфты обрезаются до наружной заподлицо
соединения. Установка муфты на трубопроводе показана на рисунке1.8.
Рисунок 1.8 -
Конструкция композитной муфты КМТ (а) и отремонтированный участок трубы,
готовый к повторной изоляции (б):
1, 5 - установочные
болты; 2, 3 - водные и выходные патрубки
соответственно; 4- контрольные
болты; 6- отремонтированное повреждение;
7 композитный состав; 8 - герметик; 9 - продольный
сварной шов, с помощью которого муфта собирается на месте из двух половин приварных муфт
Установите
монтажную конструкцию P1 в следующем порядке:
-
очистить поверхность провода в месте дефекта от изоляционного покрытия,
коррозии и грязи. Работа с ручным инструментом (ручные скребки, металлические
щетки и т. Д.). Очистка труб в зоне дефекта должна проводиться с помощью ручной
металлической щетки. Длина очищаемого участка трубопровода должна превышать
длину установки промывочной гильзы на 300–400 мм (150–200 мм с каждой стороны);
-
провести дефект ДДК в соответствии с требованиями ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03
«Правила и методы проведения дополнительного де-телескопического контроля
дефектов труб магистральных и технологических трубопроводов. На основании
результатов DDK издайте акт, который утвержден главным инженером OAO;
-
обозначить границу и центр дефекта на трубопроводе, границы сцепления
симметрично относятся ко всему центру дефекта;
-
отметьте на месте изоляционным покрытием не удаленную измеренную точку,
измерьте и запишите расстояние между фиксированной точкой и серединой дефекта;
-
установить сборное укрытие точного типа;
-
провести дробеструйную обработку поверхности трубопровода в зоне ремонта и
внутренней поверхности ремонтных полумуфт. Длина выстрела должна быть равна
длине рукава плюс 100-150 мм с каждой стороны;
- отметьте
на подготовленном участке трубы (сверху) центр дефекта, используя расстояние от
контрольной точки. Кстати, маркер (маленький) симметрично относится к центру
дефекта двух меток в окружном направлении, которые обозначают границы муфты;
-
установить полумуфты на трубопровод. Для монтажных работ используйте рым-болты,
ввинченные в отверстия крепежных болтов;
-
сварить полумуфт сваркой одновременно (параллельно) с двумя сварщиками с разных
сторон труб. Кроме того, предварительно нагрейте сварной шов, чтобы нагреть
газовую горелку до температуры 100-1500С[24];
Техническое обслуживание - это
совокупность организационных и технических действий, предпринимаемых для
поддержания работоспособности и целостности трубопровода (как элемента сложной
системы) в процесс его работы, включая мониторинг его состояния, управление
рисками и т. д [6].
Действия по техническому
обслуживанию, необходимые для поддержания системы в рабочем состоянии
(например, диагностика, ремонт, сброс рабочего давления и др.). При достижении
этих состояний работоспособность конструкции не ставится под угрозу.
Тем не менее, будущая эксплуатация объекта
может повлечь за собой значительное увеличение риска возникновения реального
сбоя.
Эти государства служат
«уровнями», которые инициируют некоторые действия, направленные на обновлении
объекта или при сохранении текущего состояния актива. Эти уровни затем
оптимизируется путем решения проблемы многоуровневой политики управления
инфраструктурой вероятность отказа.
Определение времени
возникновения этих условных сбоев ключ для обеспечения безопасности и целостности
работы ПС.
Значительное внимание
уделяется проблеме расчета оставшегося срока службы ПС до возникновения
критического или предельного состояния .
Знание оставшегося времени до
появления определенного предупреждения, критического, или предельное состояние
позволяет оптимизировать затраты на обслуживание и ремонт ПС, не создавая
неоправданные риски для его целостности и принятия обоснованных управленческих
решений овыбор критерия критического или предельного состояния для
использования в конкретной ситуации.
Анализ отраслевых стандартов,
а также литературы по этому вопросу, показал, что на практике в большинстве
случаев оценка ЛР основана на двух детерминированных критерии отказа: «утечка»
и «разрыв», и выбирается самое короткое оставшееся время жизни.
Время достижения критического
состояния по критерию «утечки» определяется как необходимое время для дефекта
под расчетной скоростью коррозии, чтобы достичь глубины 60, 70 или 80% толщина
стенки трубы (в зависимости от используемого кода). Полуэмпирические коды, B31Gmod, и используются, как правило,
для оценки остаточной прочности (давления разрыва).
При оценке целостности
трубопровода должно быть принято во внимание, что состояние трубопроводов, а
также возможные виды условных отказов, что позволит с достаточной точностью
прогнозировать эволюция нефтепровода, вплоть до момента его физического отказа.
На протяжении всей истории
трубопроводной промышленности методы ремонта и восстановления трубопроводов
традиционно проводились путем простого шлифования, использования механических
рукавов, ремонта покрытий или вырезов. Историю развития технологий защиты и
ремонта трубопроводов, ведущих к современным технологиям, можно обобщить
следующим образом:
• 1960 R&D в области покрытия
трубопроводов
• 1970-е и 1980-е годы в
области покрытий
• 1990-е годы в технологии
нанесения покрытий и ремонта композитов
1990-е годы стали развитием и
развитием более совершенных технологий нанесения композитного покрытия и
ремонта. Такие вопросы, как экономическая целесообразность, безопасность,
эксплуатационные характеристики, антикоррозийная способность и возможность ремонта
на месте, стали ключевыми факторами их популярности. Результаты исследований и
испытаний были впечатляющими, и регулирующие органы начали утверждать некоторые
из этих новых методов ремонта композитов как постоянный ремонт. Постоянный
ремонт для некоторых коррозионных или механических дефектов теперь может
проводиться без необходимости сварки или резки трубопровода, что повышает
безопасность и значительно снижает окружающую среду.
умственный риск. Документ PRCIL51716 дает отличную ссылку на
различные методы ремонта.
Методы ремонта включают в себя
следующее:
• Временные / герметичные
зажимы
• Шлифовка / одевания
• Сварочное осаждение
• Ремонт патчей
• плотно прилегающие рукава
• Стоять с рукавами
• Ремонт эпоксидной гильзы
• Часы пружинные репар
• Прочий композитный ремонт
В этом методе используется
механический зажим, он опирается на хорошее уплотнение и может быть установлен
на трубопроводах и отводах, обычно несущих нефтяные жидкости, в качестве
временной меры для предотвращения утечек. С помощью этой техники все еще
возможно движение трубопровода в зоне поражения без влияния на утечку. Однако,
когда это практически возможно, его необходимо заменить на постоянный ремонт.
Также можно отметить, что
временные зажимы могут быть использованы в случае серьезных или экстремальных
повреждений в каждом конкретном случае. Однако повреждения, совпадающие со
сварными швами зон термического влияния (ЗТВ), не должны быть зашлифованы или
замазаны.
Этот метод ремонта является
наиболее традиционным методом ремонта в реальных условиях и выполняется на всех
герметичных рукавах, пластырях и сварных отложениях. Это потребует высокой
степени контроля и, следовательно, должно выполняться высококвалифицированным
сварщиком, чтобы избежать риска продувки. Неотъемлемой проблемой является
требование предварительного нагрева, что не всегда возможно, особенно для
жидкостных линий [11].
При нанесении сварного шва
непосредственно на трубопровод очень важны остаточная толщина стенки трубы и
свариваемость материала.
Другой распространенной формой
ремонта является использование разделительной втулки с полным окружением
(Рисунок 4.26). За счет плотного прилегания вокруг несущей трубы правильно
установленная разделительная втулка обеспечит поддержку дефектной области, такой
как выбоина или вмятина и выбоина. Продольные швы свариваются, и если требуется
полная герметизация, угловые швы выполняются непосредственно на каждом конце.
Существует два типа рукавов: тип a и тип b (рисунок 4.26). Рукава типа А используются для ремонта коррозии и
вмятин, а рукава типа В используются для устранения (потенциальных) утечек,
выбоин и вмятин.
Установка разрезного рукава
является узкоспециализированной. Следует учитывать температуру применения во
время сварки, чтобы избежать потенциального водородного растрескивания. Следует
также учитывать, если муфта подвергается значительному циклическому давлению,
чтобы избежать потенциальных усталостных трещин.
Если ремонтируются выемки или
вмятины с выемками, вмятина должна быть заполнена эпоксидной смолой для
предотвращения выпуклости и усиления дефекта [15,18].
Для многих операторов
трубопроводов ремонт вырезов является предпочтительным методом ремонта. Он
удаляет неисправный участок, заменяя его новой безаварийной трубой. Это,
однако, дорогой вариант, особенно для трубопроводов с большими дюймами,
особенно если учитывать экологические факторы, потери продукта и простои из-за
простоя. Таким образом, необходимость выполнения вырезов на линиях
электропередачи большого диаметра определяется исходя из:
• влияние потока продукции
• Требование по снятию
давления и выводу из эксплуатации секции
• Необходимо утилизировать
продукт экономически эффективным и экологически чистым способом.
Однако вырез является лучшим
решением для трубопроводов, расположенных в верхнем течении.
Одним из способов обеспечения
непрерывного потока при замене участка неисправной трубы является выполнение
остановки и обхода.
Остановка и обход включают в
себя присоединение многочисленных трубопроводных фитингов к трубопроводу и
являются чрезвычайно дорогими.
Рисунок 2.1. Фитинги
Расположение остановок должно
учитывать следующее:
• Доступ;
• состояние почвы;
• Риск (выброс газа / разлив
продукта);
•Направление ветра;
• Взрывоопасная смесь, которая
может остаться в сегменте трубы.
Труба, на которой будут
установлены заглушки, должна быть достаточно круглой, примерно до 3,2 мм [16,
17]. Стопоры не должны устанавливаться на изгибах, т. Е. Там, где имеется
нагрузка на сегмент трубы. При установке заглушек практика технического
обслуживания трубопровода обычно ограничивает давление в линии не более 65% от
рабочего давления во время установки заглушки. Промышленность не позволяет
превышать это давление даже в нестационарных условиях, создаваемых работой
трубопровода (например, в случае жидкостной линии).
Существует два типа запорных
фитингов, которые используются в отрасли трубопроводного транспорта:
1. Горячая вытяжка, полное
открытие ответвления, плотно прилегающий ствол и фланец;
2. Изготовленный,
полноразмерный патрубок ниппеля, приваренный к плотно прилегающему корпусу и
фланцу.
Повторное нанесение покрытия на трубопровод происходит в тех случаях,
когда было оценено, что существующее покрытие находится в плохом состоянии
из-за частой интерпретации данных катодной защиты, что приводит к плохим
показаниям. Такая оценка включает в себя раскопки участка трубопровода для
подтверждения деградации покрытия.
Предварительное условие: если коррозия на площадке, где должно быть
повторное покрытие, является обширной и не соответствует кодам целостности
трубопровода, таким как ASMEB31G (2002), то корродированную трубу необходимо отремонтировать с помощью
муфты или среза коррозии и заменена на предварительно проверенную трубу.
Обратитесь к разделу 4.5.4.4 за трубопроводами. Если механические условия
трубопровода являются хорошими и / или корродированные участки были заменены
или вставлены ранее, то повторное покрытие трубопровода может быть выполнено
под давлением в трубопроводе. Однако, как правило, предпочтение промышленности
состоит в том, чтобы снизить давление в трубопроводе до 80% от рабочего
давления трубопровода во время восстановления покрытия. Это снижение давления
предназначено только для проведения земляных работ и выполнения ремонтных работ
при условии, что:
1. Все средства реагирования на чрезвычайные ситуации находятся на
рабочем месте, и меры предосторожности в отношении здоровья и безопасности
принимаются до начала любых работ.
2. Определение максимальной безопасной длины воздействия на трубопровод
в канаве для обнажения трубы. Эмпирическое правило составляет около 60 футов
(18-20 м при типичных условиях эксплуатации) давления, температуры и
воздействия окружающей среды [22, 27].
3. Удаление старого покрытия подходящими средствами. Например, в
трубопроводе с эмалевым покрытием из каменноугольной смолы, у которого
ожидаемый срок службы, старую каменноугольную смолу можно удалить, просто и
осторожно выбивая части покрытия, так как вполне вероятно, что каменноугольная
смола затвердела за эти годы (см. рисунок 2.4).
4. При удалении покрытия поверхность трубы следует осмотреть на наличие
следов коррозии. Любая коррозионная яма или зона коррозии должна быть измерена
(глубина и длина), а расчеты ASMEB31G должны быть выполнены для определения рабочего давления разрушения
(давления разрыва) в соответствии с уравнением поверхностного дефекта NG-18. Как только это давление
определено, давление в трубопроводе должно быть дополнительно уменьшено до 80%
от этого расчетного давления, или до 80% от СС, в зависимости от того, что
ниже, для дробеструйной очистки поверхности трубопровода.
Рисунок 2.4. Обесцвеченное
каменноугольное покрытие
6. Если тщательный визуальный осмотр поверхности трубы показывает, что
труба имеет разумную форму, то пескоструйная обработка может быть предпринята
на открытой поверхности, но с осторожностью и контролем, чтобы песчаная крупа
не удаляла поверхностный материал чрезмерно.
7. После этого можно нанести покрытие и засыпать канаву, но убедитесь,
что на засыпку или в канаву не брошены острые камни / предметы.
Довольно часто требуется подключать трубопровод под давлением в условиях
потока, чтобы создать ответвление, такое как боковой трубопровод, установка
нового клапана и т. д.
Процедура врезки в трубопровод и подсоединения такого ответвления
трубопровода, когда трубопровод содержит продукты под давлением и / или в
условиях потока, называется «горячим отводом».
Сварка, что требуется приложить соединяющий фитинг к трубопроводу под
давление называют «горячей коснувшись сваркой».
2.3 Подготовительные работы
В
подготовительных работах следует выделять 3 этапа:
-
организационный;
-
мобилизационный;
- подготовительно-технологический.
Организационный
этап включает следующие работы:
- рассмотрение
и согласование проектно-сметной документации;
- заключение
договоров подряда – субподряда на строительство;
- открытие
финансирования;
- принятие
трассы газопровода от заказчика в натуре и получение разрешения на
строительство;
- разработка
ППР.
На
мобилизационном этапе необходимо:
- заключить
договоры на поставку труб, оборудования, строительных материалов и изделий;
- определить
места размещения карьеров песка, гравия;
- в целях
сохранности изоляционного покрытия труб провести подготовку машин и механизмов
путем установки мягких накладок на части, контактирующие с трубами;
- согласование
перевозок крупногабаритных грузов по дорогам общего назначения от ст. Владикавказ
до трассы строительства с ГИБДД;
- отвод
земельных участков под строительство;
- аренда жилых
помещений для проживания строителей;
- доставка
рабочих к месту работы;
- организация
питания, гигиены и быта строителей;
- обучение и
аттестация рабочих и ИТР.
На
мобилизационно-технологическом выполняют:
- геодезическую
разбивку осей строящихся объектов и границ строительной полосы;
- организацию
связи;
- расчистку
полосы отвода от растительности и валунов;
- снятие
нависающих полок и карнизов, проводят противообвальные и противооползневые
мероприятия;
- выявление и
обозначение на плане существующих коммуникаций и сетей;
- обозначение
границ охранной и опасной зон;
- планировка
полосы отвода;
- устройство
временного вдольтрассового проезда с переездами через существующие
коммуникации;
- устройство
временной водоотводной дамбы для укладки руслового участка;
- вывоз
отводов, утяжелителей на трассу
строительства.
2.3.1 Планировка полосы отвода
Планировка
строительной полосы производится в 2 этапа:
- предварительная
планировка бульдозером;
- окончательная
планировка бульдозером.
Работы
проводить бульдозером «Катерпиллер» Д6Н (CATD6N).
Перед
окончательной планировкой площади должна быть произведена разбивка и определена
величина срезок и досыпок. Окончательная планировка поверхности производится по
нивелирным отметкам. Первые проходы должны производиться короткими захватками,
а затем сквозными проходами бульдозера по всей длине участка.
2.3.2 Строительство временного вдольтрассового проезда
В данном случае
вдольтрассовый проезд представляет собой две спланированные бульдозером полосы
шириной 12 м, параллельные оси газопровода.
В состав работ
по сооружению вдольтрассового проезда входят:
- планировка и
профилировка проезжей части;
- в местах
пересечения с действующими газопроводами и другими коммуникациями устраивают
переезд, из сборных железобетонных плит, соединенных стальными планками,
приваренных к монтажным петлям. Конструкция показана в графическом приложении –
лист 3;
- на русловом
участке сооружают временные дамбы с водопропуском, высотой на 0,5 м больше
уровня воды.
Планировку
проезда проводить в составе планировочных работ по всей строительной полосе.
Работы по
сооружению переездов через газопроводы и другие коммуникации включают:
- определение(уточнение)
местоположения и глубины газопроводов и их сооружений в границах зоны
производства работ (ответственность несет эксплуатирующая организация);
- устройство
подсыпки из гальки с послойным уплотнением;
- установка
знаков переезда.
Работы по сооружению
временной водоотводной дамбы–переезда включают:
- устройство
подсыпки из гальки с послойным уплотнением;
- устройство
гидроизоляционного покрытия из полиэтилена;
- укладку
железобетонный плит с их последующей анкеровкой в тело дамбы.
2.4 Основные работы
2.4.1 Транспортные и погрузочно-разгрузочные работы
Для уменьшения
повреждения изоляционного покрытия труб принята схема транспортировки без
промежуточного складирования на железнодорожной станции.
Работы будут
вестись по следующей схеме:
- выгрузка труб
из полувагонов, с погрузкой их на трубовозы;
-
транспортирование труб на трассовый склад;
- перемещение
труб на трассу.
Разгрузка труб
на железнодорожной станции и погрузка их на трубовозы
Трубы с
завода–изготовителя (ВТЗ) доставляются по железной дороге. Полувагоны с трубами
подаются на тупик ст. Владикавказ Северо – Кавказской железной дороги.
Выгрузка труб
из полувагонов производится краном КС 4361, оборудованным траверсой ТРВ-162 и
мягкими полотенцами в качестве строп, непосредственно на трубовозы. Выгрузка
производится по одной трубе.
При
погрузочно–разгрузочных работах необходимо исключить повреждение изоляции труб.
До начала работ
необходимо обеспечить бригаду необходимым инвентарем и инструментом.
Подачу
полувагонов осуществлять только с помощью маневровых тепловозов.
Работы проводят
в следующей последовательности:
- установить
кран;
- откинуть и
закрепить аутригеры на инвентарных прокладках;
- обрезать и
снять скрутки крепления труб в полувагоне специальными ножницами;
- навесить на
крюк крана траверсу, на траверсу навесить стропы требуемой длины, снабженные
клеймом или прочно прикрепленной металлической биркой с указанием номера,
грузоподъемности и даты испытания;
- закрепить
чалочный канат;
- подать крюк с
траверсой на середину оси выгружаемой трубы;
-
застропить одну трубу верхнего ряда
с двух концов двухветьевым стропом и
подтянуть строп во избежание соскакивания или неполного захода трубы в торцевой
захват;
- по команде
старшего стропальщика приподнять трубу на высоту 10-15 см, убедившись в
надежности строповки, произвести дальнейший подъем трубы на высоту не менее 0,5
м от предметов, находящихся в зоне перемещения трубы;
- поворотом
стрелы переместить трубу к месту погрузки на трубовоз;
- по команде
старшего стропальщика плавно опустить трубу на коники трубовоза;
- подложить под
трубу временные инвентарные противораскатные упоры с ручками и освободить трубу
от стропов.
Рисунок 1–Схема выгрузки труб их
полувагонов с погрузкой их на трубовозы
2.4.2 Земляные работы
Перед началом работ по рытью
траншеи одноковшовым экскаватором необходимо получить письменное разрешение на
право производства земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций.
Затем надо определить участок
производства работ, обозначить опасные места при производстве работ и
ознакомить исполнителей с ППР инженерно–технических работников и экипаж
экскаватора. Вырытую траншею (перед укладкой трубопровода) предъявляют
заказчику и подписывают у него акт на приемку постели и глубины заложения дна
траншеи.
Состав звена:
машинист экскаватора 6 разряда, 2
чел.;
машинист бульдозера 5 разряда, 1
чел.;
землекоп 2 разряда, 2 чел.
Разработка ведется с бровки
траншеи одним экскаватором, оборудованным обратной лопатой.
Характеристики техники
представлены в таблице 5 и 6 .
Таблица 5- Характеристика
одноковшового экскаватора РС-400
|
№ п/п
|
Параметр
|
Значение
|
|
1
|
Емкость ковша, м3
|
1,5
|
|
2
|
Мощность двигателя, л.с.
|
280
|
|
3
|
Наибольшая глубина копания, м
|
7,34
|
|
4
|
Удельное давление на грунт, кг/см2
|
0,68
|
|
5
|
Масса, т
|
41
|
Таблица 6–Характеристика бульдозера D6N
|
№ п/п
|
Параметр
|
Значение
|
|
1
|
Вместимость отвала, м3
|
3,18
|
|
2
|
Мощность двигателя, л.с.
|
108
|
|
3
|
Масса, т
|
15,5
|
Размеры траншеи и схема
выполнения работ показаны в графическом приложении 2.
До засыпки уложенного и траншею трубопровода
необходимо:
- проверить проектное положение
трубопровода;
- проверить целостность
изоляционного покрытия;
- выполнить работы по
предохранению изоляционного покрытия от механических повреждении;
- установить балластирующие грузы
- получить письменное разрешение от заказчика на засыпку
и наряд – задание на производство работ.
На
участках пересечения траншей с действующими подземными коммуникациями
(трубопроводами, кабелями и др.), проходящими в пределах глубины траншеи,
должна быть выполнена подсыпка под действующие коммуникации немерзлым песком
или другим мало сжимаемым грунтом (модуль деформаций 20 МПа и более) по всему
поперечному сечению траншеи на высоту до половины диаметра пересекаемого
трубопровода или его защитной оболочки с послойным уплотнением грунта (толщина
слоев не менее 10 см).
Вдоль
траншеи размер подсыпки по верха должен быть на 0,5 м больше с каждой стороны
пересекаемого трубопровода (кабеля) или его защитной оболочки, а откосы
подсыпки должны быть не круче 1:1.
2.4.3 Сварочно-монтажные
работы
До начала сборка и сварка труб на
трассе необходимо выполнить следующие работы:
- спланировать полосу отвода;
- развести и уложить вдоль трассы
трубы;
- разместить в зоне производства
работ необходимые машины и механизмы;
Перед сваркой труб с газопроводом
выполняются следующие операции:
- конец газопровода укладывается
на инвентарную опору (лежку);
- труба очищается от грязи,
грунта, камней и других посторонних предметов;
- с помощью электрошлифовальной
машины зачищаются до металлического блеска кромки и прилегающие к ним
внутренняя и наружная поверхности труб на ширину не менее 10-15 мм.
На поверхности труб не допускаются:
- трещины, плены, рванины, закаты любых размеров;
- царапины, риски и задиры глубиной более 0,4 мм;
- местные перегибы, гофры и вмятины;
- расслоения на концах труб.
Если обнаружены расслоения, то по результатам
дополнительного ультразвукового контроля концы труб с расслоением подлежат
вырезке.
В местах, пораженных коррозией, толщина стенки труб или
деталей не должна выходить за пределы минусовых допусков, установленных
техническими условиями на поставку. Замер толщины стенки трубы на этих участках
необходимо выполнять с помощью ультразвукового толщиномера с точностью не менее
0,1 мм.
Допускается производить зачистку на поверхности труб и
деталей царапин, рисок и задиров глубиной свыше 0,4 мм, а также участков
поверхности, пораженных коррозией, при условии, что толщина стенки после
устранения дефектов не будет выходить за пределы минусовых допусков, установленных
техническими условиями на поставку.
Допускается исправление на торцах труб плавных вмятин
глубиной не более 3,5% от диаметра трубы. Правка должна осуществляться
безударными разжимными устройствами.
Допускается ремонт сваркой дефектов кромок труб (забоин,
задиров) глубиной не более 5 мм
с последующей механической зачисткой мест исправления дефектов до
восстановления необходимого скоса кромок. Концы с дефектами глубиной более 5 мм должны быть отрезаны.
Химический состав материала труб
представлен в таблице 7.
Таблица 7–Химический состав материала труб
|
Химический элемент
|
Содержание, %
|
|
Углерод С
|
0,150-0,200
|
|
Кремний Si
|
0,400-0,600
|
|
Марганец Mn
|
1,150-1,600
|
|
Хром Cr
|
? 0,300
|
|
Никель Ni
|
? 0,300
|
|
Сера S
|
? 0,040
|
|
Фосфор P
|
? 0,035
|
|
Медь Cu
|
? 0,300
|
|
Мышьяк As
|
?0,008
|
Для сварки труб принимаем
электрод
.
(Электроды типа Э–50А по ГОСТ
9467-75 [19]марки УОНИИ-13/55Р, диаметром 3,0 мм, для сварки углеродистых и
низколегированных сталей У, с толстым покрытием Д, с установленной по ГОСТ
9467-75 группой индексов, указывающих характеристики наплавленного металла и
металла шва, 43 2(5), с фтористо-кальциевым
покрытием Ф, для сварки во всех пространственных положениях, кроме
вертикального сверху вниз 2, на постоянном токе обратной полярности 0.). Рекомендуемые
сварочные токи для данной марки электродов представлены в таблице 8.
Таблица 8–Рекомендуемые значения сварочного тока
|
Диаметр электрода, мм
|
Пространственное положение сварки
|
|
нижнее
|
вертикальное
|
потолочное
|
|
3,0
|
100-130
|
90-120
|
90-120
|
|
4,0
|
160-210
|
130-160
|
130-160
|
|
5,0
|
220-280
|
160-210
|
-
|
Электроды обеспечивают получение
металла шва с высокой стойкостью к образованию кристаллизационных трещин и
низким содержанием водорода.
Коэффициент расхода электродов на
1кг наплавленного металла составляет 1,65. Производительность наплавки: 9-10
г/Ач.
Сварку необходимо проводить на
короткой дуге(примерно равной диаметру электрода) по предварительно очищенным
кромкам. Перед сваркой электроды необходимо прокалить при температуре 300-350°C в течение 1 часа.
Технические характеристики
сварочного агрегата представлены в таблице 9.
Таблица 9–Технические характеристики сварочного
агрегата АС–81
|
№ п/п
|
Параметр
|
Значение
|
|
1
|
Эксплуатационная мощность,л.с.
|
230
|
|
2
|
Напряжение выдаваемое, В
|
380
|
|
3
|
Частота тока работы, Гц
|
50
|
|
4
|
Номинальная мощность электрогенератора, кВт
|
100
|
|
5
|
Род сварочного тока
|
постоянный
|
|
6
|
Номинальный выпрямленный ток, А
|
1260
|
|
7
|
Выпрямленное напряжение (при номинальном
выпрямленном токе), В
|
60
|
|
8
|
Количество сварочных постов в
|
4
|
|
9
|
Номинальный сварочный ток поста, А
|
315
|
|
10
|
Эксплуатационная
масса, т
|
18
|
Сварка газопровода производится с
использованием инвентарных монтажных опор.
Неповоротная сварка труб в нитку
на трассе предполагается выполнять ручной дуговой сваркой непосредственно на трассе.
2.4.4 Изоляционные работы
Для обеспечения качественной
усадки полимерного покрытия необходимо сгладить острые кромки заводской
изоляции. Рекомендуется скашивать кромки шлифмашинкой или напильником под углом
не менее 30° к оси трубы. Заводскую изоляцию необходимо обработать наждачной
бумагой на расстоянии 100 мм от кромки с обеих сторон от сварного шва.
Необходимо протереть чистой, сухой ветошью всю обработанную область трубы для
удаления пыли.
При монтаже термоусаживающейся
ленты необходимо нагреть стальную поверхность до температуры 90 ± 5?С. Замер
температуры проводить не менее чем в трех точках по ширине стыка и не менее чем
в трех точках по диаметру стыка.При этом необходимо нагреть также заводское
покрытие с обеих сторон от сварного шва на расстоянии около 75-100 мм, до
температуры 90 ± 5?С.
2.4.5 Укладочные работы
До укладки трубопровода в траншею необходимо:
- разработать траншею;
- заизолировать стыки трубопровода и уложить его не
дальше 2 м от кромки траншеи;
- проверить дефектоскопом сплошность покрытия.
Укладка изолированного
газопровода с бровки траншеи должна производиться в полностью подготовленную
траншею (очищенную от снега, со спланированным дном) при соблюдении мер по
предотвращению, оперативному обнаружению и устранению повреждений изоляционного
покрытия.
Укладка трубопровода производится
цикличным способом методом последовательных захваток, предусматривающим
использование мягких монтажных полотенец. Длина поднятого участка 100-140
метров.
При укладке трубопровода контролируются
следующие расчетные параметры:
- общая длина приподнятого участка;
- расстояние между
грузоподъемными механизмами;
- высота подъема трубопровода
каждым грузоподъемным механизмом.
Согласно расчетных нагрузок и приведенных
характеристик принимаем трубоукладчик «Комацу»
Д355С, его грузовысотные характеристики приведены на рисунке 2.
Рисунок 2 – Грузовысотная характеристика
трубоукладчика
«Комацу» Д355С
Технические характеристики трубоукладчика представлены
в таблице 10.
Таблица 10 – Технические характеристики трубоукладчика
«Комацу» Д355С
|
№ п/п
|
Параметр
|
Значение
|
|
1
|
Эксплуатационная мощность, л.с.
|
360
|
|
2
|
Максимальная грузоподъемность (при вылете стрелы
1,22 м),т
|
92
|
|
3
|
Высота подъема крюка , м
|
9,3
|
|
4
|
Удельное давление на грунт, кг/см2
|
0,91
|
|
5
|
Эксплуатационная
масса, т
|
58,62
|
Укладку проводить
последовательным методом с использованием мягких полотенец в следующей
последовательности:
- Расстановка трубоукладчиков и
установка полотенец;
- Подъем трубопровода
одновременно всеми трубоукладчиками на высоту 0,5м;
Смещение трубопровода на
ось траншеи и опуск трубопровода в траншею; дополнительное усилие для смещения
трубы обеспечивается бульдозером;
Переход освободившегося
трубоукладчика вперед колонны на расстояние 25–35 метров от первого по ходу
движения трубоукладчика, его установка.
Далее операции повторяются в указанной последовательности. Последний по
ходу трубоукладчик перемещается вплотную к предпоследнему, освобождая его от не
грузки. Тот, в свою очередь, перемещается вперед вплотную к предыдущему
трубоукладчику. Один полный цикл укладки заканчивается, когда все
трубоуклодчики займут новое положение, после чего, в той же последовательности,
выполняют очередные циклы, пока весь участок трубопровода (плети) не будет
уложен в проектное положение.
Схема укладочных работ
представлена в графическом приложении.
2.4.6 Балластировка трубопровода
Для закрепления газопровода на
проектных отметках будут использованы железобетонные утяжелители охватывающего
типа УБО М, состоящих их двух бетонных грузов и двух мягких, изготовленных из
долговечного синтетического материала соединительных поясов, которые
закрепляются в специальном глухом пазе на грузе. Масса УБО М 720 –3,378 т. Схема утяжелителя показана ниже на рисунке
3
Рисунок 3–Схема
утяжелителя УБО М: 1–трубопровод; 2–блок утяжелителя; 3–глухой паз для
размещения крюка; 4–крюк для навески силового соединительного пояса; 5–силовой
соединительный пояс.
После сборки каждого комплекта
утяжелителя и подготовки места для его установки приступают к монтажу
утяжелителей на трубопроводе.
Балластировка проводится после
укладки трубопровода в траншею теми же трубоукладчиками, специально
оборудованными траверсами ТРВ–УБО–10.
В траншее не допускаются
осыпи и другие дефекты, мешающие монтажу утяжелителей и погружению трубопровода
на проектную отметку.
2.4.7 Очистка и испытание
Узел подключения агрегатов к
трубопроводу должен быть предварительно испытан в течение 6 часов.
К моменту начала работ по
испытанию трубопровода, кроме приведенных выше, должны быть полностью завершены
все предшествующие виды строительно-монтажных работ.
Проектом предусмотрено проведение
гидравлического испытания вновь уложенного участка трубопровода, ограниченного
гарантийными монтажными стыками, в три этапа:
Первый этап предварительные
испытания
Испытанию подвергается отремонтированный участок.
Рисп.=Рзав. (по сертификату на трубу) в нижней точке,
время выдержки трубопровода под испытательным давлением – 6 часов. После чего
давление необходимо снизить до рабочего и выдержать трубопровод под данным
давлением в течение 12 часов для проверки на герметичность.
Испытательное давление должно
составлять Рисп.=1,25Рраб.=6,75 МПа, в верхней точке, но не
более Рзав. в нижней точке. Время выдержки трубопровода
под испытательным давлением – 24 часа. После испытания газопровода на прочность
снизить давление до рабочего и выдержать трубопровод под данным давлением не
менее 12 часов для проверки на герметичность [5]
Трубопровод считается выдержавшим
испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания
трубопровода на прочность давление осталось неизменным, апри проверке на
герметичность не обнаружены утечки.
Схема очистки полости и испытания
трубопровода приведена в приложении В. Результаты испытаний оформляются актом.
Вода после испытаний в объёме 265
м3 из трубопровода удаляется в амбар.
График изменения давления
представлен на рисунке 4.
После первого этапа испытаний
вода удаляется из плетей трубопровода самотёком в земляной амбар. Для гашения
энергии струи вытекающей из трубопровода воды необходимо установить
водоотбойник. При отсутствии уклона в сторону передвижной ёмкости «хвост»
трубопровода поднять трубоукладчиком.
Удаление воды выполнять продувкой
под давлением сжатого воздуха.
После испытания участка
газопровода на прочность, проверки на герметичность гидравлическим способом и
удаления воды производится осушка полости газопровода сухим воздухом,
подаваемым в трубопровод генераторами сухого сжатого воздуха.
Трубопровод считается выдержавшим
испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания
трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на
герметичность не обнаружены утечки.
Рисунок 4–График
изменения давления
1 - заполнение трубопровода
воздухом до Р=20 кгс/см2
2 - осмотр трубопровода
3 - поднятие давления до
Рисп=1,1*Рраб
4 - испытание на прочность и
осмотр трубопровода
5 - снижение давления до Рраб=55
кгс/см2
6 - испытание на герметичность и
осмотр трубопровода;
7 - удаление воды.
2.4.8 Рекультивация
земель
Проектом предусмотрено снятие и
последующее восстановление плодородного слоя почвы. Мощность плодородного слоя составляет 0,3 м.
При снятии, перемещении и хранении
плодородного слоя почвы не допускается смешивание его с подстилающими породами,
загрязнение жидкостями или материалами,размыв и выдувание.
После окончания строительства
производится:
- удаление из пределов
участка строительства временных
устройств и сооружений;
- засыпка и послойное трамбование
или выравнивание рытвин и ям, возникших
в результате проведения строительных работ;
- уборка строительного мусора;
- проверка инспектором по
использованию и хранению земель состояния грунта с целью исключения возможности
засыпки загрязненного грунта слоем почвы.
По окончании строительства
рекультивируемые земельные участки, отводившиеся во временное пользование,
возвращаются прежним владельцам в состоянии, пригодном для хозяйственного
использования их по назначению. Передача земли производится после полного
завершения строительно –монтажных работ одновременно со сдачей основных
объектов в эксплуатацию.
Передача земель оформляется
актом.
Исходные? данные? для нефтепровода?
обслужива?емого ЛПДС Ирака?: на? балансе? которого находятся нефтепровод с
5860 м нефтепровод с 0 по 6 км в одно и
двух ниточном исполнении, общей протяже?нностью 6 км. Введенные? в
эксплуа?та?цию в 2009 лет [10].
Длина участка трубопровода 5886 м.
первой очереди (manifold 1)
Объём
1362.13 м3
Толщина стенки
7,92 мм
Диаметр нефтепровода 22 дюйма / 558,8
мм
Материал нефтепровода 17Г1С
Рабочее давление 0,8
Мпа
Прокладка нефтепровода наземная
Место дефекта на участке 2448 м.
Та?блица? 3.1 - Данные? для
прочностного расче?та?
|
Параметры
|
Да?нные?
|
|
Dн – диаметр трубопровода?
наружный, мм
|
558,8
|
|
Марка? стали
|
17Г1С
|
|
t0 – темпера?тура? при сварке?
замыкающего стыка?, 0с
|
0
|
|
t0 – температура? эксплуатации
не?фтепровода?, 0с
|
50
|
|
? – сре?дняя плотность, т/м3
|
0,75
|
|
P1 – рабочее? давление? насосной
станции, кгс/см2
|
48
|
|
h0 – глубина? заложения
нефтепровода?, м
|
0,8
|
|
? и – радикс естественного изгиба?
нефтепровода?, м
|
1000
|
Проверка?
на? прочность подземного трубопровода? в продольном на?пра?влении [12].
Проверку на? прочность трубопровода?
в продольном на?пра?вле?нии сле?дуе?т производить из условия (согласно [29]):
(3.1)
где? sпр.N – продольное? осе?вое? напряже?ние? от ра?счетных
нагрузок и возде?йствий, МПа?;
R1 -
расчетное? сопротивле?ние? растяжению, определяется по формуле?:
, (3.2)
где? m =
0,9 - коэффициент условий работы трубопровода? (СНиП 2.05.06-85*);
k1 = 1,34
- коэффициент наде?жности по материалу (СНиП 2.05.06-85*);
kн = 1 - коэффициент наде?жности по на?значению
трубопровода? (СНиП 2.05.06-85*);
Rн1, - нормативное? сопротивле?ние? ра?стяжению мета?лла? труб и сварных
соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления
?вр = 550 МПа?;
369,4 МПа
y2 – коэффициент, учитывающий двухосное? напряженное?
состояние? металла? труб, при растягивающих осе?вых продольных напряжениях (sпр.N ? 0) принимаемый
равным е?динице?, при сжимающих (sпр.N < 0) опре?де?ляе?мый по формуле?:
(3.3)
Кольцевые? напряжения от внутренне?го
давления найдем по формуле?:
263,12 МПа?
Тогда?
0.432 (3.4)
Величина? продольных сжимающих
напряжений равна?:
(3.5)
-32,34 МПа?
159,2 МПа?
Получили |
32,34|?159,2 – условие? прочности выполняется.
Проверка? на? предотвра?щение?
недопустимых пластических деформаций.
Для
предотвращения недопустимых пластических де?форма?ций подземных трубопроводов
проверку необходимо производить по условиям:
;
(3.6)
; (3.7)
где? ?прн
- максимальные? суммарные? продольные? напряже?ния в трубопроводе? от
нормативных нагрузок и возде?йствий, МПа?;
?3 -
коэффициент, учитывающий двухосное? напряженное? состояние? металла? труб, при
растягивающих продольных напряжениях (?прн>0) принимаемый равным
единице?,при сжимающих (?прн <0) определяемый по формуле?:
; (3.8)
где? R2н -
нормативное? сопротивление? сжатию металла? труб и сварных соединений,
принимается ра?вным минимальному значению предела? текуче?сти ?те?к =390 МПа?;
?кцн - кольцевые? напряжения от нормативного
(ра?боче?го) давления, МПа?,определяемые? по формуле?:
МПа?. (3.9)
Максимальные?
суммарные? продольные? напряжения ?прн определяются от всех(с учетом их
сочета?ния) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных
перемещений трубопровода? в соответствии с правилами строительной ме?ха?ники
[13]. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопровода?
при отсутствии продольных и попе?ре?чных перемещений трубопровода?, проса?док и
пуче?ния грунта? максимальные? суммарные? продольные? пе?реме?ще?ния от нормативных
нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада? и
упругого изгиба? определяются по формуле?:
;
(3.10)
где?
?=1020м - минимальный радиус упругого изгиба? оси трубопровода?.
МПа?;
МПа?.
Проверку
выполняем по наибольшим по абсолютному значению продольным напряжениям ?пр2н
= -142,48 МПа?.
Условия
прочности трубопровода? на? пре?дотвращение? недопустимых пластических
деформаций выполняются.
Проверка? общей устойчивости
трубопровода? в продольном на?правлении [20, 21].
Проверку
общей устойчивости трубопровода? в продольном напра?влении в плоскости на?именьшей
же?сткости системы сле?дуе?т производить из условия:
где? S -
эквива?лентное? продольное? осевое? усилие? в се?чении трубопровода?, Н;
Nкр —
продольное? критическое? усилие?, Н, при котором на?ступа?е?т поте?ря
продольной устойчивости трубопровода?.
Эквивалентное?
продольное? осевое? усилие? в сече?нии трубопровода? S сле?дуе?т опреде?лять от
расче?тных нагрузок и возде?йствий с уче?том продольных и поперечных
переме?щений трубопровода? в соотве?тствии с пра?вилами строите?льной механики.
В частности, для прямолине?йных участков трубопровода? и участков, выполненных
упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных переме?щений, просадок и
пучения грунта? S определяется по формуле?:
; (3.11)
F- площадь
поперечного сечения трубы, м2:
м2; (3.12)
МН.
Для
прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае? пластической связи
трубы с грунтом продольное? критиче?ское? усилие? находится по формуле?:
;
(3.13)
где? Р0 -
сопротивление? грунта? продольным пе?реме?щениям отрезка? трубопровода?
единичной длины;
J-
крутящий моме?нт, определяется по формуле?:
м4; (3.14)
qве?рт -
сопротивление? вертикальным пе?ремещениям отрезка? трубопровода? единичной
длины, обусловленное? весом грунтовой засыпки и собственным весом
трубопровода?, отнесенное? к единице? длины:
. (3.15)
Величина?
Р0 определяется по формуле?:
; (3.16)
где?
Сгр=20кПа? - коэффициент сцепления грунта? [29, та?бл.4.3];
Ргр -
среднее? удельное? давление? на? единицу поверхности контакта? трубопровода? с
грунтом;
гр=16° - угол внутреннего трения
грунта? [29, та?бл.4.3].
Величина?
Ргр вычисляе?тся по формуле?:
; (3.17)
где?
nгр=0,8- коэффициент надежности по нагрузке? от веса? грунта?;
?гр=16,8
кН/м3 -удельный вес грунта?;
h0=0,8м -
высота? слоя засыпки от верхней образующей трубопровода? до поверхности
грунта?;
qтр
—ра?сче?тная нагрузка? от собственного веса? заизолированого трубопровода? с
перекачиваемым продуктом:
(3.18)
Нагрузка?
от собственного ве?са? металла? трубы:
; (3.19)
где? nсв
=0,95 - коэффициент надежности по нагрузкам при ра?счете? на? продольную
устойчивость и устойчивость положения;
?м -
удельный вес металла?, из которого изготовлены трубы, для стали ?м=78500 Н/м3.
Н/м.
Нагрузка?
от собстве?нного ве?са? изоляции для подземных трубопроводов:
; (3.20)
или
;
(3.21)
Н/м;
Нагрузка?
от веса? нефти, находяще?йся в трубе? единичной длины:
Н/м. (3.22)
Н/м.
Па?;
Па?;
Н/м;
Н;
МН;
В случа?е?
пла?стиче?ской связи трубопровода? с грунтом обща?я устойчивость трубопровода?
в продольном направлении обеспече?на?.
Продольное?
критическое? усилие? для прямолинейных участков трубопроводов вслуча?е? упругой
связи с грунтом:
; (3.23)
где? к0
=25МН/м3 - коэффициент нормального сопротивления грунта?, или
коэффициент постели грунта? при сжатии.
МН;
МН;
Условие? устойчивости прямолинейных
участков нефтепровода? обеспечено.
Проверим общую устойчивость
криволинейных участков трубопровода?, выполненных с упругим изгибом:
; (3.24)
; (3.25)
По номограмме? определяем коэффициент
-
[29].
Для
криволинейных (выпуклых) участков трубопровода?, выполненных упругим изгибом, в
случае? пластической связи трубы с грунтом критическое? усилие?:
(3.26)
МН;
;
МН; (3.27)
.
условие? устойчивости для криволинейных
участков выполняется.
Исходные? данные? для нефтепровода?
обслуживаемого ЛПДС Ирака?: на? ба?лансе? которого находятся не?фте?провод с
5886 м и нефте?провод с 0 по 6 км в одно
и двух ниточном исполнении, общей протяженностью 6 км. Введенные? в
эксплуатацию в 2009 лет .
Длина участка трубопровода 5886 м.
первой очереди (manifold 1)
Объём
1362.13 м3
Толщина стенки
7,92 мм
Диаметр нефтепровода 22 дюйма / 558,8
мм
Материал нефтепровода 17Г1С
Рабочее давление 0,8 Мпа
Прокладка нефтепровода наземная
Место дефекта на участке 2448 м.
Таблица? 3.2 - Данные? для
гидра?влического расчета?
|
Па?ра?ме?тры
|
Да?нные?
|
|
Dн – диаметр трубопровода? наружный,
мм
|
558,8
|
|
Q – производительность, млн.т./год
|
45
|
|
L – длина? трубопровода?, м
|
5886
|
|
?z=z2–z1 – разность отметок начала?
и конца? нефтепровода?, м
|
10
|
|
? – средняя плотность, т/м3
|
0,850
|
|
P1 – давление? насосной станции,
кгс/см2
|
48
|
|
P2 – давление? в конце? участка?,
кгс/см2
|
1,5
|
|
? – толщина? стенки, мм
|
12
|
|
Средняя расче?тная кине?матическая
вязкость при те?мпературах грунта? на? глубине? заложения трубопровода? ?p,
см2/се?к
|
0,55
|
|
Средняя а?бсолютная шероховатость
для нефте?проводных труб после? нескольких лет эксплуа?та?ции е?, мм
|
0,2
|
Секундный расход нефти:
, м3/с (3.28)
где? Nг =351 дне?й - расчетное? число рабочих дней для магистрального
нефтепровода? диаметром свыше? 558,8 мм [29,табл 5.1].
м3/с.
Внутренний диаме?тр трубопровода?:
d
= D -2*? = 558,8-2*12 = 534,8 мм = 0,534 м. (3.29)
Средняя скорость тече?ния нефти по
трубопроводу рассчитывается по формуле?:
м/с. (3.30)
Проверка? режима? течения
(3.31)
Re?>Re?Kp=2320, режим течения
нефти турбуле?нтный. Находим Re?I и Re?II.
;
;
, (3.32)
где? ? - относительная шероховатость
труб.
;
;
2320 < Re? < Re?I – зона?
гидравлически гладких труб.
Коэффициент гидравлического
сопротивления определяется для зоны гидравлически гла?дких труб по формуле?
Блазиуса?:
. (3.33)
Гидравличе?ский уклон находим по
формуле?:
(3.34)
Потери напора? на? трение? в
трубопроводе?:
м. (3.35)
Потери напора? на? местные?
сопротивления:
м. (3.36)
Полные? потери напора? в
трубопроводе?:
м. (3.37)
Исходные данные для расчёта:
-
Р=6.4
МПа – рабочее нормативное давление;
-
категория
участка трубопровода – I;
-
m=0.75
– коэффициент условий работы трубопровода [ ];
-
к
=1.47,
к
=1.15
– коэффициент надёжности по материалу [ ];
-
к
=1.0–коэффициент
надёжности по назначению трубопровода [ ];
-
n
=1.1
– коэффициент надёжности по нагрузке [ ];
Нормативное сопротивление растяжению:
R
=?
=420 МПа, R
=?
?????МПа (Марка стали СТ 20,
коэффициент прочности К-42, ТУ 14-3-1399-95 гр.В по ГОСТ 1050-88);
Расчётное сопротивление
растяжению R
и R
определяется:
(3.38)
(3.39)
Расчётная толщина стенки
трубопровода
,определяется
по формуле
(3.40)
При наличии продольных осевых
сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:
(3.41)
где
–
коэффициент надёжности по нагрузке;
P – рабочее нормативное
давление;
D
–
наружный диаметр трубы;
–
коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние труб, определяется по
формуле:
(3.42)
где
–продольное
осевое сжимающее напряжение;
(3.43)
МПа;
;
мм;
Ближайшее
большее значение толщины стенки по сортаменту
=7
мм. Если мы примем эту толщину стенки трубы, то значение продольных осевых
напряжений:
МПа;
мм;
Принятая толщина удовлетворяет
условиям.
Для повышения коррозионной
стойкости трубопровода увеличиваем толщину стенки на 1мм, следовательно ? = 8мм.
Подземные трубопроводы
проверяются на прочность в продольном направлении и на отсутствие пластических
деформаций:
Прочность в продольном
направлении проверяется по условию:
(3.44)
где
- коэффициент, учитывающий двухосное
напряжённое состояние металла труб, при растягивающих осевых напряжениях
=1.0,
при сжимающих определяется по формуле:
(3.45)
где?
?
кольцевые напряжения в стенке трубы от расчётного внутреннего давления:
;
МПа;
Условие
выполняется:
<84.86
МПа.
Для проверки по деформациям
находим сначала кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки –
внутреннего давления.
(3.47)
Для предотвращения
недопустимых пластических деформаций трубопроводов в продольном и кольцевом
направлениях проверку производят по условиям:
(3.48)
(3.49)
где
- максимальные суммарные продольные напряжения
в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;
- коэффициент, учитывающий двухосное
напряженное состояние металла труб;
Условие
выполняется:
Продольные напряжения
для полностью защемленного подземного
трубопровода находятся из выражения:
(3.52)
где
-
минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.
Для положительного перепада
температур
:
МПа;
Для отрицательного перепада
температур
МПа;
Условие
для положительного перепада температур:
107.48<0.453
250
107.48<113.25 – условие соблюдается.
Условие
для отрицательного перепада температур:
201.34<
201.34<208.33 – условие соблюдается.
4.1.1 Общий порядок
организации работы
При подготовке к проведению
газоопасных работ исполнитель обязан проверить:
·
исправность и срок
очередной поверки переносного газоанализатора;
·
комплектацию и
срок эксплуатации портативного дыхательного устройства;
·
исправность
переносной радиостанции;
·
наличие комплекта
знаков «Газоопасные работы» для выполнения газоопасных работ – не менее трех
штук.
Перед началом проведения
газоопасных работ исполнитель обязан:
·
измерить и далее
вести контроль состояния воздушной среды в месте производства работ;
·
убедиться в
герметичности запорной арматуры;
·
определить и далее
следить за направлением ветра;
·
расположить автотранспорт
и специальную технику на расстоянии более 25 м от скважины с наветренной
стороны;
·
исключить доступ
посторонних лиц в охранную зону скважины, установив на видных местах знаки
«Газоопасные работы».
4.1.2Меры безопасности при земляных работах
Весь персонал, занятый на
строительстве объектов в охранной зоне действующих коммуникаций, должен пройти
дополнительное обучение по безопасным методам труда независимо от сроков
предыдущего обучения.
Земляные работы в полосе,
ограниченной расстоянием 2 м по обе стороны от действующего трубопровода или
электрического кабеля, а также в местах пересечения с подземными
коммуникациями, должны производиться только вручную в присутствии представителя
эксплуатирующей организации.
При проведении работ в охранных
зонах отвалы минерального и плодородного грунта следует располагать между
действующим и прокладываемым трубопроводами, оставляя свободной берму шириной
не менее 0,5 м. Зоны расположения отвалов грунта (минерального и плодородного)
указывают в проекте производства работ.
Для выполнения работ по засыпке
трубопровода механизмами ответственный за проведение работ обязан выдать
машинисту механизма по засыпке траншей схему производства работ, показать на
месте границы работы механизма и расположение действующих трубопроводов.
Работы по засыпке, возвращению и
планировке валика над действующим трубопроводом (в том числе и после зимней
засыпки) следует выполнять по специально разработанной и согласованной с
эксплуатирующей организацией технологии, исключающей наезд машин на действующий
трубопровод. На эти работы выдается наряд-допуск.
4.1.4 Меры безопасности при сварочно-монтажных работах
При использовании газовых
баллонов необходимо выполнять требования Правила устройства и безопасной
эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
Хранение, перевозка и выдача
газовых баллонов должны осуществляться лицами, прошедшими обучение. Газовые
баллоны будут перевозиться на специально
оборудованных автомобилях. Перемещение
баллонов с газом следует осуществлять только в предохранительных колпаках на
специальных тележках, контейнерах, обеспечивающих устойчивость положения
баллонов.
При производстве газопламенных
работ с применением пропан-бутановых смесей следует выполнять следующие
требования:
- применять газовые баллоны
редукторы и регуляторы, окрашенные в красный цвет;
- не допускать нахождения более
одного баллона с пропан-бутановой смесью на рабочем месте;
- следить за тем, чтобы окалина
не попадала в сопло, а перед каждым зажиганием выпускать через резак
образующуюся гремучую смесь паров, газов и воздуха.
4.2Экологическая безопасность
4.2.1Охрана окружающей среды
С целью уменьшения нарушений
окружающей среды все строительно-монтажные работы должны проводиться
исключительно в пределах полосыотвода.
Основной работой по охране окружающей
среды при капитальном ремонте газопровода является рекультивация
сельскохозяйственных угодий.
Основные воздействия па
почвенно-растительный покров связаны с производством подготовительных работ: расчистка трассы от
растительности, рубка леса, удаление пней,
валунов, планировка полосы,
сооружение временных подъездных дорог, подготовка строительных площадок по
сооружению подводных переходов и переходов через автомобильные и железные
дороги (СН 452-73 «Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов») [27].
С целью уменьшения нарушений
окружающей среды биологическая рекультивация должна выполняться в пределах
полосы отвода. При нарушении почвенного и растительного покрова при пересечении газопроводом
сельскохозяйственных земель и лесных угодий предполагается снятие плодородного
слоя, сохранение и последующее возвращение его на некультивируемую полосу.
Во избежание коррозионных
разрушений и массового поступления загрязняющих веществ в атмосферу проектом
предусмотрено покрытие противокоррозионной изоляцией подземных трубопроводов, а
также применением средств ЭХЗ.
Заправка строительном техники
производиться бензовозами на трассе -полосе отвода.
Запрещается слив
горюче-смазочных материалов вне
специально оборудованных для этих целей мест.
При сварочных
и других огневых работах выполнять инструкции по противопожарной
безопасности.
Запрещается захламление территории
строительными и прочими отходами.
Необходимо строго
соблюдать требования местных
органов охраныприроды по сохранению
флоры и фауны в районе строительства.
4.2.2
Мероприятия по
снижению неблагоприятных воздействий на атмосферный воздух
Мероприятия по
снижению неблагоприятных воздействий на атмосферный воздух:
- обеспечение проведения
инвентаризации выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и
разработку нормативов предельно допустимых выбросов;
- внедрение малоотходных и
безотходных технологий в целях снижения
уровня загрязнения атмосферного воздуха;
- улавливание и обезвреживание
выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух;
- учет выбросов вредных
(загрязняющих) веществ в атмосферный воздух;
- соблюдение правил эксплуатации
сооружений, оборудования, предназначенных для очистки и контроля выбросов
вредных (загрязняющих) веществ;
- соблюдение режима
санитарно-защитных зон;
- своевременный вывоз
загрязняющих атмосферный воздух отходов на специализированные места
складирования или захоронения;
- предоставление в установленном
порядке органам, осуществляющим контроль за соблюдением законодательства
Российской Федерации в области охраны окружающей среды, своевременную, полную и
достоверную информацию по вопросам охраны атмосферного воздуха.
- автоматизация технологических
процессов;
- проведение газодинамических
исследований скважин, в основном, с помощью передвижной установки без выпуска
газа в атмосферу.
4.2.3
Мероприятия по рациональному использованию и охране природных вод
Мероприятия
по рациональному использованию и охране природных вод:
- размещение объектов с учетом
водоохранных зон;
- соблюдение ограничений,
предусмотренных для водоохранных зон;
- расположение линейных объектов
по возможности вблизи линии водораздела;
- ведение в установленном порядке
учета забора (изъятия) водных ресурсов из водных объектов и объема сброса сточных
и (или) дренажных вод, их качества, регулярные наблюдения за водными объектами
и их водоохранными зонами;
- своевременное представление
результатов учета и регулярных наблюдений в уполномоченные органы;
- содержание в исправном
состоянии эксплуатируемых очистных сооружений;
- информирование уполномоченных
органов государственной власти об авариях и иных чрезвычайных ситуациях на
водных объектах;
- своевременное предупреждение и
ликвидация чрезвычайных ситуаций на водных объектах.
4.2.4
Мероприятия по снижению неблагоприятных воздействий на земельные ресурсы растительный и животный мир
Мероприятия
по снижению неблагоприятных воздействий на земельные ресурсы растительный и
животный мир:
- ограничение срезки грунта
участком будущей траншеи при планировке трасс линейных сооружений;
- при строительных работах снятие
и складирование верхнего (гумусового) слоя почвы для последующего его
использования при рекультивации;
- возврат земель, отведенных во
временное пользование для строительства объектов обустройства месторождений,
землевладельцу в установленные сроки для дальнейшего землепользования и
воспроизводства биологических ресурсов;
- ввод запрета на сброс любых
сточных вод в несанкционированных местах;
- ввод запрета на сбор плодов,
заготовку, уничтожение растительности;
- ввод запрета на отлов, отстрел
животных и птиц и иные действия, направленные на их уничтожение.
В экономической части
бакалаврской работы будут рассчитаны затраты на проведение изоляционных работ
при капитальном ремонте. Ремонт произвол- дится на участке магистрального
нефтепровода «manifold 1- CPFбадра » 5 км … 6 км. Второй этап
мероприятий, включающий нанесение изоляционного покрытия, длится 6 месяцев.
Изоляции подвергаются сварные соединения.
Затраты на ремонт включают:
-
затраты на арендутехники;
-
затраты наматериалы;
5.1 Затраты на
арендутехники
Стоимость аренды техники
определяется на основе количества, их цен и продолжительности аренды. Принимаем
необходимый срок аренды для выпол- нения изоляционных работ – 50 суток (1200
часа). Расчет представлен в таблица 5.1.
Таблица 5.1 – Расчет стоимости аренды техники
|
№ п/п
|
Наименование
|
Едизм.
|
Кол-во
|
Цена аренды
за час, руб.
|
Стоимость аренды на весь
срок работ, руб.
|
|
1
|
Трубоукладчик KOMATSU
Д355С
|
шт
|
2
|
2100
|
5029000
|
|
2
|
Машина финиш-
ной очистки ПТ- НН-1200
|
шт
|
1
|
1200
|
1440000
|
|
3
|
Машина грунто- вочная ПТ-НН-
1220Г
|
шт
|
1
|
1350
|
1620000
|
|
№ п/п
|
Наименование
|
Ед.изм.
|
Колво
|
Цена аренды за час ,руб.
|
Стоимость аренды на весь срок
работ,
руб.
|
|
4
|
Машина изоляци- онная ПТ-НН-
1220
|
Шт
|
1
|
2200
|
2640000
|
|
5
|
Агрегат нагревательный
|
Шт
|
1
|
1300
|
1560000
|
|
6
|
Котел для плавления и выдачи мастик
|
Шт
|
1
|
1000
|
1200000
|
|
7
|
Электростанция
ДЭС АД-100
|
Шт
|
1
|
800
|
960000
|
|
|
Итого
|
X
|
x
|
x
|
14460000
|
5.2 Затраты на
вспомогательное оборудование
Затраты на вспомогательное
оборудование определяются на основе их количества, и цен. Расчет представлен в таблице 5.2.
Таблица 5.2 – Расчет затрат на вспомогательное оборудование
|
№
п/п
|
Наименовние
|
Ед.изм.
|
Кол-во
|
Цена с НДС,
тыс. руб.
|
Стоимость с
НДС, тыс.руб.
|
|
1
|
Троллейная
подвеска
ТПП-1021
|
шт
|
2
|
211000
|
422000
|
|
2
|
Траверса с
мягкими по- лотенцами
ПМ 1023
|
шт
|
2
|
31000
|
62000
|
|
|
Итого:
|
х
|
х
|
х
|
484000
|
5.3 ЗатратынаприобретениематериаловКомбинированное полимерно-битумное
покрытие на основе мастики«ТРАНСКОР-Т»
В качестве изоляции в первом
случае будет использоваться комбиниро- ванное полимерно-битумное покрытие на
основе мастики «ТРАНСКОР-Т». Со- став материалов отражен в таблице 5.3.
Таблица 5.3 – Материалы для
комбинированного полимерно-битумного покрытия на основе мастики«ТРАНСКОР-Т»
|
Матл
|
Нормативный документ
|
|
Грунтовка «ТРАНСКОР»
|
ТУ 2313-003-32989231-2009
|
|
Мастика «ТРАНСКОР-Т»
|
ТУ 5775-002-32989231-2012
|
|
Стеклосетка «X-GLASS GOLD»
|
ТУ 5952-005-09244330-2014
|
|
Термоусаживающая лента «Тиал-Л»
|
ТУ 2293-004-58210788-2017
|
Общая толщина покрытия
3,5мм.
Определяем цены на нужные
материалы и заполняем таблицу 5.4.
Таблица 5.4 – Цены на
материалы для изоляции с комбинированным полимер- но-битумным покрытием на
основе мастики «ТРАНСКОР-Т»
|
Наименование материала
|
Ед.изм.
|
Цена за еди-ницу, руб.
|
|
Грунтовка «ТРАНСКОР»
|
кг
|
74,92
|
|
Мастика «ТРАНСКОР-Т»
|
кг
|
75
|
|
Стеклосетка «X-GLASS GOLD»
|
шт
|
998,49
|
|
Термоусаживающая лента «Тиал-Л»
|
п/м
|
110
|
Рассчитываем необходимый объем
материалов для проведения изоляци- оных работ с комбинированным
полимерно-битумным покрытием на основе мастики «ТРАНСКОР-Т». Расход материала
представлен в таблице 5.5.
Таблица 5.5 – Расход материала
для изоляции трубопровода на основе мастики«ТРАНСКОР-Т» на 1 км трубопровода
|
Наименование материала
|
Диаметр трубы, мм
|
|
Грунтовка «ТРАНСКОР», т
|
0,012
|
|
Мастика «ТРАНСКОР-Т», т
|
0,16
|
|
Стеклосетка «X-GLASS GOLD», шт
|
5
|
|
Термоусаживаемая лента «Таил-Л», п/м
|
72,18
|
Определяем с помощью таблицы 5.5,
количествоматериаловтребуемых для изоляции. Данные сводим в таблицу5.6.
Таблица 5.6 – Требуемое количество материала для изоляционных работ
|
Наименование материала
|
Требуемое количество, т
|
Требуемое количество,кг
|
|
Грунтовка «ТРАНСКОР»
|
0,012
|
12
|
|
Мастика «ТРАНСКОР-Т»
|
0,16
|
160
|
Сводим в таблицу 5.7
результаты для определения полных затрат на ма- териалы для изоляции на основе
битумно-полимерной мастики «ТРАНСКОР- Т»
Таблица 5.7 – Полные затраты на материалы для изоляции на основе
битумно- полимерной мастики «ТРАНСКОР-Т»
|
Наименование материала
|
Расходы,руб
|
|
Грунтовка «ТРАНСКОР»
|
15283,68
|
|
Мастика «ТРАНСКОР-Т»
|
204000
|
|
Стеклосетка «X-GLASSGOLD» 5х5 мм
1х50м 145 гр/м2
|
84871,65
|
|
Термоусаживающая лента «Тиал-Л»
|
134976,6
|
|
Итого
|
439131,93
|
Проведение капитального ремонта на участках магистрального нефтепровода
является важным технологическим процессом. Необходимость проведения
ремонтно-восстановительных работ увеличивается, учитывая высокие объемы
перекачки нефти, большую протяженность магистральных трубопроводов и растущие
потребности предприятий в нефти. Для поддержания требуемых параметров
пропускной способности нефтепровода
необходимо тщательное планирование, организация и
исполнение всех этапов работ.
Залогом успешного выполнения ремонтных работ является:
1. правильный выбор способа проведения капитального
ремонта;
3. осуществление подбора ремонтного оборудования и
строительной техники с учетом параметров ремонтируемого нефтепровода;
4. организация своевременного проведения подготовительных
работ;
5. обеспечение требуемых условий проживания в полевом
городке для рабочего персонала;
6. соблюдение требований охраны труда и пожарной
безопасности при производстве работ на линейной части.
В работе рассмотрены причины возникновения дефектных повреждений на
магистральном нефтепроводе.
Составлен план организационных работ предшествовавших капитальному ремонту.
Выбор наиболее технически и экономически приемлемыхвыбор ремонтных
работ.Подбор необходимого ремонтного и строительного оборудования
дляобеспечение необходимых сроков на время раскопок.
Подбор насосного оборудования, отключение ипредохранительная арматура,
трубопроводы насосных агрегатов. Учтено Требования к режиму и объемам перекачки
с использованием КПП 150-6 и плоские рукава, учитывалось количество подвижных
насосных шлангов установок. Определено использование боковых панелей как снизу,
так и сверху образуя трубопровод. Сварен и снова подвергнут гидр тестированию
участок сварного трубопровода в полевых условиях. перекрытие внутренней полости
ремонтируемой зоны.
Выбор был сделан в пользу технологии ручной дуговой сварки. Описаны
наиболее распространенные дефекты и методы сварки. контроль качества сварных
соединений. Работы по изоляции сварных соединений с термоусадочные ленты ТИАЛ-М
Выполнен гидравлический и прочностной расчет нефтепровода. В результате
ремонтных работ, дизайн параметры конвейера, в том числе пропускная способность.
Работа была выполнена вовремя и в полном объем
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ
ЛИТЕРАТУРЫ
1. СНиП 2 05 06-85* Магистральные трубопроводы
2. СНиП
111-42-80* Правила производства и приемки работ Магистральные трубопроводы.
3. ВСН 012-88
Строительство магистральных и промысловых трубопроводов Контроль качества и
приемка работ
4. ГОСТ 16037-80
Соединения сварные стальных трубопроводов Основные типы, конструктивные
элементы и размеры
5. СП 34-101-98
Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном
ремонте, АК "Транснефть",
6. Стандарт
отрасли "Нефтепроводы магистральные Кольцевые, продольные, спиральные швы
с дефектами и трубы с расслоениями Определение долговечности " ОАО
"АК "Транснефть", .
7. РД
153-394-114-01 Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных
нефтепроводах, ОАО "АК "Транснефть",
8. РД 153-39
4-067-00 Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных
нефтепроводов, ОАО АК "Транснефть"
9. РД
39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов, АК
"Транснефть", ИПТЭР,
10. РД
39-00147105-016-98 Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых
линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных
при диагностическом обследовании
11. РД
153-394-086-01 Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных
конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы,
12. РД 153-394
Р-119-03 Методика оценки работоспособности и проведения аттестации
магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть",
13. Методика
определения технического состояния магистральных трубопроводов с
трещиноподобными дефектами. АК "Транснефть".
14. ВППБ
01-05-99. Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных
нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть". Москва 2010г.
15.
ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03. Регламент и методика проведения дополнительного
дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных и технологических
нефтепроводов, ОАО "АК "Транснефть". 2013г.
16.
ОР-06.00-74.20.55-КТН-001-01. Регламент о порядке организации
эколого-аналитического контроля за состоянием окружающей среды на промышленных
объектах ОАО "АК "Транснефть".
17. Дополнение к
РД 153-39.4-067-00 "Технология ремонта дефектов кольцевых сварных швов
действующих магистральных нефтепроводов методом наплавки", ОАО "АК
"Транснефть", 2013г.
18. РД
153-39.4Р-130-2002.* Регламент по вырезке и врезке "катушек",
соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и
подключению участков магистральных нефтепроводов.
19. РД
153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатациимагистральных нефтепроводов. –
Уфа: ИПТЭР, 2015. – 150 с.
20. Технический отчет
по диагностическому обследованиюнефтепровода «Калтасы – Уфа – II» внутритрубным
инспекционнымприбором «Ультразвуковой дефектоскоп WM».
21. Технический отчет
по полному обследованию ППМН «Калтасы –Уфа II» диаметром 720 мм. через р.
Калмашка 107,8 км. трассы
22. Паспорт
магистрального нефтепровода «Калтасы – Уфа II». Паспорт очистного скребка СКР-1
23. РД
153–39.4–067–04* «Методы ремонта дефектных участковдействующих магистральных
нефтепроводов» – М.: ОАО «АК «Транснефть»,2014. – 75 с.
24. Регламент по
очистке магистральных нефтепроводов. – М.: ОАО«АК «Транснефть», 2015. – 15 с.
25. ВППБ 01-05-99.
Правила пожарной безопасности приэксплуатации магистральных нефтепроводов
открытого акционерногообщества«Акционерная компания по транспорту нефти
«Транснефть».
26. РД 153 – 39.4Р –
130 – 2012* «Регламент по вырезке и врезке«катушек», соединительных деталей,
заглушек, запорной и регулирующейарматуры и подключению участков магистральных
нефтепроводов» М.: ОАО«АК «Транснефть», 2014. – 256 с.