Курсовая работа: Техническое обслуживание и ремонт оборудования (трубопроводы)

1 Характер износа оборудования

2 Контроль величины износа

3 Техническое обслуживание и ремонт оборудования

3.1 Техническое обслуживание оборудования

3.2 Подготовка к ремонту оборудования

3.3 Ремонт оборудования

4 Контроль качества ремонта

Транспортировка сырой нефти осуществляется по сети трубопроводов, которые поставляют нефть от скважин к хранилищам на промысле или к магистральным терминалам. По магистральным трубопроводам нефть перекачивают к нефтеперерабатывающим заводам или терминалам танкеров. Переработка нефти осуществляется либо в районах ее добычи, либо на значительных расстояниях от нее вблизи главных потребителей и рынков сбыта.

Линии газопроводов подразделяются на газосборные, магистральные и распределительные. Транспортирующие, или магистральные, трубопроводы поставляют газ местным службам, которые распределяют его для промышленного и коммунального использования, а также для других нужд.

Нефтесборные трубопроводы имеют обычно диаметр 5–20 см; диаметр протяженных магистральных нефтепроводов иногда достигает 120 см. Самый длинный трубопровод этого типа в США имеет длину 4650 км и диаметр 110 см; он проложен от Хьюстона (шт. Техас) до Нью-Йорка. Имеется тенденция строительства крупных трубопроводов для сырой нефти и продуктов ее переработки. Параллельные и обводные трубопроводы увеличивают пропускную способность построенных ранее и имеющих меньший диаметр трубопроводов. Газопроводы, как правило, более крупные по сравнению с нефтепроводами. Система магистральных трубопроводов Ямбург – Западная граница СНГ имеет общую протяженность 28,7 тыс. км с диаметром труб 142 см. Некоторые сборные трубопроводы проложены на поверхности земли, но бóльшая их часть, как и всех магистральных линий, являются подземными.

Использование цельнотянутых бесшовных, тонкостенных и упроченных труб, введение компьютерного контроля, дистанционное обслуживание с помощью мониторов, улучшение технологии сварки – главные составляющие прогресса в строительстве и эксплуатации трубопроводов. Трубопроводы приходится строить через неровности рельефа, леса, болота, в экстремальных климатических условиях. Нефть и продукты ее переработки перекачиваются насосными станциями, расстояние между которыми определяется рельефом, скоростью транспортировки и другими факторами. Различные виды сырой нефти или, в случае продуктопроводов, продукты ее переработки, обычно транспортируются с минимальным смешением. Компрессорные станции поддерживают давление, необходимое для постоянного движения природного газа. Диаметр трубопровода, число и мощность насосных и компрессорных станций определяют производительность трубопровода.

Задачей курсовой работы — является выяснение вопросов по организации ремонтных работ оборудования по перекачке нефти и газа, анализ технологической цепочки по ремонту, монтажу и пуску оборудования после ремонта.

Цель курсовой работы – рассмотреть характер износа оборудования, контроль величины износа. В работе подробно рассмотрено техническое обслуживание и ремонт оборудования. А так же в курсовой работе представлен порядок контроля качества ремонта трубопроводов.

1.Характер износа оборудования

В процессе эксплуатации трубопроводы и их элементы изнашиваются. Характер износа может быть самым различным и определяется условиями эксплуатации, свойствами материала, из которого выполнен трубопровод, его конструктивными особенностями, качеством изоляции и т. д. Часто нарушение условий эксплуатации приводит к разрушению неизношенного трубопровода: разрыву трубы, отрыву фланца, выбиванию прокладки, ослаблению болтовых соединений и др. В основном трубопроводы подвержены коррозионному и эрозионному износу, поэтому главная задача заключается в устранении его причин. Преждевременный износ можно предотвратить также, если правильно выбрать материал труб и вид изоляции.

Чаще всего ремонтируют трубопроводы, служащие для транспортирования сырья, полупродуктов и готовой продукции. Эти вещества могут быть коррозионно-активными, огне- и взрывоопасными и токсичными. Они могут также содержать абразивные включения или быть легко застывающими. Конструкция трубопровода должна учитывать свойства транспортируемого вещества.

Например, диаметр трубопроводов для загрязненных жидкостей должен быть не менее 70 мм, возможно прямолинейным; повороты должны изготавливаться из гнутых отводов с радиусом закругления не менее 7—8 /у. Предусматриваются также фланцевые разъемы для механической чистки или продувки внутренних поверхностей труб воздухом. Трубопровод, по которому перекачивают легкозастывающие жидкости, снабжают «пароспутником» или рубашкой для обогрева паром.

Состояние трубопровода систематически, контролируется ответственным персоналом. Трубопроводы всех категорий подвергают, наружному осмотру не реже одного раза в год. В особо важных случаях состояние трубопровода контролируется непрерывно. Данные наблюдений и контрольных измерений размеров, характеризующие состояние трубопровода, заносят в эксплуатационный журнал. Толщина стенки трубопровода, полученная при замерах, должна быть не ниже отбраковочной, за которую принимают расчетную толщину, вычисленную для данных условий эксплуатации. Однако остаточная толщина стенки трубы не должна быть ниже: для диаметров 25; 45; 89; 108; 273; 325 мм соответственно 1,0; 1,5; 2,0; 3,0; 4,0; 4,5мм.

Трубопровод бракуется и тогда, когда установленная при ревизии толщина стенки несколько выше допустимой, но вследствие коррозии и эрозии к моменту проведения следующего ремонта она станет ниже допустимой.

Проверку и испытание трубопроводов, подведомственных органам Госгортехнадзора, производят в сроки, оговоренные в регистрационном журнале.

Тщательная ревизия трубопроводов осуществляется при плановых ремонтах. Однако трубопровод по тем или иным причинам может выйти из строя и во время работы, т.е. в межремонтный период, поэтому за трубопроводом должно быть установлено столь же тщательное наблюдение, как и за другим технологическим оборудованием. Действующий трубопровод может быть не только разрушен, но и забит твердыми отложениями или застывшим продуктом (например, парафином, битумом, различными мономерами или полимерами или льдом и др.). Пропуски в действующих трубопроводах определяют визуально, по появлению запаха или изменению режима перекачивания (например, снижению давления в трубопроводе, изменению количества принимаемого и расходуемого продукта и т. д.).

На ответственных трубопроводах, работающих при высоком давлении, практикуется система «сверлений безопасности», при которой на участках трубопроводов, где износ наиболее вероятен, до пуска их в эксплуатацию высверливают углубления — несквозные «отверстия» Остаточная толщина труб должна обеспечивать безаварийную работу. По мере износа трубопровода в процессе его эксплуатации наиболее вероятен пропуск продукта через эти ослабленные сверлением стенки трубопровода. Отверстие забивают пробкой и накладывают хомут, трубопровод же тщательно ремонтируют при первом плановом ремонте.

Ремонтируемые трубопроводы должны быть полностью освобождены от продукта. Для ревизии трубопроводов их обстукивают молотком и проводят контрольную сквозную засверловку с измерением остаточной толщины стенки. Дефекты могут быть быстро выявлены при измерении толщины стенки ультразвуковыми дефектоскопами, а также по показаниям стационарных датчиков (обычно монтируемых на крупных трубопроводах), передающих показания на контрольную панель Замеры производят по всему периметру трубопровода. Особенно тщательно измеряют толщину стенки труб на крутых изгибах, где износ обычно происходит раньше, чем на прямых участках.

Не обнаруженный своевременно дефект приводит к аварии, т.е. к внезапному нарушению герметичности трубопровода. Большинство аварий сопровождается полным или частичным разрушением сварных стыков, разгерметизацией фланцевых соединений и разрушением трубы. Эти аварии могут быть вызваны самыми различными причинами.

Большинство из них обусловлено некачественным монтажом: плохой подгонкой сварных стыков и фланцев, плохой сваркой, недостаточной компенсацией температурных деформаций, неустойчивостью несущих опор, жестким креплением трубопровода к опорам и др Часты случаи аварийного выхода из строя трубопровода из-за несвоевременно замеченного износа, а также вследствие неправильной эксплуатации (например, резкие изменения давления или температуры).

Любая авария трубопровода должна быть ликвидирована после его остановки и соответствующей подготовки. Однако в некоторых случаях можно избежать полного отключения трубопровода и обеспечить нормальную эксплуатацию его до очередного планового ремонта с помощью временных мер. К таким случаям относится ликвидация пропусков на поверхности трубы или в сварных швах наложенных хомутов. Для этого по форме трубы изготавливают хомуты или скобы с накладками.

Их устанавливают на дефектный участок так, чтобы при стягивании хомутов или скоб прокладка (асбест, паронит, резина, свинец, фторопласт и др.) оставалась зажатой между трубой и хомутом (накладкой) и заполняла не плотность в трубе или сварном шве Ширина хомута или накладки должна быть такой, чтобы при стягивании не раздавить трубу.

Хомут и накладка должны обладать достаточными жесткостью и прочностью; в соответствии с этим выбирают их толщину. Иногда для большей надежности хомут или планку приваривают к трубе.

Практикуется также установка свинцовой пробки. На болт со сферической головкой, вставляемый в отверстие на теле трубы, надевается свинцовая пробка. Последняя, деформируясь при затягивании гайки, заполняет отверстие и обеспечивает плотность.

Часто авария возникает в результате разрыва сварного шва. Для устранения аварии шов вырубается и после зачистки заваривается вновь. При этом следует принять необходимые меры безопасности. Например, газопроводы можно заваривать только при обязательном протекании газа по трубе при давлении не менее 1 кПа, так как при отсутствии избыточного давления газа в трубу может попасть воздух, что приведет к образованию взрывоопасной смеси.

Если дефектный участок большой или образовавшийся дефект нельзя устранить наложением хомутов или латок (например, разрыв трубы по образующей), такой участок заменяют. Для этого трубопровод освобождают от продукта, участок длиной, равной не менее чем одному диаметру трубы, вырезают газовым резаком или, если среда огне- и взрывоопасная, с помощью ручного или механического трубореза. Заранее приготовленный кусок трубы (катушку) вставляют вместо вырезанного участка и приваривают к трубопроводу после проверки стыков.

Для проведения сварочных работ по обе стороны от свариваемых швов в трубопроводе устанавливают глиняные пробки, надежно защищающие участок сварки от попадания продукта Установка пробок обязательна, если по трубопроводу подается огне- или взрывоопасный продукт. В трубопроводах больших диаметров устанавливают специальные шаровые запорные устройства (17.3). Запирающим элементом является полый резиновый шар, который при нагнетании в него воздуха или жидкости раздувается и плотно прижимается к стенкам трубы. Для установки в трубопроводе таких запорных устройств в нужных местах механически вырезают окна.

Пропуски во фланцевых соединениях обусловлены плохой подгонкой соприкасающихся поверхностей, поврежденностью этих поверхностей, некачественной прокладкой и недостаточной подтяжкой болтов и шпилек. Для ликвидации пропуска сначала подтягивают болты (это часто эффективно для горячих трубопроводов, где регулярная подтяжка является обязательной).

Если таким путем пропуск не устраняется, заменяют прокладку. Для этого разъединяют фланцевое соединение, фланцы раздают на ширину, несколько большую толщины новой прокладки, с помощью распорного клина. На практике часто клин забивают вручную молотком, однако это опасно: клин может выскочить и причинить увечье рабочему. На 17.4 показано винтовое приспособление для раздвижки фланцев, исключающее эту опасность. Перед установкой новой прокладки привалочные поверхности тщательно очищают и проверяют отсутствие на них раковин или забоин. Если фланцы имеют дефекты, пни должны быть заменены.

Плановый ремонт трубопроводов предусматривает замену определенных участков с трубами, фланцами и крепежными деталями. Технология ремонта такая же, как и монтажа. Трубы отбраковывают, если в результате износа их толщина не обеспечивает заданные параметры эксплуатации. Для каждого трубопровода должны быть установлены отбраковочные нормы.

Технологические трубопроводы диаметром более 75 мм при остаточной толщине стенок 2 мм и менее бракуются без предварительного расчета.

Все технологические трубопроводы надежно заземляются для предотвращения образования зарядов статического электричества.
При плановых ремонтах проверяют опоры и подвески трубопроводов: плотность прилегания трубы к подушке, подвижность опор, целостность поверхностей скольжения и перекатывание пружин и т. д.

Источник

Ремонт трубопроводов

Классификация дефектов трубопровода для транспортировки нефтепродуктов. Существующие методы ремонта. Определение координат дефекта и технология проведения дополнительного дефектоскопического контроля. Особенности экологического обоснования работ.

Название: Техническое обслуживание и ремонт оборудования (трубопроводы) Раздел: Рефераты по геологии Тип: курсовая работа Добавлен 04:15:09 04 февраля 2011 Похожие работы Просмотров: 13732 Комментариев: 14 Оценило: 8 человек Средний балл: 4.9 Оценка: 5 Скачать

Рубрика	Производство и технологии
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	18.01.2014
Размер файла	86,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

За время существования Нижневартовское нефтепроводное управление переросло в Управление магистральных нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» с мощной системой трубопроводов с протяженностью трассы — около 690 км, а в однониточном исполнении 1124 км.

Объем резервуарного парка для хранения нефти составляет 800000м3.

На участке, обслуживаемом Нижневартовским УМН, ведется прием и перекачка нефти от 26 производителей, крупнейшими из которых являются:

Лукойл — Западная Сибирь;

Варьеганнефтегаз и т.д.

Численность работников НВУМН составляет 955 чел. на 01.01.03г.,

которые трудятся в 8 службах и подразделениях управления. Основные подразделения УМН — это линейные производственные диспетчерские станции:

ЛПДС «Урьевская» ( с НПС «Юган» ),

ЛПДС «Самотлор» (с НПС «Варьеганская»),

Главной деятельностью которых является обеспечение процессов приема и перекачки добываемой нефти от поставщиков — потребителям.

Остальные подразделения, такие как Центральная ремонтная служба (ЦРС), цех технологического транспорта и спецтехники (ЦТТ и СТ), производственно-ремонтные участки (ПРУ), участок погрузо-разгрузочных абот (УПРР) и аппарат управления со службами и отделами обеспечивают бесперебойную, безаварийную и безопасную работу основного производства.

Техническое обслуживание и ремонт любого магистрального нефтепровода нацелены на поддержание определенного уровня его надежности, позволяющего обеспечить безопасную транспортировку перекачиваемого продукта. Для Компании «Транснефть» эта задача усложняется тем, что около половины магистральных нефтепроводов превышает нормативный срок амортизации (33 года) или близок к нему.

Поэтому для обеспечения наиболее эффективного восстановления линейной части была выработана стратегия, базирующаяся на ремонте трубопроводов по их фактическому техническому состоянию, то есть выбран курс на преимущественное применение выборочного ремонта.

Ключевая роль в определении технического состояния магистральных нефтепроводов была отведена внутритрубной диагностике, которая позволяет вести сплошное обследование трубопровода и выявлять подавляющее большинство типов дефектов, являющихся причинами аварий и отказов.

Многочисленными обследованиями технического состояния нефтепроводов установлено, что старение изоляционного покрытия, возникновение и накопление дефектов в стенках труб по длине трубопроводов происходит неравномерно. Это зависит от почвенно-климатических условий прокладки нефтепровода, качества выполнения строительно-монтажных работ, качества исходных материалов, условия загруженности участка трубопровода и других факторов.

Чтобы повысить эффективность ремонтных работ, необходимо сроки ввода в ремонт и объемы ремонтных работ определять не как среднестатистическую величину, а индивидуально для каждого участка путем обработки данных о его фактическом техническом состоянии, полученных в результате диагностических обследований.

Магистральные нефтепроводы относятся к сложным и дорогостоящим сооружениям. Нарушения герметичности труб линейной части может привести к остановке перекачки по трубопроводу, большой потери нефти и перебоям в снабжении потребителей. Выход нефти в районах подводных переходов, осложняется нанесением огромного, часто невосполнимого, урона экологии, флоры и фауны.

В зависимости от степени поврежденности участка трубопровода и видов дефектов можно выбрать следующие виды ремонта: замена участка, вырезка дефекта (врезка катушки), локальное восстановление работоспособности дефектной трубы, ремонт изоляции и др.

В данном отчете рассматривается тема:

-Устранение дефектов ПОР(первоочередной ремонт) в русловой части ППМН с использованием кессона. Разработка альтернативного метода устранения данного вида дефектов.

Тема выбрана вследствие того что был найден большой объем теоретического материала, такого как руководящие документы, регламенты о проведении работ в русловой части канала и.т.д.

1. Классификация дефектов

Дефекты нефтепровода подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).

Дефект, подлежащий ремонту, — каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы на нефтепроводе или входящие в его состав, не соответствующие нормативным документам.

Нормативные документы — действующие на момент утверждения настоящего РД регламенты на изготовление труб, соединительных, конструктивных деталей и приварных элементов для магистральных нефтепроводов, на проектирование, производство и приемку работ по строительству, реконструкции, ремонту магистральных нефтепроводов, ГОСТ, СНиП, ОСТ, ВСН, ТУ и другие документы, согласованные и принятые ОАО «АК «Транснефть».

Дефект первоочередного ремонта — дефект, ограничивающий эксплуатацию участка нефтепровода на срок 1 год и менее и снижающий проектную несущую способность нефтепровода, а также дефект, подлежащий ремонту для которого не определяется прочность и долговечность.

Расчет допустимого срока эксплуатации участка нефтепровода с дефектом выполняется по нормативным документам, согласованным Госгортехнадзором РФ и ОАО «АК «Транснефть» и определяется от даты обнаружения дефекта.

2.Выбор метода ремонта

Выбор метода ремонта производится по результатам определения технического состояния трубопровода и с учетом требований действующих нормативно-технических документов регламентирующих условия применения конкретных методов ремонта.

Существуют следующие методы:

Замена участка. При этом методе ремонта полностью восстанавливается проектная работоспособность данного участка. Решение о замене участка принимается на основе расчетов экономической целесообразности данного метода по сравнению с другими. Поскольку этот метод является самым дорогостоящим, замену участка можно производить в случаях, если:

-трубопровод подвергся общей коррозии на значительную глубину на длине более 33 м (длина плети),

-поврежденный участок находится в труднодоступном месте для проведения локального ремонта (подводные переходы, переходы через болота, железные дороги. тоннели и другие препятствия),

-металл трубы не удовлетворяет требованиям СНиП (изменение требований, охрупчивание металла или значительное старение металла),

-дефекты расположены так плотно, что экономически выгоднее заменить весь участок, чем заниматься ремонтом каждой части участка по отдельности.

Вырезка дефекта (замена катушки).

При этом способе ремонта участок трубы с дефектом (катушка) должен быть вырезан из нефтепровода и заменен бездефектной катушкой.

Вырезка дефекта должна применяться в случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра нефтепровода, невозможности обеспечения требуемой степени восстановления нефтепровода при установке муфт (протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией), экономической нецелесообразности установки муфт из-за чрезмерной длины дефектного участка.

Ввариваемые катушки должны быть изготовлены из труб, прошедших гидравлические испытания внутренним давлением, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95% нормативного предела текучести (заводское испытательное давление).

Ввариваемые катушки должны устанавливаться в соответствии с утвержденной технологической картой, иметь маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены. Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки не допускаются.

Локальное восстановление работоспособности дефектного участка после пропуска внутритрубного дефектоскопа. Выбор способа ремонта при локальном восстановлении зависит от видов и размеров дефектов, а также от необходимого уровня работоспособности (давления, долговечность) после ремонта, проводится без остановки перекачки нефти. В настоящий момент используются следующие способы.

Шлифовка используется для ремонта участков труб с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки трубы типа потеря металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на поверхность, мелких трещин, а также дефектов типа «аномалии сварного шва» (чешуйчатость, поры выходящие на поверхность) с остаточной высотой усиления не менее установленных регламентом. При шлифовке путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма поверхности, снижена концентрация напряжений.

Максимальное допустимое давление в трубе при проведении выборочного ремонта методом шлифовки — не более 3,5 МПа. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии.

Заварку разрешается применять для ремонта дефектов типа «потеря металла» (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов суммарной длиной не более 1/6рD_н типа «аномалии сварного шва» (поры, выходящие на поверхность, подрезы сварного шва, отсутствие усиления) на сварных швах.

Заварка допускается, если глубина и максимальный линейный размер одиночного дефекта (длина, диаметр) или его площадь не превышают величин, указанных в регламентирующих документах. Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 4t (t — номинальная толщина стенки трубы). Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в т.ч. до спиральных, должно быть не менее 4t.

Заварку разрешается проводить только на полностью заполненном нефтепроводе. Выполнение заварки на частично заполненном нефтепроводе не допускается.

Полость коррозионного повреждения и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров) зачищается до металлического блеска. Наличие следов коррозии на месте заварки не допускается.

При выборочном ремонте максимальное допустимое давление в трубе при заварке определяется из условий:

Здесь t_ост — остаточная толщина стенки на месте заварки, мм;

коэффициент 0,4 имеет размерность МПа/мм.

После завершения заварки дефекта наплавленный металл должен быть обработан шлифовальным кругом до получения ровной поверхности и иметь усиление не более 1 мм с плавным переходом к основному металлу.

Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому или ультразвуковому контролю.

Установка ремонтных муфт.

Ремонтные муфты монтируются на действующем нефтепроводе, как при остановке, так и без остановки перекачки при давлениях, ограниченных условиями: безопасностью производства работ и давлением, определяемым из условий технологии установки муфты. При установке муфт давление должно соответствовать наименьшему из давлений, определяемому по перечисленным условиям.

Муфты должны быть изготовлены из листового материала или из новых (не бывших в эксплуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназначенных для сооружения магистральных нефтепроводов.

Для изготовления муфт применяются низколегированные стали марок 09Г2С, 10ХСНД, 13Г1С-У, 17Г1С-У или аналогичные им. Толщина стенки муфты и ее элементов при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не меньше толщины стенки ремонтируемой трубы. При меньшей нормативной прочности металла муфты номинальная толщина ее стенки должна быть увеличена.При этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более чем на 20%. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины.

Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности муфт не допускаются.

Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей обработки поверхности, согласно технологии установки применяемой муфты.

Перед установкой муфты в целях правильности выбора ремонтной конструкции необходимо определить тип и фактические параметры дефекта с составлением акта проведения дефектоскопического контроля.

Приварная муфта должна перекрывать место дефекта не менее чем на 100 мм от края дефекта. Длина муфт выбирается в зависимости от длины ремонтируемого дефекта, в соответствии с требованиями технологии на установку муфт данного типа. Длина цилиндрической части удлиненной галтельной муфты для ремонта гофр не должна превышать 1,5D_н. Длина полости галтельной муфты с короткой полостью, в которой должен находиться поперечный сварной шов ремонтируемого участка, не должна превышать 100 мм.

В местах приварки муфты и ее элементов к трубе нефтепровода должна быть проведена проверка на отсутствие дефектов стенки трубы. При наличии дефектов в стенке трубы приварка муфты в данном месте не допускается.

Композитная муфта устанавливается по композитно-муфтовой технологии. Композитные материалы должны быть испытаны и допущены к применению установленным порядком.

Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не допускаются.

Максимальное допустимое давление в нефтепроводе при установке приварных ремонтных муфт должно быть не более 2,5 МПа.

Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль. При установке муфты на трубу все монтажные сварные швы должны пройти визуальный и ультразвуковой контроль. Наличие дефектов, превышающих требования, не допускается. Дополнительно могут применяться магнитопорошковый или другие методы. Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях, в условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной в установленном порядке и иметь паспорт.

3.Определение координат дефекта и ДДК

Перед выполнением ремонтных работ производится определение координат дефекта на трубопроводе. Для этого по материалам внутритрубной диагностики определяют расстояние от ближайшего маркера, установленного на ППМН или от характерной особенности (задвижка, вантуз) до места дефекта и от места дефекта до ближайших поперечных швов.

При отсутствии во время проведения внутритрубной инспекции маркера или характерной особенности выполняется вскрытие трубопровода на береговом участке вне зоны возможного затопления на длину около 3-х секций трубы и снятие изоляции. По угловому положению верхних продольных швов или положению точек пересечения поперечных и спиральных швов выполняют привязку поперечных швов к материалам внутритрубной инспекции. При неоднозначной привязке выполняют дальнейшее вскрытие трубопровода до следующего поперечного шва.

На местности, в пойменной части перехода, выполняют привязку характерной особенности или определенного поперечного шва к пунктам закрепления подводного перехода и закрепленному пикету трассы. Определяют координаты и пикетаж характерной особенности. На продольном профиле наносят положение характерной особенности и по расстоянию по нитке трубопровода на профиле наносят место дефекта. Определяют пикетное значение места дефекта и наносят его на план подводного перехода.

По координатам (пикетажу) находят расстояние в плане между ранее определенной характерной особенностью и местом дефекта.

Место дефекта, определенное на плане, находят геодезическими методами на местности и крепят буем или вехой.

Створные знаки, определяющие направление к месту дефекта, закрепляются на устойчивых берегах в безледный период и на льду (вмораживанием) вне зоны производства ремонтно-строительных работ.

Место дефекта закрепляется двумя створами по два створных знака, не считая осевого створа, по обеим сторонам трубопровода. Чувствительность створа должна быть менее 1 метра.

месте пересечения створов со стороны водной акватории устанавливается буй, закрепленный на якоре, или веха. Пример схемы расположения знаков и места дефекта приведен на рисунке 1.

Все знаки закрепления координируются в условной системе координат, по материалам координирования выполняется аналитический контроль выноса места дефекта, составляется схема выноса и Акт выноса места дефекта, который согласуется с представителем заказчика.

Знаки выноса на местности места дефекта по Акту с приложением схемы выноса передаются представителю предприятия, выполняющего ремонтные работы.

Перед размывом трубопровода подводным трассоискателем уточняется и отмечается положение оси трубопровода на дне водоема.

Рисунок 1. Определение места дефекта

Производится расстановка оборудования и размыв трубопровода на длину 15_20 м в месте, определенном геодезическим способом. Для идентификации дефектной секции по угловому положению продольных сварных швов или примыканий спиральных сварных швов к поперечным в зону размыва должно попасть два поперечных сварных шва.

В пределах размытого участка снимается балластировка, футеровка и изоляция трубопровода.

Рядом с поперечными сварными швами устанавливаются маркерные хомуты. При этом место замыкания хомута с помощью уровня выставляется на верхней образующей трубы.

Измеряется расстояние от верхней образующей (место замыкания хомута) до продольного шва или примыкания спирального сварного шва к поперечному и вычисляется угловое положение. Определение углового положения производится по обе стороны от поперечного сварного шва.

При анализе полученных данных по угловому положению продольных швов или примыканий спиральных сварных швов к поперечным и данных внутритрубной диагностики, идентифицируется дефектная секция трубопровода и уточняется место разработки котлована, при необходимости производится дополнительный размыв котлована, снятие балластировки, футеровки и изоляции.

По данным внутритрубной диагностики трубопровода определяется положение относительно поперечных и продольных швов участка на дефектной секции, на котором надо провести ДДК.

При проведении ДДК дефектного участка подводного трубопровода используется следующая документация:

· ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

· Н 012-88. «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.»

· РД 153-39.4-067-00. «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов «.

· РД 34.10.130-96. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. — М. 1996 г.

· Методики проведения дефектоскопического контроля неразрушающими методами: визуально-измерительным, ультразвуковым, магнитным, капиллярным. Методики должны быть согласованы с Госгортехнадзором РФ.

Технические отчеты ОАО ЦТД «Диаскан» по результатам пропуска снарядов-дефектоскопов.

Проведение ДДК в «сухих» условиях производится представителями дефектоскопической службы ОАО МН или РНУ имеющими квалификацию дефектоскописта не ниже II уровня по применяемым методам неразрушающего контроля.

Проведение ДДК под водой производится водолазом, имеющим квалификацию дефектоскописта не ниже II уровня по применяемым методам неразрушающего контроля, оснащенным необходимым оборудованием и приборами. Допускается обследование дефекта водолазом, имеющим квалификацию дефектоскописта III уровня под руководством дефектоскописта имеющего квалификацию не ниже II уровня, находящегося на поверхности при условии наблюдения им процесса контроля с помощью подводной телекамеры.

Требования к средствам и методам проведения ДДК:

· приборы и измерительные инструменты должны обеспечивать точность определения параметров дефектов не ниже точности ВИП.

· приборы неразрушающего контроля для проведения ДДК под водой должны иметь индикаторную часть, расположенную на дневной поверхности; предпочтительно применение приборов, имеющих дублирующую индикаторную часть у водолаза_дефектоскописта;

· должна быть обеспечена надежная телефонная связь между водолазом-дефектоскопистом и дефектоскопистом, наблюдающим процесс контроля на дневной поверхности.

· при проведении ДДК под водой геометрические параметры дефектного участка трубопровода, получаемые прямыми измерениями, определяются водолазом, параметры дефекта, измеряемые с помощью приборов неразрушающего контроля, определяются по показаниям вторичных приборов, находящихся на дневной поверхности;

· контроль геометрических параметров дефектного участка проводится с соблюдением требований РД 34.10.130-96 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю».

Все операции по обследованию дефектов на подводных трубопроводах должны быть зафиксированы с помощью подводной видеосъемки.

Первичный ДДК дефектов, расположенных в русловой части перехода, а также повторный ДДК дефектов расположенных в пойменной части, проводится комиссией в составе представителя ОАО МН и ОАО «ЦТД «Диаскан». На основании результатов проведения совместного ДДК, ОАО МН и ОАО «ЦТД «Диаскан» оформляется комиссионный акт ДДК и заключение об изменении или не изменении классификации.

Порядок проведения ДДК :

· Место расположения дефекта перед проведением ДДК должно быть зачищено от коррозии и остатков изоляционного покрытия в соответствии с требованиями применяемых методов контроля.

· Проводится дополнительный дефектоскопический контроль дефектного участка с применением методов неразрушающего контроля, уточнение действительных параметров дефекта и уточнение его протяженности вдоль оси трубы.

· При подтверждении дефекта на трубопровод устанавливаются маркерные хомуты, определяющие положение границ дефектного участка по оси трубопровода. При этом места замыкания хомутов с помощью уровня выставляются на верхней образующей трубы и соединяются между собой перемычкой для определения расстояния от верхней образующей до границ дефекта.

· Порядок проведения ДДК при проведении ремонтных работ с использованием герметизирующей камеры, кессона или шпунтовой конструкции соответствует порядку проведения ДДК на линейной части МН.

При невозможности идентификации дефектной секции трубопровода вследствие большой длины перехода или наличия бесшовных труб необходима повторная внутритрубная инспекция с использованием дополнительного маркера, установленного непосредственно на вскрытую трубу.

Оформление результатов ДДК

Результаты ДДК оформляются в виде Акта ДДК дефектного участка подводного трубопровода

К акту ДДК дефектного участка подводного трубопровода должна быть приложена видеосъемка проведения ДДК.

Окончательное решение о методе устранения дефекта принимается и утверждается лицами, уполномоченными приказом по ОАО МН. Решение принимается на основании Акта ДДК, предварительного ТЭО, результатов расчета на прочность (при необходимости), с учетом требований РД 153-39.4-067-00 и (или) других действующих нормативных документов по ремонту трубопроводов.

Акт проведения ДДК утверждается главным инженером ОАО МН.

4. Подготовительные работы

До начала производства основных работ должен быть выполнен следующий комплекс работ:

— получение в Нижневартовском УМН и у владельцев продуктопровода технических условий по безопасному производству работ в охранной зоне МН продуктопроводов при пересечении протоки Локосовская;

— подготовка и оформление наряд — допусков на производство работ повышенной опасности;

— уведомление о месте, начале и сроках проведения работ служб водных путей и судоходства, местные инспекции рыбоохраны и пожарного надзора;

— устройство подъезда к вскрываемому участку;

— доставка технических средств и судов, оборудования и строительных материалов;

— решение вопросов быта рабочих;

— организация системы связи;

— назначение ответственного за создание безопасных условий судоходства в районе производства работ (вахтенный начальник дежурного судна);

— обеспечить ограждение плавсредств и зоны производства работ плавучими знаками судоходной обстановки и навигационные огни. Местоположение плавучих знаков и огней предварительно согласовать со службой района водных путей и судоходства и отразить в ППР.

5.Безопасность и экологичность

5.1 Техника безопасности, охрана труда, пожарная безопасность

Перед началом работ по ремонту ПП весь производственный персонал должен пройти обучение и инструктаж по охране труда.

Оборудование, изделия и материалы должны отвечать требованиям промышленной безопасности, государственных стандартов и технических условий и норм ГГТН России и иметь сертификат установленного образца. Оборудование, изделия и материалы зарубежного производства, должны быть сертифицированы в РФ.

Плавучие технические средства, используемые при разработке подводных траншей, должны отвечать требованиям Речного регистра РСФСР — на плавсредствах не должны находиться люди, не занятые на работах, все работы с плавсредств и спуск водолазов под воду можно производить при волнении не более 3-х баллов и быть укомплектованы штатным снаряжением и спасательными средствами.

При транспортировке монтажного оборудования на плаву следует руководствоваться «правилами пропуска судов, составов и плотов через судоходные шлюзы» и «Правилами пропуска плавания по внутренним судоходным путям».

При одновременной работе 3-х и более водолазов необходимо предусмотреть дополнительные меры безопасности, исключающие перепутывание шлангов, кабель — сигналов и т.п.

При производстве подводных земляных работ следует руководствоваться «правилами техники безопасности при производстве дноуглубительных работ и обслуживания специальных механизмов и устройств на дноуглубительных снарядах МРФ РСФСР».

При всех видах работ, выполняемых водолазами вблизи вскрытого трубопровода, и рабочими, находящимися внутри камеры давление должно быть не выше статического.

Состав воздуха в камере должен контролироваться газоанализаторами перед началом работ и непрерывно в процессе их производства. Концентрация паров нефтепродуктов не должна превышать 300мг/м 3 .

При производстве работ в камере должна быть обеспечена двухсторонняя телефонная связь.

Источник питания освещения и оборудования в камере должен располагаться на поверхности.

Персонал, работающий в камере должен иметь аварийные комплекты: автономные дыхательные аппараты и автономные подводные источники света.

При включении струйного резака (гидробластера) следует учитывать возникновение реактивного момента и усилия на инструменте.

При работе с гидробластером под водой в направлении действия струи не должно быть других водолазов, а также кабелей, шлангов и другого снаряжения ближе 1 м.

5.1.1 Земляные работы

Параметры откоса разрабатываемого котлована должны выбираться с учетом требований. Грунты в русле должны позволять разработку котлована необходимых размеров.

При разработке грунта под водой необходимо соблюдать следующие требования техники безопасности:

-водолаз должен следить за состоянием откосов траншеи и не допускать образования козырьков грунта в забое;

-моторист гидромониторной установки обязан строго выполнять все команды, подаваемые водолазом;

-после строповки поднимаемых со дна предметов водолаз должен выходить на поверхность. Запрещается находиться под поднимаемым грузом, а также подниматься вместе с ним на поверхность.

Разработанный грунт не должен препятствовать работе плавсредств.

Плавсредства, шлюпки и лодки должны быть в исправном состоянии, укомплектованы штатным снаряжением и спасательными средствами. На плавсредствах должны быть выделены помещения или места для размещения аптечек с медикаментами, носилок, фиксирующих шин и других средств для оказания первой помощи пострадавшим.

Буксировку плавучих технических средств следует производить осторожно без рывков, особенно при разворотах.

Перед началом буксировки плавучие средства должны быть приведены в походное положение.

В процессе эксплуатации крюк плавкрана, цепи, стальные тросы должны подвергаться периодическим осмотрам через 10 дней и техническому освидетельствованию через каждые 12 месяцев.

При горизонтальном перемещении груз должен быть поднят не менее, чем на 0,5 м над встречающимися препятствиями. Переносить груз над людьми, а также находиться людям в зоне работы крана при повороте стрелы запрещается. Во время работы плавучего крана людям и плавучим средствам находиться в радиусе действия под стрелой крана запрещается.

Для безопасного прохода людей при любом развороте стрелы на палубе вокруг крана должен оставаться свободный проход шириной не менее 0,5 м.

Все тормозные устройства механизмов, установленных на плавсредствах, должны находиться в исправном состоянии.

При заводке и прокладке якорей связь между работающими на плавучих технических средствах и завознях осуществляется с помощью рупора или условных свистков и сигналов сиреной.

Переходить с одного плавучего средства на другое до окончания швартовки одного судна к борту другого и без применения трапов не разрешается.

Перед началом работы на завозне необходимо проверить исправность оборудования для подъема и сбрасывания якорей.

К выполнению работ по устранению дефекта могут быть допущены рабочие, достигшие 18 лет и прошедшие обучение безопасным методам и приемам работ, проверку знаний, а также получившие удостоверение на право производства работ; прошедшие вводный инструктаж по технике безопасности на рабочем месте с учетом конкретных условий производства работ (рабочие комплексных бригад должны быть проинструктированы и обучены безопасным методам и приемам труда по всем видам работ, выполняемым бригадой).

Водолазные работы могут выполнять лица не моложе 20 лет, имеющие свидетельство об окончании водолазной школы или курсов и личную книжку водолаза. Водолаз должен иметь заключение врачебной комиссии о допуске к работам. В заключении водолазной комиссии указывается, на какую предельную глубину допускается погружение водолаза.

На водолазной станции должно быть не менее трех водолазов, включая старшину.

В месте выполнения водолазных работ на базе поднимается предупреждающий сигнал: днем — два зеленых флага, ночью — два зеленых фонаря на расстоянии 1-2 м друг от друга.

До начала подводных работ водолаз должен обследовать дно для выявления случайных препятствий, которые могут встретиться в пределах подводной части трассы перехода.

При работе водолазов под водой проходящие мимо суда и плавучие средства обязаны снижать ход до малого и следовать на расстоянии не менее 50 м от водолазного бота.

5.1.3 Сварочные работы

Сварочные работы разрешается проводить при условии, что концентрация углеводородов (С 1 — С 10) в воздухе в пересчете на углерод не превышает 300 мг/м 3 .

При скорости ветра свыше 10 м/с, а также при выпадении атмосферных осадков запрещается производить сварочные работы без укрытий палаточного типа.

Сварочные установки для электродуговой сварки, электрические агрегаты и машины должны соответствовать действующим нормативным требованиям, находиться в технически исправном состоянии и быть укомплектованными измерительными приборами.

Сварочные работы на действующем трубопроводе относятся к специальным и должны производиться электродами только с основным видом покрытия, аттестованными для сварки магистральных трубопроводов. Сварку следует выполнять электродами, соответствующими требованиям ГОСТ 9466-75 и обеспечивающими механические свойства сварных швов по ГОСТ 9467-75.

Каждая партия электродов должна иметь сертификат или паспорт с указанием завода-изготовителя (фирмы), типа, марки, возможности сварки в различных пространственных положениях, даты изготовления, условного обозначения легирующих компонентов сварочной проволоки и результатов испытаний данной партии.

Сварочные свойства электродов должны удовлетворять следующим требованиям: дуга должна легко зажигаться и гореть равномерно, без чрезмерного разбрызгивания металла и шлака, покрытие должно плавиться равномерно, без отваливания кусков покрытия и без образования “чехла” или “козырька”.

Электроды должны храниться при температуре не ниже +15 0 С и перед работой прокаливаться (просушиваться). На рабочем месте сварщика электроды должны находиться в закрытом металлическом пенале не более 2-х часов или электротермопенале Э-ОС-009-2-И1 на протяжении всего цикла работ.

Запрещается пользоваться электродами :

— при отсутствии сертификата или паспорта, поступлении к месту работ россыпью, с отсыревшими, эксцентрично нанесенным или не обеспечивающим устойчивого горения сварочной дуги покрытием;

— если покрытие имеет повреждения в виде трещин, пор, отколов, вздутий;

— если имеются следы коррозии на стержне электродов.

5.1.4 Изоляционные работы

При подготовке подводных изоляционных работ водолазы не допускаются к приготовлению рабочих составов на основе эпоксидных, полиэфирполиуретановых и т.п. компонентов, а перед погружением принимают подготовленные изоляционные материалы непосредственно перед спуском, после включения дыхательного аппарата.

Пожарная безопасность должна обеспечиваться в соответствии с требованиями нормативных документов. Горючие легковоспламеняющиеся жидкости, изоляционные материалы, а также смазочные материалы следует хранить в отдельных помещениях и только в закрытом виде. Около мест хранения горючих и смазочных материалов должны вывешиваться предупредительные надписи «ОГНЕОПАСНО», «КУРИТЬ АПРЕЩАЕТСЯ».

Руководитель работ по строительству нефтепровода должен совместно с работником пожарной охраны определить места установки противопожарного оборудования и обеспечить необходимым противопожарным инвентарем.

5.2.1 Воздействие на земельные угодья при аварии. Мероприятия по снижению воздействия

При возникновении аварийной ситуации, связанной с выходом нефти на поверхности земли, произойдет отрицательное воздействие на почвенный покров, что приведет к снижению биологической продуктивности почвы. Последствия нефтяного загрязнения проявляются течение длительного времени.

Охрана земельных угодий от загрязнения при чрезвычайной ситуации заключается следующем:

-отключение аварийного участка;

-локализация аварийного разлива;

-опорожнение аварийного участка нефтепроводов в соседний нефтепровод;

-сбор разлитой нефти;

-устранение аварийного участка нефтепроводов;

-очистка нефтезагрязненного грунта.

Для очистки загрязненных земель можно использовать сорбенты и биологически активные препараты. Хранение сорбентов предусмотрено на площадке складированы материалов. Вывоз замазученных грунтов и сорбентов предусмотреть на лицензирование свалку.

5.2.2 Воздействие на приземный слой атмосферы в период капитального ремонта, виды воздействия

Загрязнение атмосферного воздуха в период ремонта дефектного участка нефтепровода происходит за счет неорганизованных выбросов и является кратковременным. Неорганизованные выбросы являются неизбежными. Организованные выбросы в период проведения капитального ремонта отсутствуют.

К загрязняющим веществам относятся продукты неполного сгорания топлива в двигателях строительных машин и механизмов, вещества, выделяющиеся при сварке труб, выполнении изоляционных, земляных работ и при доставке строительных материалов.

Источниками неорганизованных выбросов в воздушный бассейн являются:

-автотранспорт при перевозке строительных материалов;

-работающие строительные машины и механизмы;

Перечень загрязняющих веществ, выделяющихся в процессе ремонта дефектного участка, и их краткая характеристика представлены в табл. 4.1

Источник