Капитальный ремонт дефектов первоочередного ремонта участков НПС "Клин" - НПС "Кижеватово"

Работа из раздела: «Геология, гидрология и геодезия»

Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Данные по капитальному ремонту участков НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово'

1.2 Технологический расчет трубопровода

1.2.1 Исходные данные для технологического расчета трубопровода

1.2.2 Расчет трубопровода

1.2.3 Расчет совмещенной характеристики насосов и трубопровода для участка НПС 'Клин' и НПС 'Кузнецк'

1.2.3.1 Расчет Q-H характеристики насосов

1.2.3.2 Расчет Q-H характеристики трубопровода

1.2.4 Определение рабочей точки системы трубопровод-насосы

2. Механическая часть

2.1 Расчет толщины стенки нефтепровода

2.2 Расчет нефтепровода на прочность и деформацию

3. Строительная часть

3.1 Технологические операции при ремонте дефекта

3.2 Земляные работы

3.3 Технологические операции при проведении основных работ по вырезке 2-х дефектов ПОР №300312, №300314 на 242 км нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм (участок Клин - Кижеватово)

3.4 Технологические операции при проведении основных работ по вырезке 2-х дефектов ПОР №300515, №300518 на 252 км нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм (участок Клин - Кижеватово)

3.5 Технологические операции при проведении основных работ по ликвидации вновь врезанных вантузов Ду150 на 240 км и Ду100 на 252 км участка 'Клин - Кижеватово 720 мм

3.6 Мероприятия по производству подготовительных и основных работ по вырезке четырех дефектов ПОР на 242 км, 252 км нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм

3.6.1 Подготовительные работы

3.6.2 Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности

3.6.3 Мероприятия по отводу протечек

3.6.4 Герметизация полости трубопровода с установкой герметизаторов ПЗУ

3.6.5 Основные работы

3.6.6 Размагничивание стыкуемых труб перед сваркой

3.6.7 Технология сварочных работ

3.6.8 Изоляция врезанных 'катушек'

3.6.9 Мероприятия по расстановке и обеспечению безопасного передвижения техники в охранной зоне нефтепровода при производстве работ

3.7 Технологические операции при выводе участка НПС 'Клин - НПС 'Кижеватово' 720 мм на установленный режим работы после проведения работ на 242 км и 252 км

3.8 Засыпка ремонтного котлована

4. Система обнаружения несанкционированных врезок в магистральный нефтепровод, основанная на измерении и анализе возникающих при воздействии на металл трубы акустических возмущений

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ системы Ч-М-С

5.2 Выбор опасных и вредных веществ

5.3 Выбор причин возникновения опасных и вредных факторов, аварий

5.4 Формирование фрейма по степени тяжести последствий от воздействия факторов

5.5 Формирование матрицы двузначной логики

5.6 Матрица образов

5.7 Техника безопасности при производстве основных видов работ

6. Экологичность проекта

6.1 Основные положения экологической безопасности

6.2 Основы нормативно-правовой базы экологической безопасности в трубопроводном транспорте

6.3 Мероприятия по охране окружающей природной среды

6.3.1 Мероприятия по охране земель и почвенного слоя

6.3.2 Мероприятия по охране воздушного бассейна

6.3.3 Утилизация отходов производства и потребления

6.3.4 Охрана растительного и животного мира

6.3.5 Мероприятия по охране поверхностных и грунтовых вод

7. Экономическая часть

7.1 Сметный расчет на капитальный ремонт участка магистрального нефтепровода

7.2 Расчет возможного ущерба от аварий на участке

7.2.1 Описание усредненной аварийной ситуации

7.2.2 Структура ущерба

7.2.3 Обоснование прямых потерь (ущерба)

7.2.5 Социально-экономические потери

7.2.6 Убытки от косвенного ущерба

7.2.7 Экологический ущерб

7.2.8 Потери при выбытии трудовых ресурсов

7.2.9 Суммарный ущерб

7.3 Условная экономия средств (сокращение ущерба) в результате снижения аварийности на участке

Заключение

Список использованных источников

Введение

Трубопроводный транспорт - один из самых экономичных способов передачи углеводородного сырья на дальние расстояния, является стратегически важным объектом для Российской Федерации.

В связи с естественным старением магистральных нефтепроводов, повышением требований к их экологической безопасности и необходимостью поддержания линейной части магистральных нефтепроводов в работоспособном состоянии, для бесперебойного оказания транспортных услуг нефтяным компаниям, приоритетными задачами технической политики крупнейшей в мире компании по транспорту нефти ОАО 'АК 'Транснефть' являются снижение уровня аварийности и повышение безопасности эксплуатации магистральных нефтепроводов. В практической деятельности важно найти наиболее экономичный путь решения указанных задач, то есть определить возможность создания безопасных условийэксплуатации нефтепроводов, при наименьших затратах на их осуществление.

Рациональное решение данной проблемы состоит в проведении эффективных предупреждающих мероприятий, заключающихся в своевременном выявлении дефектов труб, проведении ремонта нефтепроводов с целью первоочередного устранения опасных дефектов, развитие которых может привести к отказам и авариям.

В ОАО 'АК 'Транснефть' сформулированный выше подход реализован в комплексной программе диагностики и капитального ремонта, который позволяет значительно сократить затраты на поддержание нефтепроводной системы в рабочем состоянии, повысить эффективность ремонта и существенно снизить аварийность.

Стратегия выборочного ремонта магистральных нефтепроводов получила в настоящее время приоритетное развитие, в дополнение к технологии капитального ремонта со сплошной заменой труб и изоляции протяженными участками, и заключается в том, что по результатам диагностики целенаправленно ремонтируются только дефектные трубы или дефектные участки, что повышает эффективность ремонта.

Разумное планирование ремонта нереально без оценки технического состояния трубопровода, которая в свою очередь, возможна только на основании полной информации о наличии, местоположении, форме и размерах различных типов дефектов.

В этих условиях решающее значение приобретает диагностика трубопроводов с применением внутритрубных инспекционных приборов (далее ВИП).

Сформированная на сегодняшний день система четырехуровневого контроля с применением комплекса диагностических снарядов высокого разрешения позволяет выявлять потенциально опасные дефекты практически всех типов, которые могут стать причинами аварий на трубопроводах.

В итоге, даже в условиях значительного старения и износа магистральных нефтепроводов, предприятию удается поддерживать объекты в достаточно высокой степени надежности и безопасности.

В данном дипломном проекте рассматривается капитальный ремонт дефектов ПОР участков НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово' 242,252 км МН 'Дружба 1' Ду 720 мм методом вырезки 'катушки'.

1. Технологическая часть

1.1 Данные по капитальному ремонту участков НПС 'Клин'-НПС 'Кижеватово'

Обоснование производства работ:

Вырезка двух дефектов ПОР №300312, №300314 на 242 км и двух дефектов ПОР №300515, №300518 на 252 км нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм (технологический участок 'НПС Клин - НПС Кижеватово') согласно РД 153-39.4-067-04*.

Характеристика устраняемых дефектов:

Вырезаются дефекты №300312, №300314, №300515, №300518 типа 'патрубок не по РД', которые являются дефектами ПОР и имеют следующие параметры:

1.дефект №300312 по отчету U1178: описание дефекта - 'патрубок не по РД'; длина дефекта 165 мм; номер трубной секции 14470; длина трубной секции 11,37 м; толщина стенки трубы в районе дефекта - 8,8 мм; дистанция от камеры запуска СОД НПС 'Клин' до начала дефекта 16197,85 метров; угловое положение продольного шва - 332 градуса. Расстояние от ближайшего маркера (ориентира) №9 (242/243 км) - 236.40±1.18 метров.

2.дефект №300314 по отчету U1178: описание дефекта - 'патрубок не по РД'; длина дефекта 170 мм; номер трубной секции 14470; длина трубной секции 11,37 м; толщина стенки трубы в районе дефекта - 8,8 мм; дистанция от камеры запуска СОД НПС 'Клин' до начала дефекта 16198,31 метров; угловое положение продольного шва - 332 градуса. Расстояние от ближайшего маркера (ориентира) №9 (242/243 км) - 236.86±1.18 метров.

3.дефект №300515 по отчету U1178: описание дефекта - 'патрубок не по РД'; длина дефекта 277 мм; номер трубной секции 22220; длина трубной секции 11,69 м; толщина стенки трубы в районе дефекта - 8,8 мм; дистанция от камеры запуска СОД НПС 'Клин' до начала дефекта 24984,18 метров; угловое положение продольного шва - 335 градуса. Расстояние от ближайшего маркера (ориентира) 251 км (U0340) - 177.28±0.89 метров.

4.дефект №300518 по отчету U1178: описание дефекта - 'патрубок не по РД'; длина дефекта 226 мм; номер трубной секции 22220; длина трубной секции 11,69 м; толщина стенки трубы в районе дефекта - 8,8 мм; дистанция от камеры запуска СОД НПС 'Клин' до начала дефекта 24985,27 метров; угловое положение продольного шва - 335 градуса. Расстояние от ближайшего маркера (ориентира) 251 км (U0340) - 178.37±0.89 метров.

Характеристика отключаемого участка:

Отключается магистральный нефтепровод 'Дружба 1' 720 мм, технологический участок 'НПС Клин - НПС Кижеватово'. Протяженность отключаемого участка 161 км (НПС 'Клин' 226 км - НПС 'Кижеватово' 387 км). Марка стали на вырезаемых участках 13ГС (ТУ14-3-1573-96). Толщина стенки на отсеченном участке Ш720 - 8-9 мм. В диапазоне от задвижки №7111 (240 км) до задвижки №7113 (254 км):

- не отремонтированных не ДПР - 1265 дефектов,

- не отремонтированных ДПР - 78 дефектов,

- не отремонтированных ПОР - 5 дефектов,

- отремонтированных ДПР - 4 дефекта,

- отремонтированных ПОР - 5 дефектов.

Характеристика подключаемого объекта:

В период плановых работ объекты не подключаются, вырезаются 'катушки' с дефектами ПОР на 242 км и 252 км участок 'НПС Клин - НПС 'Кижеватово' нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм, в замен врезаются монтажные 'катушки' соответствующие требованиям СНиП III-42-80*, РД153-006-02 имеющие сертификаты, акты входного контроля и оформленные паспорта согласно приложения В.2. РД 153-39.4Р-130-2002* 'Регламент по вырезке и врезке 'катушек', соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов'.

Обеспечение землеотвода для производства работ, амбара для откачки нефти и т. д.:

Землеотвод обеспечивает инженер по землеустройству. Место производства работ находятся в границах Николаевского района Ульяновской области. Амбар для откачки нефти из отключенного участка не требуется, т.к. закачка нефти будет производиться за задвижку №7111 (240 км) двумя откачивающими агрегатами для работ на 242 км и в параллельный магистральный нефтепровод 'Дружба 1' 1020 мм на 252 км и 254 км.

Затраты времени на производство работ, на откачку нефти, вывод нефтепровода на установленный режим работы:

Для производства работ по вырезке двух дефектов ПОР на 242 км участка 'Клин - Кижеватово' 720 мм требуется 35 часов. Из них 6,5 часов на откачку нефти и 28,5 часов на производство СМР.

Для производства работ по вырезке двух дефектов ПОР на 252 км участка 'Клин - Кижеватово' 720 мм требуется 40 часов. Из них 11,5 часов на откачку нефти и 28,5 часов на производство СМР.

Для полного заполнения опорожненного участка нефтепровода нефтью требуется 6 часов.

Информация о привлечении (не привлечении) строительных подразделений ОАО МН, техники, персонала, оформление соответствующего приказа:

Информация о привлекаемой технике находится в таблице 1.1. Для выполнения всего комплекса работ по вырезке четырех дефектов ПОР, привлекается техника и персонал ЦРС Куйбышевского. районного управления ОАО МН 'Дружба'.

Таблица 1.1.1Перечень используемой техники, оборудования и материалов

№ п/п	Наименование техники, оборудования, материалов	Кол-во, шт.
	Труба 720х11 мм	1 труба
	Сферическая заглушка 720 мм (для гидравлических испытаний)	2 шт.
	Вантуза Д_у150 Р_у63 с паспортом	3 шт.
	Вантуза Д_у100 Р_у63 с паспортом	2 шт.
	Герметизатор 'КАЙМАН 700'	2 шт.
	Герметизатор ПЗУ 3МР	4 шт.
	Емкость ВХН 200	2 шт.
	Головка 'ПАКЕР' ППП-100	2 шт.
	Головка 'ПАКЕР' ППП-150	2 шт.
	Сферические днища Д_у 100х8 мм	4 шт.
	Песок для зачистки трубопровода	20 мі
	Экскаватор на колесном ходу	2
	Экскаватор на гусеничном ходу	1
	Экскаватор на гусеничном ходу	1
	Трал с тягачом КрАЗ 6443	1
	Трал с тягачом	1
	Подпорные насосы	4
	Откачивающие агрегаты ПНУ (ПНА)	4
	Бульдозер Б 170	1
	Бульдозер Б 170	1
	Автокран	2
	Сварочные посты на а/м 'КрАЗ 260'	4
	Сварочные посты на а/м 'КАМАЗ'	4
	Труборезы МРТ	6
	Электростанция (30 кВт)	2
	Электростанция (60 кВт)	2
	Водоотливные устройства (ГНОМ)	2
	Электрическая шлифовальная машинка	6
	Приспособления для подгонки катушек	2
	Комплект для размагничивания, ВД 306	2
	Приспособления для холодной врезки	2
	Приспособление 'ПАКЕР' ППП-100	1
	Приспособление 'ПАКЕР' ППП-150	1
	Самосвал	1
	Бензовоз	1
	Трубовоз	1
	Вакуумный нефтесборщик (АКН 10)	2
	Автобусы вахтовки (ЗИЛ 131)	2
	Бортовые машины и прицепы ('УРАЛ')	4
	Прибор для анализа газовоздушной смеси	2
	Пожарная машина	1
	Пожарная машина	1
	Поддоны для нефти	4
	Жилые вагоны	3
	Жилые вагоны	3

Данное количество техники является ориентировочным и может меняться в зависимости от реальной обстановки на других участках.

Информация о привлечении сторонних подрядных организаций, оформление договора на привлечение, с определением ответственности подрядчика:

Для производства работ по вырезке четырех дефектов ПОР на 242 км и 252 км нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм (участок 'НПС Клин - НПС Кижеватово') привлекается две монтажные бригады.

Информация о герметичности задвижек:

Согласно акта от 25.01.2006 года проверки запорной арматуры - задвижки №7109, №7107 признаны герметичными (DN700. PN64). Согласно акта от 25.01.2006 года проверки запорной арматуры - задвижки №7111, №7113 и №7113^а признаны герметичными (DN700. PN64).

Наличие приварных элементов в местах производства работ:

На участке от задвижки №7111 (240 км) до задвижки №7113 (254 км) имеются приварные элементы в количестве 56 штук, в местах производства работ приварные элементы, согласно отчета M0427 на секции №22220 - 1 сварное присоединение, по отчету U1178 на секции №22220 - 2 приварных элемента, на секции №14470 - 2 приварных элемента.

Тип и количество применяемых герметизаторов:

Для герметизации внутренней полости трубопровода Ш720 мм на 242 км участка 'Клин - Кижеватово' применяется два герметизатор - 'КАЙМАН-700' + ПЗУ 3МР: на 252 км применяется два герметизатора - ПЗУ 3МР + 'КАЙМАН-700'. Тип и количество задействованной грузоподъемной техники: Для производства работ задействовано два автокрана типа 'УРАЛ 4320' грузоподъемностью 25 тонн.

1.2 Технологический расчет трубопровода

1.2.1 Исходные данные для технологического расчета трубопровода

Технологический расчет производится с целью проверки технической возможности перекачки заданного количества нефти по технологическому участку 'НПС Клин - НПС Кижеватово' МН'Дружба 1' 720 мм

Основные исходные данные:

расчетная длина трубопровода…….L_р = 161000 м;

разность геодезических отметок………ДЖ = 34 м;

остаточный напор………………….h_к.п.= 70 м;

годовой план перекачки нефти………..G_r= 20,2·10⁶т/год;

расчетная температура нефти…………t_p= 18 C;

плотность нефти при 18С…………… с₁₈_С= 865 кг/м³;

кинематическая вязкость при 18С… н₁₈_С= 24,5·10^-6м²/с,

число эксплуатационных участков……….. N_э= 1;

расчетное время работы трубопровода равно 350 сут/год(или 8400 часам в год);

проектное избыточное давление в нефтепроводе…P = 5,4 МПа;

магистральный насосный агрегат……………НМ 3600230;

число одновременно работающих агрегатов……2.

Используемые константы:

- ускорение свободного падения g = 9,81 м/с²;

- число р = 3,14.

1.2.2 Расчет трубопровода

Расчетная пропускная способность трубопровода определяется, исходя из заданного годового времени работы трубопровода и годового планового задания по перекачке

м³/час или м³/с ,

=2780 м³/час или 0,7722 м³/с

где G_т - заданный массовый годовой план перекачки, кг;

с_р - расчетная плотность продукта, кг/м³;

Ч - заданное время работы трубопровода в году, ч.

Наружный диаметр технологического участка НПС 'Клин' - НПС 'Кижеватово' магистральный нефтепровод 'Дружба 1' Dн=720 мм, толщина стенки д=9 мм.

Внутренний диаметр технологического участка НПС 'Клин' - НПС 'Кижеватово' магистральный нефтепровод 'Дружба 1' :

D = D_н- 2д , м.

D=720-2·9=0,702 м.

Фактическая скорость перекачки нефти в трубопроводе:

, м/с.

=1,9961 2 м/с.

Имея значение скорости можно определить число Рейнольдса:

=57306

Как известно, различают два режима - ламинарный и турбулентный, а последний, в свою очередь, делится на 3 зоны:

зона гидравлически гладких труб;

зона смешанного трения;

зона квадратичного трения.

Переход из режима в режим и из зоны в зону определяется значениями критических (переходных) чисел Рейнольдса, зависящих для данного диаметра (D) трубопровода и данной вязкости (н_р) продукта от скорости перекачки W.

При турбулентном режиме течения в зоне гидравлически гладкого трения

2320 Re ,

где относительная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб;

К_э - эквивалентная шероховатость труб, для стальных сварных труб с незначительной коррозией принято К_э= 0,2 мм.

==0,000278

2320 57306 ,

2320 57306,

-условие не выполняется.

При турбулентном режиме течения в зоне смешанного трения

Re .

36000 573061800 000

-условие выполняется.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля

= 0,11,

= 0,11=0,0212

Определим гидравлический уклон по формуле:

,м/м

0,00616 м/м.

Общий напор в трубопроводе равен

Н = (Z₂ - Z₁) ++ h_кп, м,

h_кп- остаточный напор на конечном пункте трубопровода, равен70м.

Потери напора на данном участке:

h_пот= =0,00616 *161000=991 м;

Общий суммарный напор в трубопроводе можно выразить:

Н=Z + 1,02 h_пот+ h_кп, м ,

где 1,02 - коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода;

Суммарный напор в трубопроводе:

Н=Z +1,02 h_пот+ h_кп =34+1,02 991+70=1115 м

Напор развиваемый 1 насосом НМ 3600230 при Q=2780 м³/час из выражения:

=276,8;

==222 м.

Расчетный напор, развиваемый основными агрегатами перекачивающей станции:

==444 м,

где m_p - число работающих одновременно насосов.

Расчетное число перекачивающих станций определяется из уравнения :

=2,4

Округляем в меньшую сторону =2.

Участок НПС 'Клин'-НПС 'Кижеватово' включает 2 работающие станции: НПС 'Клин' и НПС 'Кузнецк'.

1.2.3 Расчет совмещенной характеристики насосов и трубопровода для участка НПС 'Клин' и НПС 'Кузнецк'

1.2.3.1 Расчет Q-H характеристики насосов

=276,8;

=70 м.

Q=0;H==624 м;

Q=1500; H==592 м;

Q=3000;H==496 м;

Q=3500;H==450 м;

1.2.3.2 Расчет Q-H характеристики трубопровода

Определим Q-H характеристику трубопровода из выражения:

H= ДЖ++ h_{к.п .},

=70000 м;

h_к.п.= 70 м.

Найдем величину напора (Н)трубопровода при производительности (Q):

При Q=0 H=+70=104 м;

При Q=1500 м³/ч:

=0,42 м³/с ;

=1,08 м/с;

=30945;

2320 Re ,

2320 30945 Зона гидравлически гладких труб.

= 0,3164 / = 0,3164 / =0,024;

=0,002;

Найдем величину напора трубопровода при производительности Q=1500 м³/ч из выражения:

H= ДЖ++ h_к.п.,

Q=1500 м³/ч H=+70=247 м;

При Q=3000 м³/ч:

=0,83 м³/с ;

=2,14 м/с;

=61318;

Re ,

36000 573061800 000Зона смешанного трения

= 0,11 = 0,11=0,0212

=0,0069;

Найдем величину напора трубопровода при производительности Q=3000 м³/ч из выражения:

H= ДЖ++ h_к.п.,

Q=3000 м³/ч H=+70=597 м;

При Q=3500 м³/ч:

=0,97 м³/с ;

=2,5 м/с;

=72009;

Re ,

36000 720091800 000Зона смешанного трения

= 0,11 = 0,11=0,0205

=0,0095;

Найдем величину напора трубопровода при производительности Q=3500 м³/ч из выражения:

H= ДЖ++ h_к.п.,

H=+70=782 м.

1.2.4 Определение рабочей точки системы трубопровод-насосы

Занесем в таблицу полученные гидравлические характеристики трубопровода и насосов.

Таблица 1.2.4.1

Производительность Q	Характеристика трубопровода, H	Характеристика насосов, H
0	104	624
1500	247	592
3000	597	496
3500	782	450

А также построим график совмещенных характеристик трубопровода и насосов.

Рис. 1.2.4.1 Совмещенные характеристики трубопровода насосов.

Найдем по графику,изображенному на рис. 1.2.4.1 рабочую точку М системы трубопровод-насосы.

Рабочая точка М системы трубопровод-насосы имеет следующие гидравлические характеристики:

Q=2700 м³/ч и Н=520 м.

Построим линию гидравлического уклона

Рис.1.2.4.2Линия гидравлического уклона.

Вывод: установленное на НПС 'Клин' -НПС 'Кузнецк' насосное оборудование обеспечивает требуемую производительность перекачки нефти 20,2 млн. т/год.

2. Механическая часть

2.1 Расчет толщины стенки нефтепровода

В данном разделе подбираем по сортаменту трубы, которые будут применяться при капитальном ремонте и уточняем толщину стенки трубопровода.

Исходные данные:

Dн=0,72 м. - наружный диаметр трубопровода;

Р = 5,4 МПа - рабочее давление;

I-ая категория трубопровода по таблице 3*( СНиП 2.05.06-85);

По сортаменту табл. 4.4 для нефтепровода трубы, выпускаемые

Челябинским трубопрокатным заводом (ЧТПЗ) из нормализованной

низколегированной стали марки 17Г1С-У со следующими основными нормативными характеристиками:

временное сопротивление = 510 МПа;

предел текучести = 370 МПа.

По табл. 9 ( СНиП 2.05.06-85) определяем К1 - коэффициент надежности по материалу: К1⁼ 1,47.

По табл. 11( СНиП 2.05.06-85) определяем КН- коэффициент надежности по назначению трубопровода: КН = 1,0.

По табл. 1( СНиП 2.05.06-85) определяем коэффициент условий работы трубопровода: m = 0,75.

Расчет:

Расчетное сопротивление металла труб определяем по формуле :

=260,2 МПа.

где: m - коэффициент условной работы трубопровода;

К1 - коэффициент надёжности по материалу;

КН - коэффициент надёжности по назначению трубопровода;

- нормативное сопротивление принимается равным минимальному значению временного сопротивления .

Номинальную толщину стенки нефтепровода определяем по формуле:

==0,00839 м

где: n1- коэффициент надежности по нагрузке определяем по табл. 13 :

n1 =1,15;

Р - рабочее давление, МПа;

Dн - наружный диаметр трубы, м.;

R1 - расчётное сопротивление металла труб, МПа.

Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту значения, равного н = 0,009 м. = 9 мм.

Абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов определяется:

==31,57 град,

=73,68 град,

где: -коэффициент Пуассона, равен 0,3;

- коэффициен линейного расширения металла трубы, равен град;

Е -модуль упругости металла(сталь),равен МПа.

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений:

==254,8 МПа;

===-5,4 МПа.

Знак 'минус' указывает на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить по формуле коэффициент ,учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

== 0,989.

По формуле пересчитываем значение толщины стенки нефтепровода:

==0,00827 м.

Таким образом, получаем меньше н ,это говорит о том ,что данная толщина стенки трубопровода соответствует требованиям прочности, поэтому в дальнейших расчетах принимается трубопровод с толщиной стенки 9 мм.

2.2 Расчет нефтепровода на прочность и деформацию

Подземные трубопроводы проверяются на прочность в продольном направлении и на отсутствие пластических деформаций.Проверяем трубопровод на прочность в продольном направлении ,определив по формуле значение кольцевого напряжения:

==242,19 МПа.

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях определяется по формуле:

==0,13

При проверке нефтепровода на прочность должно выполняться условие:

5,4=33,89 МПа-условие выполняется.

Для проверки по деформации находим сначала кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки-рабочего давления.

==210,6 МПа.

Коэффициент определяем по формуле:

где -нормативное сопротивление и равно =370 МПа.

=0,4648.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов в кольцевом направлении проверяем условие:

210,6=308,3 МПа - условие выполняется.

Определим значение продольных напряжений в трубопроводе:

где min -минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода :

=35,73 МПа,

=-65,46 МПа,

=295,91 МПа,

=194,72 МПа,

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов в продольном направлении проверяем условие:

при ,следовательно 295,91=308,3

при ,следовательно 65,46=143,3

Оба условия выполняются.

2.3 Проверка общей устойчивости подземных трубопроводов в продольном направлении

Выполним проверку общей устойчивости нефтепровода,для суглинка принимаем Сгр=16 кПа, гр=20 градусов.

Площадь поперечного сечения трубы:

==0,02 .

Осевой момент инерции равен:

I===0,0013.

Нагрузка от собственного веса металла трубы находим:

==1491,5 Н/;

где -коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равен 0,95; -удельный вес металла, равен 78500 Н/.

Нормативная нагрузка для собственного веса изоляции определяется:

;

=30 Н/;

Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубопроводе единичной длины равна:

==3222,5 Н/;

Нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом определяется:

=1491,5+30+3222,5=4744 Н/;

Среднее давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом определяем по формуле:

Pгр =,

где nгр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта , равен 0,8; h0 -высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта, равна 1 м; -удельный вес грунта , равен 19 кН /.

Pгр ==18677,9 Па;

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины находится по формуле:

51524,2 Па,

где Сгр -коэффициент сцепления грунта,равен 16 Кпа;

гр - угол внутреннего трения грунта, равен 20 градусов.

Сопротивление поперечным вертикальным перемещениям определяем по формуле:

qверт=;

qверт==16535,1 Н/м.

Продольное критическое усилие для прямолинейного участка трубопровода в случае пластической связи его с грунтом рассчитывается по формуле:

;

=11,2 МН.

Следовательно m0·Nкр=0,75·11,2=8,4 МН. Продольное критическое усилие для прямолинейного участка трубопровода в случае упругой связи его с грунтом рассчитывается по формуле:

; к0=5;

=62,1 МН.

Следовательно m0·Nкр=0,75·62,1=46,6 кН.

Эквивалентное продольное усилие определяется по формуле:

;

=2,4 МН.

Проверяем выполнение условий:

2,4 11,2 МН;

2,462,1 МН.

Неравенство выполняется, следовательно, общая устойчивость прямолинейных участков трубопровода в заданных условиях обеспечивается.

Вывод: расчетная толщина стенки по прочностным характеристикам удовлетворяет условиям эксплуатации.

3. Строительная часть

3.1 Технологические операции при ремонте дефекта

При выполнении ремонта с заменой 'катушки' трубы необходимо выполнить следующие технологические операции:

* вскрытие дефектного участка нефтепровода;

* разработка ремонтного котлована и, при необходимости, котлована для сбора нефти;

* врезка отводов в ремонтируемый и параллельный нефтепроводы для откачки нефти;

* остановка перекачки и отсечение ремонтируемого участка задвижками;

* опорожнение ремонтируемого участка от нефти путем закачки ее в параллельный нефтепровод, откачки в мягкие резервуары или в котлован для сбора нефти;

* вырезка дефектной 'катушки' (трубы);

* герметизация внутренней полости нефтепровода;

* подготовка концов нефтепровода под монтаж и сварку;

* подготовка и подгонка новой 'катушки' (трубы) по месту;

* прихватка и вварка 'катушки' в нефтепровод;

* подключение отремонтированного участка и возобновление перекачки;

* обратная закачка нефти из емкостей или котлована;

* очистка и изоляция нефтепровода;

* засыпка отремонтированного участка нефтепровода, котлована для сбора нефти;

* техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

3.2 Земляные работы

При выполнении работ по устранению дефекта изначально выполняются работы по привязке и вскрытию дефектного участка. Привязка осуществляется согласно данных ВИП от маркерных пунктов.

В состав земляных работ входят:

* оформление отвода земли и разрешительных документов на производство работ в охранной зоне, согласование ведения земляных работ с владельцами коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с МН;

* обозначение опознавательными знаками трассы нефтепроводов и других подземных коммуникаций в данном техническом коридоре;

* подготовка площадки для производства ремонтных работ, вспомогательных площадок;

* обустройство переездов через нефтепровод, оборудованных железобетонными дорожными плитами;

* разработка и обустройство ремонтного котлована;

* планировка земли на трассе прохождения временных трубопроводов для откачки-закачки нефти;

* засыпка ремонтного котлована;

* рекультивация земель на месте проведения ремонтных работ и сдача их землепользователям или землевладельцам с оформлением акта.

До начала земляных работ уточняются и обозначаются знаками ось 'прохождения, фактическая глубина заложения ремонтируемого нефтепровода, места пересечений с подземными коммуникациями, искусственными и естественными препятствиями, вершины углов поворота. Обозначение трассы производится в границах производства работ (движения техники, вскрытия трубопровода, устройства амбара, прокладки полевого трубопровода) опознавательными знаками ( щитами с надписями- указателями), высотой 1,5...2,0 м от поверхности земли, с указанием фактической глубины заложения, установленными на прямых участках трассы не реже чем через 50 м, а при неровном рельефе - через 25 м. Места расположения подземных сооружений сторонних предприятий должны быть обозначены вешками высотой 1,5...2,0 м через каждые 10 м на прямых участках трассы, у всех точек отклонений от прямолинейной оси трассы более чем на 0,5 м, на всех поворотах трассы, а также на границах ручной разработки грунта. В местах пересечения нефтепровода с коммуникациями сторонних организаций должен быть установлен знак, содержащий информацию о глубине их залегания. Кроме того, опознавательные знаки устанавливаются в опасных местах (заболоченных, со слабой несущей способностью грунта и т.п.).

В местах пересечения трассы нефтепровода с действующими подземными коммуникациями разработка грунта механизированным способом, на расстоянии менее 2 м по горизонтали и 1 м по вертикали от коммуникаций, запрещается. Оставшийся грунт должен разрабатываться вручную. Работы должны выполняться в присутствии представителей владельцев коммуникаций.

Отвал грунта на действующий трубопровод не допускается.

При обнаружении на месте разработки грунта подземных сооружений, неуказанных в рабочих чертежах, работы должны быть немедленно приостановлены до выяснения владельцев коммуникаций и согласования с ними порядка производства работ.

Земляные работы должны начинаться со снятия плодородного слоя фунта и перемещения его в отвал для временного хранения. Минимальная ширина полосы снятия плодородного слоя должна быть равна ширине котлована или амбара по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, при толщине плодородного слоя менее 100 мм допускается вести земляные работы без его снятия.

Транспортирование, хранение и обратное нанесение плодородного слоя должны выполняться методами, исключающими снижение его качественных показателей, а также его потерю при перемещениях. До начала работ по разработке ремонтного котлована необходимо определить место вскрытия трубопровода, уточнить размеры ремонтного котлована, произвести разбивку границ котлована по принятым размерам относительно оси трубопровода.

Размеры ремонтного котлована в данном случае определяются:

* длина котлована определяется, как длина заменяемого участка нефтепровода (два метра) плюс три метра, таким образом, длина котлована - пять метров;

* ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована не менее 1,5 м.

Разработка котлована осуществляется гусеничным экскаватором, для предотвращения повреждения трубопровода ковшом экскаватора минимальное расстояние между образующей трубопровода и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,20 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе. Разрабатывается котлован глубиной 2,9 метра в грунте типа 'суглинок', согласно СНиП Ш-4-80 крутизна откосов должна соответствовать, величинам: угол откоса 63, уклон - 1:0,50. Расстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6 м.

Отвал грунта, извлеченного из котлована, для предотвращения падения кусков грунта в котлован, должен находиться на расстоянии не менее 1 м от края котлована. Для возможности спуска и быстрого выхода работающих, котлован должен оснащаться инвентарными приставными лестницами, шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по 2 лестницы на каждую сторону торца котлована.

Для возможности спуска и быстрого выхода работающих, котлован должен оснащаться инвентарными приставными лестницами, шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по 2 лестницы на каждую сторону торца котлована. Котлован должен иметь освещение для работы в ночное время, светильники должны быть во взрывозащищенном исполнении.

· задвижки №99 (226 км), №109 (226 км), №7111 (240 км), №7113 (254 км), №7113^б (254 км), №7115 (269 км) - закрываются.

· задвижки №7107, №103^а, №7113^а (254 км) - открываются.

После откачки нефти задвижки №7107, 103^а-закрываются, задвижку №109 - открывается.

После закрытия задвижек отключают автоматические выключатели питания электроприводов, отключают концы питающих кабелей электроприводов на магнитных пускателях, с созданием видимого разрыва. Отключенные концы закорачивают и заземляют. Снимают или механически блокируют штурвалы, вывешивают плакаты 'Не включать, работают люди!'.

Откачку нефти из отключенного участка между задвижками №7111, №7113 осуществляют за задвижку №7111 на 240 км в сторону НПС 'Клин'. Нефть объемом 1470 м3 при закачке направить 2 агрегатами ПНА (ПНУ) в приемный коллектор НПС 'Клин' нефтепровода 'Дружба 1', через задвижку №103а.

Вырезают 'катушку' с двумя дефектами ПОР №300312, №300314, труборезными машинками МРТ (ФАЙН).

Демонтаж вырезанной 'катушки' с дефектами ПОР осуществляется автокраном грузоподъемностью не менее 16 тонн.

Производится зачистка рабочих котлованов, подготовка рабочих мест сварщиков.

Осуществляется герметизация внутренней полости трубопровода Ш 720 мм с установкой герметизатора 'КАЙМАН-700' (первый по ходу нефти) и герметизатора ПЗУ 3МР (второй по ходу нефти). Схема установки и пропуска герметизаторов - рис. 3.3.1 и рис. 3.4.1. Перед установкой в трубопровод герметизатор 'КАЙМАН 700' оснащается трансмиттером. Внутренняя поверхность трубопровода очищается от парафиновых отложений и грязи на длину не менее 2,5 м (2Ду+1м). На герметизаторы ПЗУ 3МР и 'КАЙМАН-700' монтируются устройства контроля и регулирования давления (УКРДВ).

Производится размагничивание стыкуемых торцов труб перед сваркой.

Стыковка и подгонка удлиняющей 'катушки' к торцу существующего трубопровода 720х9 мм.

Производится сварка одного стыка 720х9 мм. После сварки осуществляется дефектоскопия сварного шва панорамным методом и выдается письменное заключение.

Замыкающая 'катушка' стыкуется и подгоняется к торцу вновь приваренной удлиняющей 'катушки' и существующему трубопроводу 720х9 мм;

Свариваются два стыка 720х9 мм. После сварки осуществляется дефектоскопия сварных швов и выдается письменное заключение.

Завариваются технологические отверстия и проверяется готовность участка к заполнению. После проведения работ и получения положительных результатов дефектоскопии вновь вводимых сварных швов, воздух из 'КАЙМАНА-700' и ПЗУ 3МР спускается, давление снижается и УКРДВ демонтируется. Отверстия в трубопроводе для установки устройств УКРДВ и контрольные технологических отверстия закрываются металлическими 'чопами', обвариваются и проводятся УЗК. После получения положительных результатов УЗК установленных 'чопов', направляется в РДП, ОТЭ МН и РП, оператору НПС готовность к заполнению участка. Перед заполнением нефтью опорожненного участка от задвижки №7111 (240 км) до задвижки №7113 (254 км), подготавливается камера приема СОД на НПС 'Кижеватово' и площадка пропуска СОД НПС 'Кузнецк' к пропуску - приему одного герметизатора 'КАЙМАН-700' и одного герметизатора ПЗУ 3МР.

Рис.3.3.1 Схема установки и порядок установки герметизаторов на 242 км.

Рис.3.3.2 Схема строповки грузов.

Останавливается участок 'Клин - Кузнецк' 720 мм, путем закрытия задвижек №105^а, №7105, №7109, №7121, №7119, №7129. Производятся технологические переключения для полного отсечения линейного участка: задвижки №99 (226 км), №109 (226 км), №7111 (240 км), №7113 (254 км), №7113^б (254 км), №7115 (269 км) - закрываются, задвижки №7107, №103^а, №7113^а (254 км) - открываются. После откачки нефти задвижки №7107, 103^а-закрываются, задвижка №109 - открывается.

После закрытия задвижек отключаются: автоматические выключатели питания электроприводов и концы питающих кабелей электроприводов на магнитных пускателях, с созданием видимого разрыва. Отключенные концы закорачиваются и заземляются, затем снимаются или механически блокируются штурвалы и вывешиваются плакаты 'Не включать, работают люди!'.

Откачку нефти объемом 1335 м³из отключенного участка между задвижками №7111, №7113 осуществляются агрегатами ПНА (ПНУ) в нефтепровод 'Дружба 1' Ш1020 мм на 252 км и 254 км, участок между задвижками №111 и №113.

Вырезка 'катушки' с двумя дефектами ПОР №300515, №300518 осуществляется труборезными машинками МРТ (ФАЙН). Демонтаж вырезанной 'катушки' с дефектами ПОР производится автокраном грузоподъемностью не менее 16 тонн.

Зачищаются рабочие котлованы и подготавливаются рабочие места сварщиков. Осуществляется герметизация внутренней полости трубопровода Ш 720 мм с установкой герметизатора ПЗУ 3МР (первый по ходу нефти) и герметизатора 'КАЙМАН-700' (второй по ходу нефти). Схема установки и пропуска герметизаторов - рис. 3.2 и рис. 3.3.

Перед установкой в трубопровод герметизатор 'КАЙМАН 700' оснащается трансмиттером. Внутренняя поверхность трубопровода очищается от парафиновых отложений и грязи на длину не менее 2,5 м (2Ду+1м). На герметизаторы ПЗУ 3МР и 'КАЙМАН-700' монтируются устройства контроля и регулирования давления (УКРДВ) .

Производится размагничивание стыкуемых торцов труб перед сваркой. Удлиняющая 'катушка' стыкуется и подгоняется к торцу существующего трубопровода 720х9 мм. Осуществляется сварка одного стыка 720х9 мм. Затем проводится дефектоскопия сварного шва панорамным методом и выдается письменное заключение.

Замыкающая 'катушка' стыкуется и подгоняется к торцу вновь приваренной удлиняющей 'катушки' и существующему трубопроводу 720х9 мм. Осуществляется сварка двух стыков 720х9 мм. Проводится дефектоскопия сварных швов и выдаются письменные заключения.

Завариваются технологические отверстия и проверяется готовность участка к заполнению. После проведения работ и получения положительных результатов дефектоскопии вновь вводимых сварных швов, воздух из 'КАЙМАНА-700' и ПЗУ 3МР спускается, давление снижается и УКРДВ демонтируется. Отверстия в трубопроводе для установки устройств УКРДВ и контрольные технологических отверстия закрываются металлическими 'чопами', обвариваются и проводится УЗК. После получения положительных результатов УЗК установленных 'чопов', в РДП, ОТЭ МН и РП, оператору НПС направляется информация о готовности к заполнению участка.

Перед заполнением нефтью опорожненного участка от задвижки №7111 (240 км) до задвижки №7113 (254 км), подготавливается камера приема СОД на НПС 'Кижеватово' и площадка пропуска СОД НПС 'Кузнецк' к пропуску - приему одного герметизатора 'КАЙМАН-700' и одного герметизатора ПЗУ 3МР.

Рис.3.4.1 Схема установки и порядок установки герметизаторов на 252 км.

Рис. 3.4.2 Схема пропуска герметизаторов после окончания ремонтных работ.

3.5 Технологические операции при проведении основных работ по ликвидации вновь врезанных вантузов Д_у150 на 240 км и Д_у100 на 252 км участка 'Клин - Кижеватово 720 мм

Устанавливается приспособление 'ПАКЕР' на задвижку и контроль величины проходящего (статического) давления. Осуществляется герметизация патрубка задвижки с помощью приспособления 'ПАКЕР' с контролем степени герметичности через контрольный вентиль. Затем приспособление 'ПАКЕР' демонтируется. Демонтаж задвижки осуществляется с применением ножовочного полотна и шлифовальной машинки. Внутренняя полость патрубка зачищается от остатков нефти. Проводится анализ загазованности. После анализа загазованности патрубок герметизируется глиной. Производится стыковка и подгонка сферической заглушки. Приварка сферической заглушки к торцу патрубка.

3.6.1 Подготовительные работы

Подготавливается приказ о назначении ответственных лиц при производстве подготовительных и основных работ по вырезке дефектов ПОР №300312, №300314, №300515, №300518 на 242 км, 252 км нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм, участок 'Клин - Кижеватово;

Оформляется необходимая разрешительная документация для производства подготовительных работ (сварка труб для катушек и проведение гидравлических испытаний, приварка и прорезка вантузов для откачки нефти, разработка ремонтного котлована, проведение ДДК) и основных работ по вырезке дефектов на 242 км и 252 км нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм, участок 'Клин - Кижеватово'. На каждую операцию, согласно план-графика, оформляется отдельные наряды-допуски.

Осуществляется отвод земли на месте производства работ. Согласуется производство работ с владельцами коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с магистральным нефтепроводом 'Дружба 1' 720 мм (кабель связи, ВЛ-6кВ, кабель ВОЛС, продуктопровод 'Уфа - Западное направление' и 'Куйбышев - Брянск', кабель связи 'Телекомнефтепродукт')

Определяется на местах производства работ и обозначаются вешками оси пролегания нефтепровода и других подземных коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре.

Подготавливается площадка для производства ремонтных работ. Обследовать и подготовить вдольтрассовые проезды для движения техники от дороги общего пользования 'Москва - Челябинск'. Оборудовать переезды через нефтепровод Ш720 мм, кабель связи 'Связьтранснефть' и кабель связи ВОЛС, в местах производства работ.

Разрабатываются приямки до верхней образующей трубопровода, для врезки вантузов в действующий трубопровод Ш720 мм на 240 км (вантуза врезаются для закачки и откачки до и после задвижки №7111).

Для врезки вантуза на вырезаемом участке 252 км нефтепровода Ш720 мм и на 252 км нефтепровода 'Дружба 1' Ш1020 мм:

Осуществляется планировка земли в местах прохождения временных трубопроводов для откачки-закачки нефти;

Проводится ревизия существующих вантузов Д_у150 на 254 км (В708) нефтепровода 'Дружба 1' Ш720 мм - вантуз для откачки; Д_у150 на 254 км (В85) нефтепровода 'Дружба 1' Ш1020 мм - вантуз для закачки; Д_у100 на 246 км (В707) нефтепровода 'Дружба 1' Ш720 мм.

Разрабатываются и обустраиваются ремонтные котлованы, в местах производства работ на 242 км и 252 км, при необходимости укрепляются стенки котлована от обрушения и подготавливаются водосборные приямки, размером 1,0х1,0 м для откачки грунтовых вод. Ремонтный котлован разработать с учетом требований п. п. 2.1 - 2.17. РД 153-39.4Р-130-2002;

Удаляется изоляционное покрытие по всей окружности трубопровода на ширину не менее 600 мм в местах резки труборезными машинами, обследуется зачищенные участки на наличие дефектов и следов коррозии. Провести ДДК вырезаемых дефектов ПОР в количестве 4-х штук. Определяется длина окружности на месте вырезаемых дефектов, длина вырезаемых дефектных 'катушек' и фактическая толщина стенки трубы (по данным внутритрубной диагностики толщина стенки труб на вырезаемых участках 8,8 - 9,0 мм).

Доставляется 1 труба 720х9 мм длиной 11 метров с ЛПДС 'Лопатино' на НПС 'Кузнецк', для проведения гидравлических испытаний.

Проводятся гидравлические испытания трубы ( Рисп=351,5 МПа) согласно РД 39-30-859-83,СНиП 11-42-80** с составлением акта на гидравлическое испытание.

После получения из ПЭУ ОАО МН 'Дружба' вантузов (с паспортами согласно РД 153-39.4-130-2002*), проводится входной контроль. При получении оформленного разрешения на врезку вантузов осуществляется приварка и прорезка вантузов в нефтепровод 'Дружба 1' 720 мм:

240 км, врезаются вантуза :Ду150, Ру63 - 1 шт. для закачки нефти (вантуз врезается до задвижки №7111), врезается вантуз Ду150, Ру63 - 1 шт. для откачки нефти (вантуз врезается после задвижки).

252 км, врезается: вантуз Ду150, Ру63 - 1 шт. для откачки нефти (вантуз врезается на вырезаемом участке), врезается вантуз Ду100, Ру63 - 1 шт. для подачи и дренажа воздуха.

Затем осуществляется приварка и прорезка вантуза в нефтепровод 'Дружба 1' 1020 мм:

252 км, врезается вантуз Ду100, Ру63 - 1 шт. для закачки нефти.

Сварочно-монтажные работы осуществляются в соответствии с требованиями операционной технологической карты на приварку вантуза (с обеспечением рабочего давления в нефтепроводе на месте производства работ не более 2,5 МПа и наличии не менее 0,1 МПа избыточного давления).

Проводится УЗК качества сварочных швов приварки патрубка к трубопроводу, приварки воротника к патрубку и трубопроводу;

Организуется вырезка отверстий через приваренные вантузы с обеспечением давления в нефтепроводе на месте производства работ не более 2,0 МПа. Производится обустройство вантузов. Оформить необходимую исполнительно-техническую документацию согласно п. 3.21 РД 153-39.4Р-130-2002*.

Подготавливается и организуется доставка к местам производства работ необходимой техники, жилых вагон домиков, оборудования, приспособлений, инструментов и материалов.

На место производства работ доставляется необходимое количество песка для зачистки ремонтного котлована и внутренней полости трубопровода, для производства работ в плановую остановку.

Обустраивается временный полевой городок для размещения персонала (с необходимыми жилищными, бытовыми и санитарными условиями) на 242 км и 252 км магистрального нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм.( рис.3.4.1.1);

Рис.3.6.1.1 Схема организации жилого городка на 242 км и 252 Магистрального нефтепровода 'Дружба 1' Ш720 мм.

Подготавливаются 'гусаки', со шлангами на существующий вантуз Ду100 (В707) на 246 км и вновь врезанный вантуз Ду100 на 252 км для выпуска воздуха при заполнении нефтепровода нефтью. При заполнении предусмотреть наличие передвижной ёмкости, для сброса нефти при появлении её на вантузе.

Перед началом работ по вырезке дефектов ПОР в количестве 4-х штук отключаются станции катодной защиты нефтепровода 'Дружба 1' 720 мм на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ.

Выполняется трубопроводная обвязка четырех агрегатов ПНА (ПНУ) с подпорным насосом и линиями откачки-закачки в точке на 240 км, 252 км и 254 км (рис.3.4.1.2-3.4.1.5)Проводятся гидравлические испытания линий закачки (от ПНА (ПНУ) до вантуза закачки ) давлением 6,3 МПа. Проводятся гидравлические испытания линий откачки (от вантуза откачки до приема ПНА (ПНУ)) давлением 2,5 МПа - максимально возможное давление на месте откачки после остановки нефтепровода. Проверяются заземление основных и подпорных насосов.

Рис 3.6.1.2 Схема откачки нефти из магистрального нефтепровода 'Дружба-1', Ш 720 мм при производстве работ по вырезке дефектов ПОР (патрубок не по РД) (4 шт.) на 242, 252 км

Рис.3.6.1.3 Технологическая схема линейной части магистрального нефтепровода 'Дружба 1' Ш720 мм от НПС 'Клин' до НПС 'Кижеватово'.

Рис.3.6.1.4 Схема обвязки откачивающих средств на 240 км нефтепровода 'Дружба 1' Ду700.

Рис.3.6.1.5 Схема обвязки откачивающих средств на 252 км 254 км нефтепровода 'Дружба 1' Ду700.

Вся спецтехника (с ДВС), участвующая в производстве работ, оснащается искрогасителям. Подготавливается необходимая аппаратура для производства дефектоскопического контроля сварных швов в период основных работ (рентгенографический аппарат, ультразвуковой дефектоскоп USN-52).

Оформляется необходимая разрешительная документация для производства подготовительных и основных работ по ликвидацию вантузов.

Производятся замеры конструктивных особенностей вантуза, параметров патрубка согласно РД-91.200.00-КТН-107-06.Тщательно осматривается 'приспособление'. Проверяется наличие резиновых колец в 'приспособлении', смазать резьбовые подвижные части. В сферических заглушках просверлить технологические отверстия. Для патрубков диаметров менее 159 мм сверлится одно технологическое отверстие диаметром 12 мм;

3.6.2 Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности

Разрабатываются мероприятия, оформляется наряд - допуск на промывку задвижек. Согласовывается с диспетчерской службой порядок проведения работ. Организовывается устойчивая связь между производителем работ и диспетчером. Устанавливаются манометры (не ниже первого класса точности) до и после задвижек №7111 (240 км) и №7113 (254 км).

Обеспечивается режим работы нефтепровода, при котором после прикрытия затвора промываемой задвижки на 65-75% скорость нефти будет не менее 1,5 м/с, при этом давление на выкиде предыдущей станции после прикрытия затвора должно быть не менее чем на 0,5 МПа ниже максимального допустимого давления в трубопроводе и не менее чем на 0,3 МПа выше минимально допустимого давления на приеме последующей насосной станции.

Прикрывается с помощью электропривода задвижка до 50% хода затвора, по истечении 3 мин после остановки электропривода проверить величину изменения давления по манометрам, показания манометров записываются в журнал. Производится прикрытие задвижки ступенчато, с 5%-ной величиной перемещения клина на закрытие при постоянном контроле и фиксации изменения перепада давления. После выполнения прикрытия задвижки на 60% дальнейшая операция проводится вручную.

Осуществляют промывку полости задвижек при достижении перепада давления до и после клина 0,2 МПа не менее 30 мин и скорости не менее 1,5 м/с при постоянном контроле показаний манометров.

3.6.3 Мероприятия по отводу протечек

В случае не герметичности задвижек, для предотвращения попадания нефти к месту производства работ и к тампонам-герметизаторам предусмотреть места отвода протечек с постоянным контролем за уровнем нефти в трубопроводе. При величине протечек более 10 л/мин. производится врезка вантуза (при величине протечек менее 10 л/мин. сверлятся отверстия диаметром 8…12 мм) в низшей точке профиля между негерметичной задвижкой и местом производства работ, но не ближе 100м при температуре воздуха выше минус 10 С и не менее 50м при температуре воздуха ниже минус 10 С.

В просверленные отверстия на верхней образующей трубы устанавливаются маркеры-флажки для контроля уровня нефти в трубопроводе и последующего контроля над заваркой отверстий.

С учетом поступающей нефти определяется порядок откачки нефти (откачка нефти в параллельный нефтепровод насосным агрегатом, откачка в амбар, в вакуумную емкость).

После производства работ просверленные отверстия ликвидируются путём забивки и заварки 'чопиков'. При врезке вантуза, после производства работ, вантуз ликвидируются с помощью приспособления 'ПАКЕР'. Вантуз ликвидируются согласно РД 'Технология замены вантузных задвижек, вантузов и ликвидации несанкционированных врезок'.

3.6.4 Герметизация полости трубопровода с установкой герметизаторов ПЗУ

Перед установкой герметизаторов внутренняя поверхность трубопровода очищается от парафиновых отложений и грязи на длину не менее 2,5 м (2Ду+1м).

Для производства работ используется герметизатор ПЗУ 3МР. Герметизаторы ПЗУ 3МР оборудуются устройством для контроля и регулирования давления (УКРДВ). После окончания сварочных работ и при наличии положительных результатов дефектоскопического контроля сварных стыков воздух из ПЗУ 3МР спускается, давление снижается и УКРДВ демонтируется. Отверстие в трубопроводе для установки устройства закрывается металлическим 'чопом' и обваривается, затем проводится УЗК, согласно требованиям РД 153-39.4-114-01 'Правила ликвидации аварий и повреждений на МН'.

Герметизаторы устанавливаются в трубопровод в соответствии с инструкциями по их эксплуатации и применению. Для предотвращения повреждения ПЗУ 3МР и шланга подачи воздуха при проведении огневых работ перед ними на расстоянии 50 мм со стороны ввариваемой катушки устанавливается защитный экран. Перед началом сварочных работ защитный экран удалить из полости трубопровода.

Контроль за избыточным давлением газов или вакуумом в трубопроводе и уровнем нефти перед тампонами осуществляется через просверленное отверстие диаметром 8...12 мм в верхней образующей трубопровода и на расстоянии не менее 30 м до герметизаторов. При невозможности соблюдения расстояния в 30 м отверстие сверлится на максимально возможном удалении с установкой шланга, конец которого следует отводить на расстояние не менее 30 м.

Также для производства работ используются герметизаторы 'КАЙМАН-700'. Осуществляется контроль за давлением газов и уровнем нефти перед герметизатором 'КАЙМАН-700' выполняются через отверстия диаметром 8…12 мм, на расстоянии не менее 30 метров от герметизатора. При невозможности соблюдения расстояния в 30 метров отверстие сверлится на максимальном возможном удалении, на отверстие устанавливается шланг, конец которого отводится на расстояние не менее 30 метров.

С целью определения местоположения 'КАЙМАНА-700' после заполнения участка нефтью, перед установкой герметизатора в трубопровод, устанавливается трансмиттер.

3.6.5 Основные работы

Останавливается перекачка по участку 'Клин - Кижеватово' 720 мм путем закрытия задвижек №105^а, №7105, №7109, №7121, №7127, №7119, №7129

Произвести следующие технологические переключения согласно план - графиков основных работ.

После закрытия задвижек отключаются автоматические выключатели питания электроприводов и отключаются концы питающих кабелей электроприводов на магнитных пускателях, с созданием видимого разрыва. Отключенные концы закорачиваются и заземляются, а также снимается или механически блокируются штурвалы. Затем вывешиваются плакаты 'не включать, работают люди!'

Производятся работы по откачке нефти из отключенного участка между задвижками №7111 и №7113. Организуется впуск воздуха в опорожняемый нефтепровод через существующий вантуз Ду100 (В707) на 246 км и через вновь врезанный вантуз Ду100 на 252 км.

Вантуза на 246 км и 252 км остаются открытыми до окончания сварочных работ. Если в точках откачки давление в опорожняемом нефтепроводе будет превышать допустимое давление на входе подпорного насоса, то откачка производится основным агрегатом (подпорный насос исключается из работы секущими задвижками). Применение подпорных агрегатов при наличии в откачиваемом участке избыточного давления более 0,3 МПа - запрещается. В местах вырезки 'катушек' устанавливаются шунтирующие перемычки из медного многожильного кабеля, с сечением 16 мм² (или из стального прутка с сечением не менее 25 мм²) одним из следующих способов:

гибкими стальными лентами, навитыми с натяжкой на очищенную до металлического блеска поверхность трубы;

стальными болтами с резьбой М12-М16, ввинчиваемыми в глухие отверстия, с оставленной толщиной стенки трубы не менее 3мм;

сваркой соединительных наконечников с телом трубопровода .

Осуществляется вырезка 'катушек' с дефектами ПОР №300312, №300314, №300515, №300518, труборезными машинками МРТ (ФАЙН).

Производится демонтаж автокраном грузоподъемностью не менее 16 тонн, вырезанных 'катушек' с дефектами ПОР в количестве 4-х штук.

Осуществляется зачистка рабочих котлованов, подготовка рабочих мест сварщиков на двух котлованах.

Через открытые торцы труб зачищается внутренняя поверхность трубопровода от парафиновых отложений и грязи на длину не менее двух диаметров плюс один метр. Производится установка тампонов герметизаторов (расстояние от торца трубы до герметизаторов должно быть не менее 1000 мм). Осуществляется контроль за состоянием воздушной среды через отверстия, просверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 100…150 мм от тампона у каждого стыка.

Производится размагничивание стыкуемых торцов труб перед сваркой.

Осуществляется стыковка и подгонка удлиняющих 'катушек' к торцам существующего трубопровода 720х9 мм. Производится сварка одного стыка 720х9 мм на 242 км и сварка одного стыка 720х9 мм на 252 км.

Производится дефектоскопия сварного шва панорамным методом и выдача письменного заключения. Стыковка и подгонка замыкающей 'катушки' к торцу вновь приваренной удлиняющей 'катушки' и существующем трубопроводом 720х9 мм.

Производится сварка двух стыков 720х9 мм на 242 км и сварка двух стыков 720х9 мм на 252 км.

Производится дефектоскопия сварных швов (радиографическим и ультразвуковым методами) и выдача письменных заключений на вновь вводимые сварные соединения.

Производится заварка технологических отверстий. Дефектоскопический контроль сварных швов чопиков. Проводится изоляция вновь врезанных 'катушек' на 242 км и 252 км.

Перед заполнением опорожненного нефтепровода Ш720 мм, ликвидируются вновь врезанный вантуз Д_у150 на 240 км (вантуз за задвижкой №7111) и вновь врезанный вантуз Д_у100 на 252 км. Вантуза ликвидируются приспособлением 'ПАКЕР'(согласно РД 91.200.00-КТН-107-06).

Осуществляется пуск и вывод нефтепровода 'Дружба 1' на установленный режим. Устанавливается колодец на вновь врезанный вантуз Д_у150 на 240 км (вантуз устанавливается перед задвижкой №7111) и на вновь врезанный вантуз Ду100 на 252 км нефтепровода 'Дружба 1' Ш1020.

Обеспечивается визуальный контроль вновь заваренных стыков в течение 12 часов после вывода магистрального нефтепровода 'Клин - Кижеватово' Ш720 мм на установленный режим.

3.6.6 Размагничивание стыкуемых труб перед сваркой

При средней и высокой остаточной намагниченности труб, сварка стыков трубопроводов сопровождается появлением эффекта 'магнитного дутья'. Для нейтрализации эффекта 'магнитного дутья' проводится размагничивание свариваемых концов труб.

Для размагничивания трубопроводов в трассовых условиях разработаны приборы, компенсирующие намагниченность трубопровода (ПКНТ).

Размагничивание приборами, компенсирующими намагниченность трубопровода производится компенсацией магнитного поля двух свариваемых труб одновременно. Размагничивание стыкуемых труб с применением приборов ПКНТ проводится в следующей последовательности:

1. Определяется величина и направленность магнитного ноля в зазоре

свариваемых трубопровода и 'катушки' при помощи прибора измерителя магнитной индукции.

2. При напряженности магнитною поля менее 100 мТл должна вестись работа с двумя модулями, расположенными по обе стороны зазора, при выходном напряжении сварочного выпрямителя от 50 до 55 В. При напряженности магнитного поля свыше 100 мТл необходимо установить три модуля: одни на ' катушке' и два на теле трубопровода.

3. Монтируются компенсирующие модули на трубопроводе и 'катушке' на возможно минимальном расстоянии от свариваемого шва 100 ...400 мм.

4.Выполняется сборка электрической цепи, соединяющей модули между собой, с блоком управления и сварочным выпрямителем.

5.Включается прибор в режиме 'контроль' при этом определяется и устанавливается величина сопротивления для компенсации

остаточного магнитного поля

6. Включается прибор в режим 'работа', устанавливается величина

компенсирующего тока, которая обеспечивает минимальную величину остаточного магнитного поля в зазоре, которая при необходимости, может корректироваться в процессе сварки.

7. После сварки корневого слоя шва отключается прибор и выполняется демонтаж установки.

3.6.7 Подготовка и производство сварочно-монтажных работ

Трубы, 'катушки', соединительные детали, арматура, устанавливаемые при ремонте дефектных участков трубопровода, должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*, РД 153-006-02, иметь сертификаты, паспорта и акты входного контроля в соответствии с регламентами. Ввариваемая 'катушка' должна быть изготовлена из труб того же диаметра, толщины стенки и аналогичного класса точности трубе ремонтируемого участка и иметь сертификат на трубу, из которой она изготовлена.

Труба, предназначенная для изготовления 'катушки', должна быть испытана гидравлическим способом на прочность заводским испытательным давлением в течение 24 часов и рабочим давлением в течение 12 часов, подвергнута ультразвуковому контролю качества продольного заводского шва и должна пройти ультразвуковую толщинометрию стенки трубы по всей поверхности и на отсутствие расслоений и трещин, осмотрена на предмет отсутствия вмятин, задиров и каверн. При наличии дефектов труба, предназначенная для 'катушки' должна быть заменена. Ремонт любых дефектов опускается.

Подгонка 'катушки' при производстве работ по вырезке дефектов ПОР на участках НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово' 242,252 км МН 'Дружба 1' производится в следующей последовательности:

* производится разметка 'катушки', длина которой должна быть меньше длины ремонтного участка на 2...3 мм;

* разметка линии реза производится мелом или тальком с применением мягких шаблонов либо других специальных приспособлений;

* для определения длины монтируемой 'катушки' производится измерение длины заменяемого участка трубопровода в 4-х точках по горизонтальной и вертикальной плоскостям, разность длин образующих должна составлять не более 3 мм.

Неперпендикулярность обработанных торцов детали относительно образующей трубы не должна превышать 2 мм. Центровка 'катушки' производится с применением наружных центраторов. Наружные центраторы, используемые для сборки труб и соединительных деталей, должны быть заводского изготовления. Центраторы не должны оставлять на трубе царапин, задиров, забоин, вмятин. При сборке деталей смещение продольных швов стыкуемых труб должно быть не менее 100 мм. Минимальное расстояние от поперечных сварных швов ремонтируемого трубопровода до сварных швов привариваемой детали должно быть не менее наружного диаметра трубопровода. Перед сваркой кромки и концы соединительных деталей и ремонтируемого трубопровода зачищаются до металлического блеска, на ширину не менее 10 мм, с внутренней и наружной стороны. При сборке стыков труб с одинаковой нормативной толщиной стенки смещение кромок электросварных труб не должно превышать 3 мм. Величина зазора между кромками стыкуемых элементов должна составлять от 2,5 до 3,5 мм.

Перед началом сварочных работ производится сушка торцов труб и прилегающих к ним участков.

После центровки, регулировки зазора между концами труб и 'катушки' 'обходимо выполнить прихватки: для трубопровода диаметром 720 мм количество прихваток должно быть не менее 4, а длина прихваток - 150-200 мм. Прихватки должны располагаться равномерно по периметру. После выполнения всех прихваток сварка стыков производится в соответствии 'технологической картой.

Сварка вновь врезаемой 'катушки' должна производится в следующей последовательности:

* зачистить прихватки, обработать шлифмашинкой начальный и конечный участок каждой прихватки;

* равномерно по периметру стыка в 'окнах' ценнтратора выполнить сварку не менее 60% длины корневого слоя электродами с основным видом покрытия, затем снять центратор и выполнить сварку оставшегося периметра корневого шва;

* сварку корневого слоя шва выполнять одновременно не менее чем двумя сварщиками;

* зачистить корневой слой шва от шлака и брызг металла;

* выполнить подварку изнутри шириной от 8 до 10мм, усиление сварного шва 1 до 3 мм с плавным переходом к основному металлу с последующей зачисткой шва;

* подварку изнутри выполнить до начала сварки заполняющих слоев;

* выполнить сварку подварочного и облицовочного слоев;

* минимальное количество слоев сварного шва не менее 4-х;

* перед наложением каждого последующего слоя произвести зачистку поверхности предыдущего слоя от шлака и брызг;

* провести внешний осмотр и измерение сварного шва, убедиться в отсутствии допустимых наружных дефектов;

* наружные дефекты сварного шва (подрезы, поры и другое) устранить ручной дуговой сваркой.

После окончания сварки должно быть выполнено клеймение сварных швов труб клеймом сварщика или бригады сварщика на наружной поверхности трубы на расстоянии 100 мм от сварного шва.

При производстве сварочных работ используются следующие геометрические параметры сварных швов:

Величина зазоров в стыках сварочных деталей . . . .2,5 ч 3,5 мм

Величина притупления кромок свариваемых деталей .1,8 ± 0,8 мм

Величина угла раскрытия кромок . . . . . . .25є ч 30є

Рис. 3.6.7.1 Схема монтажа при производстве работ по вырезке дефектов ПОР на 242 км и 252 км магистрального нефтепровода 'Дружба 1' Ш 720 мм, участок Клин - Кижеватово.

Качество сварных соединений проверяется лабораторией неразрушающего контроля с помощью радиографического и ультразвуковых методов.

Рис. 3.6.7.2 Монтажная схема на 242 км нефтепровода 'Дружба 1' Ш720 мм, вырезка дефектов ПОР.

Рис. 3.6.7.3 Монтажная схема на 252 км нефтепровода 'Дружба 1' Ш720 мм, вырезка дефектов ПОР.

3.6.8 Изоляция врезанных 'катушек'

Изоляцию места ремонта нефтепровода следует производить после получения заключения о качестве сварки и оформления разрешения на изоляцию.

При изоляции можно выбрать такую конструкцию изоляционного покрытия, применяемого при ремонте дефекта на 242,252 км:

* грунтовка битумно-полимерная 'Транскор' ТУ-5775-003-32989223 1-00;

* лента полимерно-битумная 'Литкор' толщиной не менее 1,5 мм в два слоя 'Литкор' ТУ 2245-019-05801845-2001;

* обертка защитная полимерная толщиной не менее 0,6 мм в один слой 'Полилен-0' ТУ-2245-012-05801845-2001.

Изоляция 'катушки' при ремонтных работах должна осуществляется в следующей последовательности:

* окончательная очистка изолируемой поверхности;

* сушка врезанной 'катушки';

* нанесение грунтовки на подготовленную поверхность, соответствующей по составу, наносимому изоляционному покрытию;

* нанесение изоляционного покрытия ручным способом, обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность; контроль качества нанесенного изоляционного покрытия.

Очистка нефтепровода под нанесение изоляционного покрытия выполняется вручную с помощью средств малой механизации (шлифмашинкой, механическими щетками). Изолируемая поверхность очищается от остатков грунта, старого изоляционного покрытия и продуктов коррозии, задиров, брызг металла и шлака. Степень очистки поверхности нефтепровода должна соответствовать степени 4 (ГОСТ 9.402). Контроль степени очистки трубопровода должен проводиться непрерывно визуально.

Изолируемая поверхность 'катушки' и прилегающих участков трубопровода с покрытием, при нанесении изоляции должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи и инея не допускается. Температура трубы перед нанесением грунтовки должна быть не менее 0°С. Грунтовка должна наноситься на сухую, очищенную поверхность (со степенью очистки 4 по ГОСТ 9.402) трубы ровным сплошным слоем без подтеков, сгустков и пузырей. Температура грунтовки при нанесении должна быть в пределах от плюс К) до плюс 30 °С. Грунтовка наносится вручную валиком или кистью с расходом не более 0,12 л/кв.м. Для равномерного нанесения грунтовки по всему периметру трубы следует использовать растирающие полотенца, изготовленные из износоустойчивого'материала. Обертывание рулонными материалами проводится непосредственно после нанесения грунтовки.

Для обеспечения плотного прилегания термоусаживающейся ленты и оберток создания герметичности в нахлесте необходимо постоянное натяжение материала с усилием. Нанесение изоляции в местах примыкания к существующему изоляционному покрытию выполняется следующим образом:

- очистка изоляционного покрытия от посторонних примесей: земли, пыли, снега, льда и рваных частей покрытия;

-подогрев битумно-полимерной мастики до температуры 70... 80 °С горячим воздухом (техническим феном), нагретым 'паяльником' (изготовленным в виде гладкой, массивной медной или латунной пластины с ручкой) или другими способами, исключая подогрев открытым пламенем;

- нанесение липкой обертки, ленты ДРЛ-Л из двух слоев с нахлестом 15 см или предварительно разогретой до 70...80 °С полимерно-битумной ленты и защитной обертки с нахлестом 10 см по всему периметру.

Толщину защитных покрытий необходимо контролировать при помощи магнитных толщиномеров МТ-10НЦ, МТ-50НЦ, вихретоковых толщиномеров ИТД-10П, ИТД-11П. Адгезию защитного покрытия для рулонно-битумных покрытий следует контролировать адгезиметром типа АР-1. Сплошность покрытия следует контролировать визуально в процессе и после окончания работ искровым дефектоскопом типа КРОНА. Контролю на сплошность подлежит вся заизолированная поверхность.

При изоляции врезанной 'катушки', захлеста должен вестись Журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции. Сертификаты на материалы, результаты контроля состояния изоляционною покрытия трубопроводов должны быть представлены в исполнительно - технической документации в соответствии с требованиями Правил капитального ремонта МН и ГОСТ Р 51164.

Уточняется на местности обозначение положения оси нефтепровода, обследуется маршрут движения техники от автодорог общего пользования до мест производства работ, обследуется состояние вдольтрассовых проездов, мест пересечения с существующими коммуникациями. При необходимости осуществляется ремонт вдольтрассовых проездов.

Оформляются наряды-допуски на движение и транспортировку грузоподъемных машин и строительной техники в охранной зоне магистрального нефтепровода (на время подготовительных и основных работ); Движение и транспортировку грузоподъемных машин и строительной техники в охранной зоне магистрального трубопровода выполняется по нарядам-допускам. На участке СМР определяется точное положение подземных коммуникаций (нефтепроводы, продуктопроводы, кабель связи ПТУС). Обозначаются подземные коммуникации опознавательными знаками (вешками) высотой 1.5-2 м от поверхности земли с указанием фактической глубины заложения, установленными на прямых участках через 50 м, а при неровном рельефе местности через каждые 25 м, на всех углах поворота, в местах пересечений с подземными коммуникациями. До закрепления знаками трасс производство работ не допускается. Определяется опасная зона производства работ, границы которой обозначить предупреждающими знаками. Выполняются специально оборудованные переезды через магистральный нефтепровод 'Дружба 1' Ш720 мм и кабель связи.

Рис. 3.6.9.1 Схема специально оборудованного переезда через действующие коммуникации на 242 км и 252 км нефтепровода 'Дружба 1' Ш720 мм.

Переезд через действующие коммуникации осуществляются только через обустроенные переезды. Движение техники вдоль трассы нефтепроводов 'Дружба 1' Ш720 мм, кабеля связи 'Связьтранснефть' осуществляется согласно рис. 3.6.9.2, рис. 3.6.9.3;

Рис. 3.6.9.2 Схема движения техники в охранной зоне нефтепровода к месту производства работ на 242 км с указанием существующих коммуникаций и расстояний между ними.

Рис. 3.6.9.3 Схема движения техники в охранной зоне нефтепровода к месту производства работ на 252 км с указанием существующих коммуникаций и расстояний между ними.

Расстановку техники, оборудования осуществляется согласно схемы(рис. 3.6.9.4, рис. 3.6.9.5).

Рис. 3.6.9.4 Ситуационный план расстановки техники и оборудования при производстве работ на 242 км.

Рис. 3.6.9.5 Ситуационный план расстановки техники и оборудования при производстве работ на 252 км.

Технику (сварочные агрегаты, электростанции) и средства радиосвязи, используемые при работах, располагаются с наветренной стороны по отношению к месту производства работ не ближе 30 м.

Насосные установки ПНУ (ПНА) устанавливаются не ближе 50 м от мест откачки-закачки. Гусеницы экскаватора, опоры грузоподъемных кранов располагаются не ближе 1,5 м от бровки траншеи, котлована.

Все механизмы с ДВС обеспечиваются исправными искрогасителями.

Складирование материалов, стоянка техники, жилые вагончики не используемые при работах, располагаются не ближе 100 м с наветренной стороны.

Работа подъемно-транспортных машин и землеройной техники в охранной зоне МН 'Дружба 1' Ш720 при выполнении плановых работ проводится в соответствии с требованием 'Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов' РД 153-39.4-056-00, 'Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов' ПБ 10382-00, 'Правил ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах' РД 153-39.4-114-01, 'Регламента по вырезке и врезке 'катушек' соединительных деталей, заглушек, запорной арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов' РД153-39.4Р-130-2002*.

Переключение линейных и станционных задвижек осуществляется только после окончание СМР на 242 км и 252 км. Перед заполнением нефтепровода подготавливаются камеры приема СОД на НПС 'Кижеватово' к приему с 242 км и 252 км (2-х герметизаторов 'КАЙМАН' и 2-х герметизаторов ПЗУ 3МР).

Герметизаторы 'Кайман-700' на 242 км и 252 км, оснащаются трансмиттером.

Работы по заполнению нефтепровода 'Дружба 1' производятся по разрешению диспетчера РДП, при устойчивой радиосвязи с докладом о времени начала и окончания работ. Перед началом работ по заполнению дается письменная готовность диспетчеру РДП и МДП об окончании СМР.

Для контроля прохождения герметизаторов по нефтепроводу определяют контрольные пункты - линейные задвижки, переходы через автомобильные и железные дороги, по которым фиксируется время прохождения и фактическая скорость.

Для заполнения опорожненного участка нефтепровода, производятся технологические переключения линейных задвижек:

открываются задвижки №7111, №7113, №7115, 7107;

закрываются №7113а, №7113б.

Приоткрываются задвижки №105^а.

Начинают заполнять опорожненный участок на 242 км и 252 км. Выпуск газовоздушной смеси осуществляется через существующий и вновь врезанный вантузы - воздушники:

246 км (В707) - D(отв.) - 85 мм, H-225 м, Q_max-2220 м³/ч;

252 км - D(отв.) - 85 мм, H-134 м, Q_max-2220 м³/ч.

Заполняется участок нефтью с контролем герметичности. При появлении нефти на вантузах - вантуза закрывается. Одна группа герметизаторов 'К+П+П+К' принимается в камеру приема СОД на 387 км НПС 'Кижеватово'.

Производятся технологические переключения на НПС и подготавливаются НПС к пуску. Затем нефтепровод выводится на установленный режим работы.

При заполнении нефтепровода 'Клин - Кижеватово' в трубе начнут движения 4 герметизатора:

'КАЙМАН'+ПЗУ 3МР с 242 км;

ПЗУ 3МР+'КАЙМАН' с 252 км.

Герметизаторы принимаются в камеру СОД на НПС 'Кижеватово' в один этап.

Пропуск герметизаторов осуществляется через НПС 'Кузнецк ' транзитом. За 1,5 часа до расчетного времени прибытия 'КАЙМАНА' с 252 км:

открываются задвижки №7129, №7119;

закрывается задвижки №7121, 7127.

После прохождения герметизатора 'КАЙМАН' тройника за задвижкой №7129;

открываются задвижки №7129, №7127;

закрывается задвижку №7129.

Подготавливается НПС к запуску и выводу на установленный режим работы. Затем осуществляется прием герметизаторов на НПС 'Кижеватово':

Убедившись в прохождении герметизаторов задвижки № 7149, открывается задвижка № 7149а, затем закрываются задвижки № 7149, №7149в.

После приема герметизаторов на НПС 'Кижеватово' и производства технологических переключений на НПС 'Кижеватово', выходят на установленный режим работы нефтепровода;

Партия с возможными воздушными пробками с 242 км и 252 км проводится до 578 км нефтепровода 'Дружба 1' Ш1020 мм.

За два часа до подхода головы партии с 252 км к ЛПДС 'Никольское', выводится поток нефти из резервуаров с понтоном в другую группу резервуаров РП НПС 'Никольское' Мичуринского управления ОАО МН 'Дружба', во избежании попадания воздушной пробки.

3.8 Засыпка ремонтного котлована

После завершения ремонтных работ, восстановления устройств электрохимзащиты производится засыпка ремонтного котлована, приямков минеральным грунтом бульдозером или экскаватором. Засыпка нефтепровода должна выполняться с образованием валика высотой до 20 см. По ширине валик должен перекрывать земляное сооружение (траншею, амбар) не менее чем на 0,5м в каждую сторону. Процесс восстановления земель, нарушенных и загрязненных при ремонтных работах, включает:

* удаление загрязненного нефтью слоя грунта;

* засыпку котлована минеральным грунтом;

* рекультивацию земель (технический и биологический этапы).

На участок, подлежащий рекультивации, по окончании ремонтных работ следует нанести и спланировать плодородный слой грунта. После засыпки котлована и рекультивации земли, отведенная площадь по акту сдается землевладельцу или землепользователю.

Наиболее дешевым и высоконадежным видом транспорта нефти являются магистральные нефтепроводы, поэтому трубопроводный транспорт можно считать важнейшим элементом топливно-энергетического комплекса страны.

Для надежного снабжения народного хозяйства нефтью, с обеспечением при этом экологической безопасности трубопроводного транспорта, необходимо, чтобы средства транспорта и хранения нефти соответствовали уровню добычи и переработки, экспортным потребностям и перспективам развития. С этой целью проводится полная телемеханизация магистральных нефтепроводов.

Одной из самых актуальных и сложных проблем эксплуатации магистральных нефтепроводов является проблема обнаружения несанкционированных врезок и утечек, предотвращения хищений нефти из магистральных трубопроводов. Ее последствиями являются загрязнение окружающей среды, экономические потери (штрафы за загрязнение природной среды, затраты на ликвидацию повреждений труб, упущенная выгода) и увеличение сроков доставки топлива потребителям.

Сейчас для обнаружения врезок и утечек разработано большое количество методов, основанных на различных физических законах и явлениях. В частности, такие как:

- метод понижения давления с фиксированной или скользящей уставкой;

- метод отрицательных ударных волн;

- метод сравнения расходов;

- радиоактивный метод;

- ультразвуковой метод (зондовый);

- метод акустической эмиссии;

- лазерный газоаналитический метод;

- визуальный метод;

- метод перепада давлений (зондовый);

- метод трассирующих газов;

- метод вихревых токов;

- комбинированный электромагнитный метод контроля;

- метод ударных волн Н.Е. Жуковского

- и другие.

Ни один из перечисленных методов обнаружения утечек не удовлетворяет полностью всем предъявляемым к ним требованиям. Так, например, общепринятый способ обнаружения несанкционированного отбора продукта из трубопровода заключается в поиске мест вскрытия оболочки трубопровода путем обхода (визуальное обследование) трассы, где проходит трубопровод. Хорошо, если трубопровод лежит на поверхности, но большинство из них находятся под землей и вполне понятно, что данный способ не позволяет надежно выявить места несанкционированных врезок по причине их скрытости. А применяющиеся устройства электромагнитного обследования не всегда эффективны, поскольку отрезки и диаметры врезок в стенку трубопровода на фоне его большого диаметра и массы не позволяют их ощутить методами радиолокации. Метод, основанный на измерении давления жидкости в трубопроводе, в силу инерционности среды, не обеспечивает минимального времени обнаружения утечки с момента ее образования, имеет высокую вероятность ложных срабатываний, требует значительного количества датчиков, устанавливаемых в нефтепроводе. Метод сравнения расходов, основанный на измерении веса (количества) продукта на входе и выходе участка продуктопровода, не может учесть переходных процессов при включении и выключении МНА НПС; требует длительной статистической обработки данных, что увеличивает время обнаружения утечки с момента повреждения трубопровода.

С помощью существующих методов контроля утечек сложно обнаружить несанкционированные врезки из-за их кратковременности и малых объемов утечек, не обеспечивается требование оперативности. Средства и системы для обнаружения врезок являются дорогостоящими из-за использования высокоточной аппаратуры и средств телемеханики, но они себя оправдывают.

В данной работе предложена система обнаружения несанкционированных врезок в магистральный нефтепровод, основанная на измерении и анализе возникающих при воздействии на металл трубы акустических возмущений.

Она предназначена для сигнализации факта осуществления несанкционированной врезки и определения ее приблизительного места. Приведем ниже описание данного метода.

При попытке создания врезки в металле трубы в результате механического воздействия возникают акустические возмущения, которые распространяются по трубе как по волноводу, скорость распространения звука в тяжелых и прочных металлах составляет приблизительно 4800 м/с. Продольная составляющая деформации волны в меньшей степени зависит от структуры среды поглощения и будет иметь затухание порядка 10 дБ на км. Это дает возможность оценить коэффициент затухания в 50…70 дБ. Частотный диапазон оценивается как 10…7000 Гц (первая область) и 18…22 кГц (вторая область).

Данная система может быть реализована на базе существующей системы телемеханики с использованием уже имеющихся оборудования и аппаратуры.

Структурно система обнаружения врезок (рисунок 4.1) состоит из трех уровней. Информацией для обнаружения врезок являются показания первичных преобразователей ПП, например акустических пьезодатчиков, которые крепятся непосредственно на трубе (нижний уровень). Они преобразуют механическую энергию ультразвуковых колебаний в электрический сигнал. Обязательными условиями являются: наличие сигналов с обоих датчиков; значение сигналов должно превышать допустимый уровень шумов, которые могут быть вызваны факторами окружающей среды, работой технологического оборудования (в основном, вибрацией насосных агрегатов). Далее этот сигнал через вторичный преобразователь ВП подается в соответствующий модуль программируемого логического контроллера ПЛК, установленного в контрольном пункте КП вдоль трассы магистрального нефтепровода (средний уровень).

Рис. 4.1 Структурная схема системы обнаружения врезок. x1, x2 - сигнал о врезке, воспринимаемый ПП; x - координата места врезки; l1, l2-расстояния от места врезки до первого и второго ПП (КП), l - длина участка между двумя соседними КП.

Затем оба сигнала поступают в ЭВМ автоматизированного рабочего места АРМ диспетчера, которое расположено в районном диспетчерском пункте РДП (верхний уровень). При этом передаваемый на АРМ диспетчера информационный пакет содержит указание времени события, так как контроллеры позволяют производить синхронизацию часов реального времени. В диспетчерском пункте отображается время события и номера двух соседних контролируемых пунктов, ПЛК которых зафиксировали факт врезки. Далее на РДП по специальной программе осуществляется вычисление места нахождения события и его индикация на мониторе АРМ диспетчера.

Информативным параметром сигнала, поступающего в РДП, может являться как время прихода сигнала от ПЛК в РДП, так и его интенсивность (амплитуда).

В первом случае координата места врезки в РДП определяется по разности прихода во времени сигнала от двух ближайших к месту врезки КП с учетом длины участка нефтепровода между ними.

где t - разность прихода во времени сигналов t1 и t2 от двух ближайших

КП. При t2> t1, место врезки находится ближе к КП1;

V - скорость распространения звука в металле трубы. Вообще она известна, но ее точное значение для каждой конкретной трубы определить сложно. Поэтому в дальнейшем будем рассматривать ее как возмущающее воздействие (неизвестную величину, препятствующую вычислению координаты места врезки). Во втором случае, когда информативным параметром является интенсивность сигнала, нужно учитывать коэффициент затухания акустических колебаний в металле трубы и скорость их распространения, а также коэффициент преобразования первичных и вторичных преобразователей а.

где x - координата места врезки, примем, что она отсчитывается от первого КП, f - возмущающее воздействие, обусловленное невозможностью точного определения скорости распространения звука в металле и затуханием электрических колебаний.

Но вне зависимости от того, что является информативным параметром сигнала, на первичный преобразователь, кроме измеряемой величины (механической энергии звуковых колебаний), будет влиять ряд возмущающих воздействий. Для их компенсации при проектировании измерительных и вычислительных устройств используется теория инвариантности, основным принципом которой является принцип многоканальности передачи возмущения.

Его суть заключается в следующем: для достижения инвариантности какой-либо координаты x(t) измерительного устройства от влияющего на него возмущающего воздействия необходимо наличие как минимум двух каналов передачи этого возмущения от точки его приложения до точки, в которой производится измерение данной координаты (выходной координаты) устройства. Этот принцип позволяет получить высокую точность измерения, снизить требования к стабильности узлов этих устройств и устранить влияние на точностные показатели возмущающих воздействий, включая и те, при которых одноканальные измерительные устройства (ИУ) практически теряют работоспособность.

На рисунке 4.2 приведена структурная схема измерительного устройства, включающего в себя первичные преобразователи (ПП) и вычислительное устройство (ВУ).

В соответствии с принципом многоканальности вычисление координаты места несанкционированной врезки ведется по двум каналам.

Рис. 4.2 Структурные схемы разомкнутых инвариантных ИУ

К1, К2 - каналы измерения координаты x, ВУ - вычислительное устройство, f - возмущающие воздействия, x - измеряемая величина,

x1 -сигнал, поступающий от первого канала, x2 -сигнал, поступающий от второго канала.

В акустическом методе обнаружения врезок по времени для определения места врезки используется разность во времени прихода сигналов от ближайших к месту события КП. На первичный преобразователь воздействуют следующие возмущения:

- коэффициент затухания акустических колебаний в металле трубы,

- скорость распространения звука в металле при эксплуатации трубопровода (меняющиеся условия эксплуатации);

- вид энергетического воздействия на металл трубы (интенсивности) при совершении врезки, то есть акустическая продольная волна, которая вызывает в металле трубы деформацию.

Для компенсации их влияния выберем, согласно теории инвариантности, инвариантное измерительное устройство. В нашем случае каждый канал физически представляет собой совокупность материала трубы, датчика (первичного преобразователя ПП) и вторичного преобразователя. Первый канал К1 является непосредственно измерительным каналом и измеряет акустический сигнал, а второй канал - калибровочный, применяется для исключения влияния возмущающих воздействий. Для калибровки создают специальное направленное механическое воздействие на трубу, которое вызывает акустическое возмущение в металле трубы.

По данной структурной схеме (рисунок 2) могут быть выведены выражения, отражающие зависимость поступающих в ВУ сигналов от измеряемой величины и возмущений:

Но при решении системы уравнений, полученной с использованием метода инвариантности, необходимо проверить (согласно теореме Крамера) основной определитель на равенство нулю. Система имеет решение и не вырождается в однородное уравнение, если основной определитель не равен нулю. Следовательно, она подходит для описания измерительного устройства. Сначала определяем разность прихода во времени сигналов t1 с двух ближайших КП:

где t1 - сигнал первого канала, являющийся временным интервалом (x1 на рисунке 2), мс;

t1 - время прихода сигнал о врезке от первого КП;

t2 - время прихода сигнал о врезке от второго КП.

Затем определяется время прохождения сигнала t2 по всей длине нефтепровода L со скоростью распространения звука в металле V, измеренное в результате калибровки:

где t 2 - сигнал второго канала, являющийся временным интервалом (x2 на рисунке 2), мс;

Калибровка должна проводится с заданной периодичностью (например, один раз в сезон) при конкретных фиксированных условиях эксплуатации.

Пусть координата x отсчитывается от первого КП. Тогда расстояние от места врезки до второго КП равно (L-x) и, значит, разница расстояний от места врезки до двух ближайших КП определяется как

значение искомой координаты - расстояние от КП с меньшим номером:

Как видим, последнее выражение содержит значение скорости звука в металле, которое является возмущением:

где f - возмущающее воздействие, обусловленное невозможностью точного определения скорости распространения звука в металле.

Подставим последнее выражение в формулы (4) и (5):

Оба сигнала x1 и x2 поступают в вычислительное устройство, в нашем случае - процессорный модуль контроллера, где происходит вычисление m отношения величин сигналов:

Из формулы (11) получаем выражение для определения координаты х:

где m<1.

При этом удается освободиться от влияния возмущающего воздействия.

Алгоритм действий над сигналами задается программно.

Для акустического метода обнаружения врезок по затуханию (интенсивности) сигнала структурная схема измерительного устройства будет выглядеть аналогично выше описанному (рисунок 1). Возмущающими воздействиями являются:

- коэффициент затухания акустических колебаний в металле трубы,

- вид энергетического воздействия на металл трубы при совершении врезки.

В данном случае сигнал от первого канала:

сигнал от второго канала:

где а=Кпп·Квп - постоянный коэффициент, одинаковый для обоих каналов.

Где:

Кпп - коэффициент преобразования первичного преобразователя,

Квп - коэффициент преобразования вторичного преобразователя.

Оба сигнала x1 и x2 поступают в вычислительное устройство, в котором последовательно производятся следующие действия:

а) сложение значений сигналов x1 и x1

б) деление x2 на сумму значений сигналов x1 и x2

таким образом, удается освободиться от влияния возмущающего воздействия f;

в) вычисление значения x

где m<1.

Своевременное обнаружение несанкционированных врезок позволит предотвратить хищения нефти и нанесение непоправимого урона окружающей среде. Проведенный сравнительный анализ существующих методов определения утечек показал, что они являются неэффективными для обнаружения несанкционированных врезок из-за кратковременности последних и малых объемов утечек. В данном случае вполне эффективным является применение метода, предложенного в данной работе, который основан на измерении и анализе акустических возмущений в металле трубопровода, возникающих при попытке врезки. Структура измерительных устройств для реализации данного метода была подобрана исходя из теории инвариантности в измерительной технике.

Применение этой теории позволяет устранить зависимость результата измерения от возмущающих факторов. С использованием принципа многоканальности-основного принципа теории инвариантности - по выбранной структуре измерительного устройства были выведены соотношения для определения приблизительного места врезки и созданы алгоритм и программа, позволяющие реализовать работу метода.

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ системы Ч-М-С

Элемент - человек. К ремонту объектов МТ допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие соответствующее профессионально-техническое образование, прошедшие медицинское освидетельствование и производственное обучение (в необходимых случаях после прохождения стажировки), а также инструктажи и проверку (аттестацию) знаний правил охраны труда и промышленной безопасности.

Производственный персонал должен владеть приемами оказания доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях. Обучение приемам оказания доврачебной помощи включается в программу первичной подготовки и повышения квалификации персонала в учебно-курсовых комбинатах (УКК) и других специализированных учебных заведениях.

Специалисты и рабочие, прибывшие на объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасностями и их признаками, обязанностями по конкретным тревогам и другим вопросам, входящим в объем вводного инструктажа. Сведения о проведении инструктажей фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего.

Общая численность по капитальному ремонту составляет 828 человек. Из них 60 инженерно-технических работников (инженера, мастера) и 534 служащих (машинисты трубоукладчиков, экскаваторов, крановщики, сварщики, обходчики и т.д.).

Инженер. Непосредственный руководитель работ после выдачи ему наряда-допуска лицом, уполномоченным приказом руководителя организации, обязан перед началом работ ознакомить работников с мероприятиями по безопасности производства работ и оформить инструктаж с записью в наряде-допуске.

Проведение огневых работ, определяют необходимость и объем работ, условия безопасного выполнения этих работ, а также производство ремонтных или каких-либо строительно-монтажных работ, осуществляют контроль за выполнением мероприятий по обеспечению безопасности производства работ, определяют квалификацию членов бригады.

Мастер - ответственный за выполнение газоопасных работ (согласовывает с начальником службы), выполнение любых работ в замкнутых и труднодоступных пространствах, осуществление текущего ремонта, демонтажа оборудования, а также производство ремонтных или каких-либо строительно-монтажных работ, выполнение мероприятий по ОТ, оказание первой доврачебной помощи пострадавшим.

Рабочие. Своевременно проходят инструктажи, проводят работы в соответствии с инструкциями по ОТ, нормативными эксплуатационными документами, ПБ, ОБ, применение СИЗ, сообщают руководству о происшествии несчастного случая.

Сварочные работы выполняются сварщиками, прошедшими аттестацию в соответствии с требованиями ПБ 03-273-99 'Правила аттестации, сварщиков и специалистов сварочного производства'.

Элемент - машина. Предмет труда: трубы, изоляционные материалы, электроды, сварочное оборудование;

Средства труда:

Для проведения работ требуются следующие основные строительные машины, механизмы и транспортные средства: бульдозер мощностью 130 кВт на базе трактора Т-130Г, экскаватор одноковшовый полноповоротный пневмоколесный (гусеничный) с обратной лопатой емкостью 2,5 м³- ЭО-2503В, экскаватор одноковшовый, оборудованный обратной лопатой на базе колесного трактора с емкостью ковша 0,65 м³-ЭО-4112, кран автомобильный грузоподъемностью 25 т - КС-4561А, трубоукладчики ТР-20.19.1 (5 шт), , компрессор передвижной- ЗИФ-55, наполнительный агрегат, опрессовочный агрегат, болотный экскаватор с емкостью ковша 0,65 м³-ЕТ-16, передвижная электростанция мощностью 125 кВт-ПЭС-100, грейдер-СД-105А, машина для безогневой резки труб мощностью 2,2 кВт- МРТ 332-1420 . Автомобиль-тягач грузоподъемностью 19 т-КрАЗ-2555, автобус- ЗИЛ-158В (7 шт), автоцистерна АВВ-3,6 (4 шт), лаборатория для контроля качества сварных стыков- РМЛ-2В.

Элемент-среда. Температурный режим: Средняя температура воздуха холодного периода: -15,1°С. Средняя максимальная температура воздуха самого жаркого месяца: 28,3 С.

При проведении капитального ремонта участка МН НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово' воздействие на атмосферный воздух происходит при производстве строительно-монтажных работ.

При производстве строительно-монтажных работ отрицательное воздействие на атмосферный воздух оказывает строительная техника. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от строительной техники происходят в процессе земляных и строительно-монтажных работ. Земляные и планировочные работы ведутся с использованием строительной техники (бульдозер, экскаватор), монтаж газопроводов - трубоукладчиками. Загрязняющие вещества выделяются с площадки СМР, источниками выбросов являются выхлопные трубы строительной техники.

Вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу, являются выхлопные газы, содержащие: углерода оксид, углеводороды, азота диоксид, сажу, диоксид серы.

Выбросы загрязняющих веществ от строительной техники не являются постоянными и их влияние на загрязнение атмосферного воздуха ограничено сроками проведения СМР. Перед врезкой в МН НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово'его освобождают от нефти. Опорожнению подлежит участок МН НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово'Ду-720 мм длиной 161 км.

Ниже приведены перечень вредных веществ, поступающих в атмосферу в результате капитального ремонта участка МН НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово', с указанием максимально-разовых ПДК (ОБУВ) для населенных мест и класса опасности.

Таблица 5.1

	ПДК, мг/м³	Класс опасности
Углерода оксид	5	3
Азота диоксид	0,085	1
Сажа	0,15	1
Диоксид серы	0,5	3
Метан	300	4

Загрязненность воздуха вредными газами внутри трубопровода

Окись железа с примесью до 3% окисла марганца……….6мг/м³

Окись железа с примесью фтористых и марганцевых соединений..4 мг/м³

Марганец (в пересчете на окись марганца)……… 0,3 мг/м³

Окись углерода…………………………………….20мг/м³

Соли фтористоводородной кислоты (в пересчете на фтористый водород)….1,0мг/м³

5.2 Выбор опасных и вредных веществ

Воздействие кинетической энергии

А- Незащищенные подвижные части производственного оборудования (стрела подъема крана, стропы у крана; гусеницы у трактора или экскаватора, ковш экскаватора (экскаватор одноковшовый полноповоротный пневмоколесный (гусеничный) с обратной лопатой емкостью 2,5 м³-ЭО-2503В, экскаватор одноковшовый, оборудованный обратной лопатой на базеколесного трактора с емкостью ковша 0,65 м³- ЭО-4112; стрела трубоукладчика (Трубоукладчики ТР-20.19.1)).

Д- Движущие машины, механизмы экскаваторы, бульдозеры, трубоукладчики, подъемные краны - (Кран автомобильный грузоподъемностью 25 т); (Экскаватор одноковшовый полноповоротный пневмоколесный(гусеничный) с обратной лопатой емкостью 2,5 м³, Экскаватор одноковшовый, оборудованный обратной лопатой на базе колесного трактора с емкостью ковша 0,65 м³ ); (Трубоукладчики ТР -20.19.1)).

Воздействие потенциальной энергии

Й - Взрыв (Взрыв на нефтепроводе при ведении работ, баллонов с кислородом и горючими газами, несоблюдение правил перевозки, хранения и получения баллонов со сжатым газом).

Термические ожоги, обморожения

С - Температура пламени (Возникновение огня при проведении огневых работ на ОПО (МГ,КС, ГРС), пламя резака, электродная искра).

Физические пассивные факторы

У - Открытый огонь при пожаре, взрыве (Возгорание газа, разрыв и воспламенение рукавов для горючего, соприкосновение аппаратуры с маслом и жирами).

Ф - Горючие вещества (Взрыв баллонов с кислородом и горючими газами, разрыв и воспламенение рукавов для горючего, нарушение условий транспортировки баллонов для горючего газа).

Профессиональные заболевания, отравления:

Воздействие химической энергии.

Химически активные факторы

Ш - токсичные вещества (Выделение токсичных веществ при горении, от выхлопных газов производственного оборудования, попутный газ, сера, углерода оксид ПДК 5 мг/м³, диоксид серы ПДК 0,5 мг/м³, Сажа ПДК 0,|5мг/м³).

Щ - повышенная загазованность (Выделение токсичных веществ при прении, подварка швов внутри трубопровода, стыковая контактная сварка трубопроводов и т.д. ПДК марганца в сварочных аэрозолях 0,6 /0,2 мг/м; ПДК углерода оксида 20 мг/м³; ПДК озона 0,1 мг/м ).

Воздействие потенциальной энергии

Физически пассивные факторы

N - Повышенная или пониженная температура воздуха. (Отсутствие пунктов обогрева в зимние периоды работы при температуре - 35 С, несовершенство спецодежды и спецобуви; в летние +35 С несовершенство спецодежды и спецобуви).

5.3 Выбор причин возникновения опасных и вредных факторов, аварий

Технические причины

2. Несовершенство или отсутствие СКЗ, СИЗ (отсутствие сигнальных ограждений и знаков безопасности на границах опасных зон, неприменение 'а работе СИЗ);

Технологические причины

11. Эксплуатация неисправных машин (загазованность воздушной среды, искрение оборудования);

Организационные причины

13.Низкое качество обучения, в том числе проведения инструктажей и несвоевременная проверка знаний (низкая квалификация людей, проводящих инструктажи);

Нарушение трудовой и производственной дисциплины

18. Нарушение правил и норм, инструкции по охране труда (курение в неотведенных для этого местах, несоблюдение установленных зон безопасности);

21. Нахождение на работе в нетрезвом, наркологическом состоянии.

23. Нарушение требования безопасности при эксплуатации транспортных средств (обрушение траншеи вследствие близкого подъезда техники, нарушение правил проведения ТО и ремонтных работ);

Причины связанные с работоспособностью человека.

37. Климатически особенности и сезонные изменения климата (перепад температур, климатические осадки в зависимости от времени года);

38. Внезапные выбросы нефти и газа (несвоевременные замены аварийных участков нефтепровода, коррозия трубопровода).

5.4 Формирование фрейма по степени тяжести последствий от воздействия факторов

Таблица 5.4

Класс тяж. последствий	Тяжесть последствий	Опасные ситуации
		Производственные факторы
		А	Д	Й	С	Ф	У	Ш	N
1	Катастрофич. отказ	+		+		+	+
2	Критич. отказ	+			+
3	Некритич. отказ	+	+				+	+
4	Отказ с пренебрежимо малыми последствиями		+					+	+

5.5 Формирование матрицы двузначной логики

Таблица 5.5

Номера причин	Факторы	У
	А	Д	Й	С	Ф	У	Ш, Щ	N
2	0	0	0	0	0	0	1	0	1
11	1	1	0	0	0	0	1	0	3
13	1	1	0	0	1	0	0	0	3
18	1	1	1	1	1	1	1	1	8
21	0	0	0	0	0	1	0	0	1
23	0	1	0	0	0	0	0	0	1
37	0	0	1	1	0	1	0	1	4
38	0	0	1	1	1	1	0	1	5

5.6 Матрица образов

Таблица 5.6.1

Номера причин	Факторы	У
	2	11	13	18	21	23	37	38
2	1	1	0	0	0	0	1	1	4
11	0	1	1	1	1	1	0	0	5
13	0	1	1	1	0	1	0	0	4
18	1	1	1	1	1	1	0	1	7
21	0	1	1	0	1	1	0	1	5
23	0	1	1	1	1	1	0	1	6
37	1	0	0	0	0	0	1	0	2
38	1	1	0	0	1	1	0	1	5

По результатам двух матриц получили:

Таблица 5.6.2

Причина	Результат
2	1*4=4
11	3*5=15
13	3*4=12
18	8*7=56
21	1*5=5
23	1*6=6
37	4*2=8
38	5*5=25

Вывод: основной причиной влияющей на безопасность проведения ремонтных работ на нефтепроводе является Нарушение правил и норм, инструкции по охране труда(18). Остальные являются сопутствующими(38,11,13,37,23,21,2).

5.7 Техника безопасности при производстве основных видов работ

Подготовительные работы

До начала земляных работ уточняется и обозначается знаками ось прохождения обследуемого газопровода, фактическая глубина заложения, места пересечений с подземными коммуникациями, искусственными и естественными препятствиями, вершины углов поворота.

Трасса обозначается в границах производства работ (движения техники, вскрытия трубопровода) опознавательными знаками высотой 1,5…2,0 м от поверхности земли, с указанием фактической глубины заложения, установленными на прямых участках трассы через 50 м.

Техника безопасности при производстве земляных работ

Траншея разрабатывается одноковшовым экскаватором, установленным вдоль оси ремонтируемого трубопровода. Расстояние между ковшом экскаватора и обследуемым трубопроводом не должно быть менее 20 см, для предотвращения повреждения трубопровода.

Во время работы одноковшового экскаватора не допускается пребывание людей в опасной зоне. После окончания работы экскаватор отвести за призму обрушения траншеи или котлована на расстояние не менее 2 м и опустить ковш на землю. При засыпке котлованов и траншей отвал бульдозера не следует выдвигать за бровку, чтобы избежать опрокидывание машины.

При обнаружении на месте разработки грунта подземных сооружений, не указанных в рабочих чертежах, работы немедленно приостанавливаются до выяснения принадлежности коммуникаций и согласования с представителями данных коммуникаций порядка производства работ.

В месте пересечения трассы газопровода с действующими подземными коммуникациями разработка грунта экскаватором прекращается на расстоянии 2 метров по горизонтали и 1 метра по вертикали. Оставшийся грунт разрабатывается вручную, лопатами.

Для возможности спуска и быстрого выхода, работающих в траншеи людей, устанавливаются лестницы шириной 75 см и длинной 4 метра из расчета 2 лестницы на 5 человек. Для предотвращения травматизма рабочих не допускается приближении их к работающему экскаватору или бульдозеру на расстояние менее 5 метров.

Котлованы и траншеи должны быть ограждены и места прохода людей через траншеи должны быть оборудованы мостиками, освещенными в ночное время.

Место производства работ огораживается запрещающей лентой.

При производстве сварочных работ:

Сварочные работы разрешается выполнять только при наличии 'Наряда-допуска на проведение огневых работ на взрывоопасных и пожароопасных объектах'.

При сварочных работах воздушная среда должна контролироваться непосредственно на месте производства сварочных работ, а также в опасной зоне с учетом возможных источников паров и газов.

Техника безопасности при производстве изоляционных работ:

Работы должны вестись под непосредственным руководством ответственного лица, назначенного приказом по организации.

Перед началом работ по очистке и изоляции трубопровода необходимо:

- осмотреть машины, убедиться в их исправности, наличии зануления и предохранительных щитков на рабочих органах машин;

- проверить отсутствие загазованности в траншее;

- проверить и заземлить электростанцию;

- осмотреть трубопровод и отметить все препятствия, которые будут мешать работе машин и смогут вызвать нарушение его целостности.

Во время работы соблюдать следующие требования:

- рабочие, занятые на очистке трубопровода, должны пользоваться респираторами и защитными очками;

- следить, чтобы питающий кабель не попал в рабочий орган машин;

- не курить, не выполнять действий, ведущих к появлению искр на участке производства изоляционных работ, в местах приготовления или хранения грунтовки.

Замену резцов, наладочные и другие работы на очистной или изолировочной машине допускается производить только после отключения от электропитания. При этом вывешивается плакат - 'Не включать работают люди!'.

Подкапывающая, очистная и изолировочная машины должны удерживаться на трубопроводе трубоукладчиком до окончания монтажа и присоединения шлангов к пультам управления.

Техника безопасности при производстве транспортных и погрузо-разгрузочных работ:

Для обеспечения безопасности при производстве погрузо-разгрузочных работ с применением грузоподъемного крана его владелец и организация, проводящая работы, обязаны выполнять следующие требования:

Запрещается:

- на месте производства работ нахождение лиц, не имеющих отношение к выполнению работ;

- входить в кабину грузоподъемной машины во время ее работы;

- опускать груз на автомашину, а также поднимать груз при нахождении людей в кузове или в кабине автомашины.

- подъем груза, засыпанного землей или заложенного другими материалами;

- освобождение с помощью грузоподъемной машины защемленных грузом стропов;

- работа при выведенных из строя или неисправных приборах безопасности и тормозах.

Требования безопасности при эксплуатации строительных машин и механизмов:

Строительные машины, транспортные средства, средства механизации, приспособления, ручные машины и инструмент должны соответствовать требованиям государственных стандартов по безопасности труд.

Перемещение, установка и работа машины вблизи выемок с неукрепленными откосами разрешаются только за пределами призмы обрушения грунта.

Пожарная безопасность:

При обеспечении пожарной безопасности следует руководствоваться ВППБ 01_05_99, ГОСТ 12.1.004_91* и другими утвержденными в установленном порядке региональными строительными нормами и правилами, нормативными документами, регламентирующими требованиями пожарной безопасности.

Все работники должны допускаться к работе только после прохождения противопожарного инструктажа, а при изменении специфики работы проходить дополнительное обучение по предупреждению и тушению возможных пожаров в порядке, установленном руководителем.

Техника безопасности работ вблизи ЛЭП:

При работе без снятия напряжения минимальные расстояния до токоведущих частей должно быть не менее приведенных в таб. 5.7:

Таблица 5.7

Напряжение, кВ	Расстояние до токоведущих частей, м
	От людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений	От механизмов и г/п машин в рабочем и транспортном состоянии, от стропов грузозахватных приспособлений и грузов
3 - 35 35 - 110 150 220	0,6 1,0 1,5 2,0	1,0 1,5 2,0 2,5

Если в результате соприкосновения с токоведущими частями или возникновения электрического разряда механизм окажется под напряжением, прикасаться к нему и спускаться с него на землю или подниматься на него до снятия напряжения запрещается!

В случае загорания механизма машинист должен, не прикасаясь к нему руками, спрыгнуть на землю на обе ноги одновременно и мелкими шагами не превышающими длину стопы, удалиться на расстояние не менее 8 м.

6. Экологичность проекта

6.1 Основные положения экологической безопасности

Под экологической безопасностью следует понимать защищенность жизненно важных интересов личности, общества и государства от внутренних и внешних угроз, создаваемых вследствие чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера. Обеспечение экологической безопасности является неотъемлемым условием деятельности системы трубопроводного транспорта нефти.При капитальном ремонте магистральных нефтепроводов необходимо строго соблюдать требования по защите окружающей среды, сохранения ее устойчивого экологического равновесия и не нарушать условия землепользования, установленные законодательством по охране природы.

На всех этапах капитального ремонта магистральных нефтепроводов следует выполнять мероприятия, предотвращающие:

-- развитие неблагоприятных рельефообразующих процессов;

-- изменение естественного поверхностного стока;

-- загорание естественной растительности и торфяников;

-- захламление территории строительными и другими отходами;

-- разлив горюче-смазочных материалов, слив отработанного масла, мойку автомобилей в не установленных местах и т.п.

Подрядная организация, выполняющая ремонт, несет ответственность за соблюдение проектных решений, связанных с охраной окружающей природной среды, а также за соблюдение государственного законодательства по охране природы.

С целью уменьшения воздействия на окружающую среду все ремонтные работы должны выполняться в пределах полосы отвода земли, определенной проектом.

Проведение ремонтных работ, движение машин и механизмов, складирование и хранение материалов в местах, не предусмотренных проектом производства работ, запрещается.

Мероприятия по предотвращению эрозии почв, оврагообразования, а также защитные противообвальные и противооползневые мероприятия должны выполняться в строгом соответствии с проектными решениями.

Конструкции временных дорог (подъездных, вдольтрассовых и технологических) должны исключать нарушение существующего гидрологического режима. При пересечении временными дорогами малых водотоков должны устраиваться водопропускные сооружения.

Воду, вытесненную из трубопровода, не допускается сливать в реки, озера, другие водоемы и на открытый грунт без предварительной очистки.

После окончания основных работ подрядная организация должна восстановить водосборные канавы, дренажные системы, снегозадерживающие сооружения и дороги, расположенные в пределах полосы отвода земель или пересекающих эту полосу, а также придать местности проектный или восстановить природный ландшафт.

6.2 Основы нормативно-правовой базы экологической безопасности в трубопроводном транспорте

Основные принципы процесса транспортировки нефти осуществляются в соответствии с принятыми международными и национальными требованиями в области экологической безопасности:

--Обеспечение охраны окружающей природной среды путем совершенствования системы управления природоохранной деятельностью предприятий;

-- рациональное использование природных ресурсов;

--предупреждение чрезвычайных ситуаций и эффективная ликвидация их последствий;

--реализация контроля выполнения экологических нормативов при осуществлении производственно-хозяйственной деятельности предприятий нефтепроводного транспорта;

--мониторинг отдельных компонентов окружающей природной среды в районах размещения объектов предприятия;

--контроль организации работ по утилизации отходов производства и потребления, минимизация их объемов и снижение токсичности;

--расчет платежей за выбросы и сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов и организация работ по их снижению; участие в организации работ по внедрению новейших экологически чистых и ресурсосберегающих технологий.

Основанное на нормах Конституции РФ федеральное законодательство в сфере экологической безопасности и рационального природопользования делится на 4 группы законов:

1. Прямо регулирующие сферу экологической безопасности и рациональого и природопользования: Закон РФ 'Об охране окружающей среды'(2002 г.), Водный кодекс РФ(1995 г.), Лесной кодекс РФ(1997 г.), Земельный кодекс РФ(2001 г.), Закон РФ 'О недрах'(1992 г.) и др.

2. Регулирующие отдельные аспекты области или сферы экологической безопасности и рационального природопользования :

а) блок государственной безопасности: Закон РФ 'О безопасности'

(1992г.),федеральный закон 'О чрезвычайном положении'(2001г.);

б) блок промышленной безопасности: ФЗ 'О промышленной безопасности опасных производственных объектов'(1997г.) и др.;

в) блок управления рисками: ФЗ 'О защите населения и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера'(1994г.), 'Об организации страхового дела в РФ'(1992г.) и др.;

г)природно-ресурсный и природохранный блоки: ФЗ 'Об охране атмосферного воздуха'(1999г.), 'Об экологической экспертизе' (1995г.),'О животном мире' (1995г.), 'Об отходах производства и потребления' (1998г.), 'О континентальном шельфе РФ' (1995г.) и др.;

д) экономический блок: глава 26 'Налог на добычу полезных ископаемых' ч. 2 Налогового кодекса РФ и др.

3.Устанавливающие ответственность в сфере природопользования: Уголовный кодекс РФ, Кодекс об административных правонарушениях РФ.

4.Регулирующие отношения в сферах, смежных с экологической безопасностью и рационального природопользования: Законы РФ 'О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля' (2001г.), 'О лицензировании отдельных видов деятельности' (2001г.), 'Об обеспечении единства измерений' (1993г.), 'О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения (1999г.) и др.

6.3 Мероприятия по охране окружающей природной среды

6.3.1 Мероприятия по охране земель и почвенного слоя

Для минимизации воздействия выполнение ремонтных работ, передвижение транспортной и строительной техники, складирование материалов и отходов осуществляется на специально организуемых площадках.

В местах реза труб предусматривается установка инвентарных поддонов для сбора нефти. Основные мероприятия, направленные на восстановление и улучшения почв и земельных ресурсов, служит их рекультивация после завершения работ.

Рекультивация нарушенных земель.

Участок работ, подлежащий рекультивации, представлен пастбищными угодьями. Работы по рекультивации должны проходить в два этапа: технический и биологический.

Технический этап рекультивации включается в общий комплекс работ по прокладке трубопровода и выполняется в следующей последовательности:

* снятие плодородного слоя почвы с полосы отвода;

* перемещение плодородного грунта в отвал на границу полосы отвода;

* обратное нанесение плодородного грунта из отвала на полосу среза, равномерное его распределение в пределах рекультивируемой полосы с целью создания ровной поверхности;

* планировочные работы в строительной полосе и на прилегающих землях для придания поверхности плавного сопряжения с естественной поверхностью, а также для засыпки и выравнивания ям, рытвин, возникающих после осадки грунта.

При срезе плодородного слоя почвы при дальнейшем его хранении должны приниматься меры, исключающие смешивание плодородного слоя почвы с минеральным грунтом, загрязнения нефтепродуктами, строительным мусором, и другими веществами, ухудшающими плодородие почв.

Мощность среза по трассе в зависимости от почвенных условий колебаться от 0,25 до 0,40.Работы выполняются бульдозером поперечными ходами. Расстояние перемещения грунта в переделах до 20 м.Ширина полосы среза в обе стороны от оси трубопровода должна соответствовать схеме производства работ. На участке, отведенном под базу временного хранения, срезка плодородного слоя почв не производится, выполняется только биологический этап восстановления почв. После обратной отсыпки грунта производятся планировочные работы бульдозером.

Второй этап - биологический, выполняется после завершения технического этапа. Он включает в себя:

* агротехнические работы по восстановлению плодородия рекультивируемых земель на всем участке работ;

Биологический этап должен заключатся в мелиорации в период до трех лет. В течение данного периода должен проводится комплекс агротехнических мероприятий, включающий предпосевную обработку почвы, внесение органических и минеральных удобрений посев травосмесей и уход за посевами. Рекомендуется проведение ускоренного засева многолетними травами. На третий год производится подсев этих же трав в половиной дозе.

Работы по рекультивации земель должны проводится в соответствии следующими документами:

- СНиП III-42-80 'Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ';

- ВСН 004-88 'Строительство магистральных трубопроводов, Технология и организация';

- СН-452-73 'Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов';

- ОСТ 17.5.3.04-83* 'Общие требования к рекультивации земель'.

6.3.2 Мероприятия по охране воздушного бассейна

Воздействие на атмосферу воздуха в период ремонта участка нефтепровода следует отнести к временному воздействию, оно будет ограничиваться сроками работ. При строительстве объекта источниками загрязнения атмосферы являются машины и механизмы, выполняющие строительные работы.

Перечень загрязняющих веществ, выделяющихся в атмосферу в период производства работ, представлен в таблице 6.3.2.

В качестве мероприятий по охране воздушного бассейна:

- рекомендуется контроль технологических процессов с целью минимизации выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух;

- предусматривается периодический экологический контроль выбросов автотранспорта и строительной техники;

- не следует допускать к эксплуатации машины и механизмы в неисправном состоянии.

Таблица 6.3.2 - Перечень загрязняющих веществ, выделяющихся в атмосферу в период производства работ.

Наименование вещества	Код	Используемый критерий	Значение критерия мг/м³	Класс опасности
Железа оксид	123	ПДК с/с	0,04000	3
Марганец и его соединения	143	ПДК м/р	0,01000	2
Азота диоксид	301	ПДК м/р	0,08500	2
Азот оксид	304	ПДК м/р	0,40000	3
Сажа	328	ПДК м/р	0,15000	3
Серы диоксид	330	ПДК м/р	0,50000	3
Сероводород	333	ПДК м/р	0,00800	2
Углерода оксид	337	ПДК м/р	5,00000	4
Фториды газообразные	342	ПДК м/р	0,02000	2
Фториды плохо растворяемые	344	ПДК м/р	0,20000	2
Ксилол (смесь изомеров)	616	ПДК м/р	0,20000	3
Толуол	621	ПДК м/р	0,60000	3
Бензапирен ( 3,4-Бензпирен)	703	ПДК с/с	0,00001	1
Этанол	1061	ПДК м/р	5,00000	4
Формальдегид	1325	ПДК м/р	0,03500	2
Керосин	2732	ОБУВ	1,20000	-
Уайт-спирит	2752	ОБУВ	1,00000	-
Углеводороды предельные С12-С19	2754	ПДК м/р	1,00000	4
Пыль не органическая: 70-20 % SiO2	2908	ПДК м/р	0,30000	3

6.3.3 Утилизация отходов производства и потребления

В период производства работ образуются отходы в основном III и IV класса опасности:

* демонтируемые трубы (лом черных металлов);

* огарки электродов;

* стружка черных металлов;

* твердые бытовые отходы;

* отходы изоляционных материалов;

* замазученный песок;

* строительные отходы;

* жестяные банки из под краски;

* грунт, загрязненный нефтепродуктами.

Строительные и бытовые отходы, образующиеся в результате реконструкции нефтепровода, накапливаются на территории временного городка с последующим вывозом на полигоны. Места временного хранения отходов не должны оказывать отрицательного влияния на окружающую среду. Временное накопление отходов на территории городка осуществляется в соответствии с общепринятыми требованиями.

Строительные отходы, относящиеся к 4 классу опасности временно накапливаются на специальных открытых площадках с последующим вывозом на санкционированные свалки.

Отходы, относящиеся к 3 и 4 классам опасности накапливаются в металлических контейнерах и вывозятся на санкционированные свалки.

Обрезки металлических труб, отходы металлов, металлические демонтируемые конструкции направляются во Вторчермет. Огарки электродов направляются во Вторцветмет.

6.3.4 Охрана растительного и животного мира

Воздействие на растительность и животный мир в период производства работ сведено к минимуму, так как работы по реконструкции нефтепровода осуществляется в пределах существующего коридора коммуникаций.

Основные воздействия на растительность и животный мир в период производства работ осуществляется при повреждении и загрязнении почвенного покрова в полосе земли, отводимых во временное пользование на период ремонта. После прекращения ремонтных работ предусмотрена рекультивация нарушенных земель, в том числе биологическая.

Мероприятия по охране растительного и животного мира должны соответствовать 'Требований по предотвращению гибели животного мира при осуществлении производственных процессов, а также при эксплуатации транспортных магистралей, трубопроводов, линий связи и электропередачи' (утверждены постановлением Правительства РФ от 13.08.96 г.).

6.3.5 Мероприятия по охране поверхностных и грунтовых вод

Для минимизации воздействия на поверхностные и грунтовые волы, все строительные работы и передвижения транспортной техники выполняются в пределах площадки, определенной проектом.

Рекомендуется использование инвентарных поддонов в местах резки труб. Грунт, загрязненный нефтепродуктами утилизируется.

Вода после очистке полости сбрасывается в амбары отстойники. После отстоя вода вывозится на очистные сооружения. После гидроиспытания участка трубопровода вода сбрасывается во временные амбары, после отстоя часть воды используется для промывки демонтируемого участка. Производственная площадка оборудуется биотуалетом.

Вывод: эти мероприятия позволяют обеспечить экологическую безопасность при проведении капитального ремонта участков МН НПС 'Клин' - НПС 'Кижеватово' 242,252 км .

7. Экономическая часть

7.1 Сметный расчет на капитальный ремонт участка магистрального нефтепровода

Сметный расчет на капитальный ремонт с заменой катушки МН 'Дружба-1' на 242км и 252км участка НПС 'Клин'-НПС 'Кижеватово' диаметром 720 мм составлен в соответствии с Методическими указаниями по определению стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации МДС 81-35.2004, введенной в действие постановлением Госстроя России от 05 марта 2004 г. №15/1 .

Сметные расчеты выполнены в нормах и ценах, введенных в действие с 01.01.1984г. и пересчитаны в цены 1991 года по индексам в соответствии с письмом Госстроя СССР от 06.09.1990 года за № 14 (К =1,56*0,95, К ⁼ 1,31, К =1,09).

Сметная стоимость материалов определена по прейскурантам оптовых цен, введенных в действие с 01.01.1982 года. Стоимость общестроительных работ определена по каталогам ЕРЕР. В цены 2006 года приведены с помощью следующих коэффициентов (строительно-монтажные работы - 52,08; оборудование- 54,73; прочие затраты - 52,08).

Сводный сметный расчет капитального ремонта МН 'Дружба-1' диаметром 720 мм на участка приведен в таблице 7.1 (графический лист № 8).

Таблица7.1Основные технико-экономические показатели проекта капитального ремонта с заменой катушек на 242 км и252 км участка НПС 'Клин'-НПС 'Кижеватово'.

№ п/п	Показатель	Условное обозначение	Единица измерения	Величина
1	Протяженность участка капитального ремонта и диаметр трубопровода	L D	км мм	11 720
2	Объем перекачиваемой нефти	Q	млн.тонн/год	20,2
3	Затраты на капитальный ремонт 2-х участков в том числе	Зкр	тыс.руб.	828,402
4	Общая сумма возможного ущерба от аварии, в том числе : -прямой ущерб -расходы на ликвидацию аварии -социально-экономические потери -в том числе травмирование третьих лиц -косвенный ущерб -экологический ущерб -от выбытия трудовых ресурсов	У У У У У У У У	тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб.	34799,9 26519,61 274 2519,36 10,0 690,06 1937,84 2859,47
5	Условный срок возврата затрат на капитальный ремонт		лет	0,1

7.2 Расчет возможного ущерба от аварий на участке

7.2.1 Описание усредненной аварийной ситуации

В результате аварии, произошедшей на опасном производственном объекте, произошло разрушение линейной части магистрального нефтепровода с последующим разливом нефти и ее возгоранием.

Остаточная стоимость разрушенного участка (по бухгалтерским документам предприятия) составляет 16,48 млн. руб. Утилизационная стоимость материальных ценностей составила 0,09 млн. руб. В результате аварии продолжительность простоя составила 5 дня; средняя дневная прибыль - по объекту 120 тыс. руб.; часть условно-постоянных расходов - 3 тыс. руб./день.

Для данного предприятия простой других производств, технологически связанных с данным аварийным объектом, отсутствует.

7.2.2 Структура ущерба

Структура ущерба от аварий на опасных производственных объектах, как правило, включает:

- прямые финансовые потери организации (потери от уничтожения

(повреждения) основных фондов и товарно-материальных ценностей), эксплуатирующей опасный производственный объект (участок нефтепродуктопровода), на котором произошла авария;

- расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии;

- социально-экономические потери, связанные с травматизмом и гибелью людей (как персонала организации, так и третьих лиц);

- вред, нанесенный окружающей природной среде;

- косвенный ущерб и потери государства от выбытия трудовых ресурсов.

Составляющие ущерба могут быть рассчитаны независимо друг от друга.

Ущерб от аварий на опасных производственных объектах может быть выражен в общем виде:

У= У+ У + У + У + У+У ; (1)

Где: У - полный ущерб от аварии, тыс. руб.;

У - прямые потери;

У - затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии,руб.; У_сэ - социально-экономические потери (затраты, понесенные вследствие гибели и травматизма людей),руб.;

У- косвенный ущерб, руб.;

У - экологический ущерб (урон, нанесенный объектам окружающейприроднойсреды), руб; У - потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или потери ими трудоспособности.

Прямые потери (У_пп) можно определить по формуле

У= У+ У + У;(2)

Где: У - потери предприятия в результате уничтожения (повреждения) основных фондов (производственных и непроизводственных), руб.;

'Поврежденными' считаются материальные ценности (здания, сооружения, оборудование, продукция, личное имущество и т.д.), которые в результате ремонтно-восстановительных работ после аварии могут быть приведены в состояние, позволяющее их использовать по первоначальному функциональному назначению. В противном случае они считаются уничтоженными.

У - потери предприятия в результате уничтожения (повреждения) товарно-материальных ценностей (продукции, сырья и т.п.), руб.;

У - потери в результате уничтожения (повреждения) имущества третьих лиц, руб.

Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии (У), можно определить по формуле

У = У + У; (3)

где У - расходы, связанные с локализацией и ликвидацией последствий аварий, руб.;

Ур - расходы на расследование аварий, руб.

Социально-экономические потери, У, можно определить как сумму затрат на компенсации и мероприятия вследствие гибели персонала (У), третьих лиц (У_гтл) и (или) травмирования персонала (У_тп) и третьих лиц (Т_ттл ):

Усэ ⁼ Уг.п ⁺ Уг.тл ⁺ Ут.п ⁺ Ут.тл; (4)

Косвенный ущерб (У) вследствие аварий рекомендуется определять как часть доходов, недополученных предприятием в результате простоя (У), расходов на зарплату и условно-постоянные расходы предприятия за время простоя (У) и убытки, вызванные уплатой различных неустоек, штрафов, пени и пр. (У), а также убытки третьих лиц из-за недополученной ими прибыли (У):

У= У ⁺ У ⁺ У ⁺ У ; (5)

Экологический ущерб (У) рекомендуется определять как сумму ущербов от различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды

У =Э_а+Э_в+Э_п+Э_б+Э₀; (6)

Где: Э_а - ущерб от загрязнения атмосферы, руб.;

Э - ущерб от загрязнения водных ресурсов ,руб.;

Э_п - ущерб от загрязнения почвы, руб.;

Э - ущерб, связанный с уничтожением биологических (в т.ч. лесных массивов)ресурсов руб.,;

Э₀- ущерб от засорения (повреждения) территории обломками (осколками) зданий, сооружений, оборудования и т.д.

Потери от выбытии трудовых ресурсов из производственной деятельности в результате гибели человека (У) условно рассчитываются исходя из прибыли, недоданной работающим за 6000 рабочих дней. При этом рекомендуется использовать показатели национального (регионального) дохода по предприятиям ТЭК с учетом средней заработной платы.

7.2.3 Обоснование прямых потерь (ущерба)

Прямые потери (У) в результате уничтожения при аварии основных производственных фондов ( линейная часть МН).

1) Потери предприятия в результате уничтожения и повреждения основных (производственных и непроизводственных) фондов:

а) Потери предприятия в результате уничтожения при аварии основных производственных фондов (линейная часть магистрального нефтепровода):

У = 16480,0 - 90,0 = 16390,0 тыс. руб.

б) Потери предприятия в результате повреждения при аварии линейной части магистрального трубопровод:

- стоимость ремонта и восстановления - 325,0 тыс. руб.;

- стоимость ремонта незначительно пострадавших соседних зданий (замена остекления, штукатурка) - 20,0 тыс. руб.;

- стоимость услуг посторонних организаций, привлеченных к ремонту -15 тыс. руб.;

- транспортные расходы, надбавки к заработной плате и затраты на дополнительную электроэнергию составили 23,4 тыс. руб.

У =325,0+20,0+15,0+23,400=383,4 тыс. руб.

2) Расчет убытков от потери продукции (нефтепродукта):

Потеря продукции в объеме, вытекшей жидкости от момента аварии до момента отключения насосной станции, рассчитывается по выражению:

;

=6406,08·1521,4 =9 746,21 тыс. руб.

Нефть пролилась на сушу от момента аварии до момента отключения насосной станции (коэффициента сбора - 60%, средняя оптовая отпускная цена нефти на момент аварии равна 1521,4 руб./тонна) составили 9,746 млн.руб. Повреждения материальных ценностей незначительны, ущерб имуществутретьих лиц не нанесен - остальные составляющие прямого ущерба не учитываются.

Таким образом, по формуле (2):

У=16390,0+383,4+9746,21 =26519,61 тыс. руб.

7.2.4 Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии

Расходы, связанные с ликвидацией и локализацией аварии, составят:

- непредусмотренные выплаты заработной платы (премии) персоналу при ликвидации и локализации аварии - 25 тыс. руб.;

- специализированные организации к ликвидации аварии не привлекались;

- стоимость материалов израсходованных при локализации (ликвидации) аварии - 115 тыс. руб.

Таким образом, ущерб (потери) при локализации и ликвидации аварии:

У= 25 +115 = 140 тыс. руб.

Расходы на мероприятия, связанные с расследованием аварии - 134,0 тыс.руб.

Таким образом, расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование причин аварии по формуле (3) составят:

У =140+134,0 =274 тыс. руб.

7.2.5 Социально-экономические потери

Социально-экономические потери, вызванные гибелью и травмированием персонала предприятия, условно приняты равные 2519,36 тыс. руб. (9,5 % от прямого ущерба).

7.2.6 Убытки от косвенного ущерба

Косвенный ущерб (У) вследствие аварии определяется в соответствии с формулой (5). На участке средняя заработная плата производственных рабочих составляет 500 руб./день.; число сотрудников, не использованных на работе в результате простоя, составило 30 чел.; часть условно-постоянных расходов, составляет 3 тыс. руб./день.

Величина Уобозначающая сумму израсходованной зарплаты и части условно-постоянных расходов, рассчитываемая за 5 дней, составит:

У= (500 * 30 + 3000) * 5 = 90,0 тыс. руб.

Недополученная в результате аварии прибыль составит 600,06 тыс. руб.(условно принята в размере 1,37 % от годовой величины прибыли участка (5·100%/365)). Убытки, вызванные уплатой различных штрафов, пени и пр., не учитываются, так как никаких штрафов, пени и пр. на предприятие не накладывалось. Так как соседние организации не пострадали от аварии, недополученная прибыль третьих лиц не рассчитывается.

Таким образом, косвенный ущерб будет равен:

У = 90,0 + 600,06 = 690,06 тыс. руб.

7.2.7 Экологический ущерб

В силу того, что разлитие нефтепродуктов при аварии было ограничено, то ущерб У будет определяться, главным образом, размером взысканий за вред, причиненный продуктами горения нефти. Расчет производится в соответствии с РД 03-496-02 пп.2.7, 2.8, 2.14, 2.15.

Э_а= ;

Где: - базовый норматив платы за выброс в атмосферу продуктов горения нефти и нефтепродуктов: СО, НОх, SOх, H2S; 8, сажи (С), НСN, дыма (ультрадисперсные частицы SiO2,), формальдегида и органических кислот в пределах установленных лимитов, принимался равным 25, 2075, 1650,10325, 1650, 8250, 1650, 27500 и 1375 руб./т соответственно по РД 03-496-02 п.2.8;

- масса i -го загрязняющего вещества, выброшенного в атмосферу при аварии (пожаре), тонн (оценивается в соответствии с методикой РД 03-496-02 п. 2.14) [33];

-- коэффициент индексации платы за загрязнение окружающей природной среды, принимается равным 94 по п. 2.26 [33];

- коэффициент экологической ситуации и экологической значимости стояния атмосферного воздуха экономических районов Российской Федерации.

При выбросе загрязняющих веществ в атмосферу: = 1,32. Оценки возможных взысканий за вред, причиненный загрязнением атмосферного воздуха при пожарах на нефтепроводе, приведен в таблице 7.2.

Таким образом, У =1937,84 тыс. руб.

7.2.8 Потери при выбытии трудовых ресурсов

Потери при выбытии трудовых ресурсов условно приняты в размере 2859,47 тыс. руб. ( 1,135 Усэ)

7.2.9 Суммарный ущерб

В результате проведенного расчета суммарный ущерб от аварии по формуле(1) составляет:

У= У+ У + У + У + У+У=26519,61+274+2519,36 +690,06+1937,4++2859,47=34799,9 тыс.руб.

Полученные результаты сведены в таблицу 7.3.

Таблица 7.2Оценка возможных взысканий за вред, причиненный загрязнением атмосферного воздуха при пожарах на участке нефтепровода.

Тип оборудования

Масса нефтепродуктов, участвующих в аварии, тонн

Выбросы загрязняющих веществ, тонн/взыскание за сверхлимитный выброс,руб.

Суммарный размер изысканий при пожаре, тыс.руб.

полная

сгоревших

При пожаре пролива

СО

NOx

SO2

H2S

Сажа

(С)

HCN

HCHO

CH3-

COOH

Участок МН

16015,2

6406,08

531,7/

9822,7

44.2/

67751,1

178,1/

217471,62

6,47/

48737,57

1088,97/

1327701,8

6,47/

38942,67

6,47/

129810,83

96,09/

97600,0

1937,84

Таблица 7.3 Результаты расчёта потерь предприятия от аварии на нефтепроводе.

Вид ущерба	Величина ущерба, тыс. руб.
Прямой ущерб	26519,61
В том числе ущерб имуществу третьих лиц	0
Расходы на ликвидацию (локализацию) аварии	274
Социально-экономические потери	2519,36
В том числе гибель (травмирование) третьих лиц	10
Косвенный ущерб	690,06
В том числе для третьих лиц	0
Экологический ущерб	1937,84
Потери от выбытия трудовых ресурсов	2859,47
ИТОГО:	34799,9
в том числе ущерб третьим лицам и окружающей среде	1947,84

7.3 Условная экономия средств (сокращение ущерба) в результате снижения аварийности на участке

1. Доля сокращения ущерба за счет своевременного проведения капитального ремонта участка по формуле:

У=· УА ;

Где: -- коэффициент сокращения ущерба ( = 0,1 0,5)

Тогда:

У = 0,1·34799,9 = 3479,9 тыс. руб.

2. Условная экономия средств предприятия в результате снижения ущерба на проектном участке трубопровода:

Э_УСЛ = УА-У =34799,9-3479,9=31320 тыс. руб.

3. Условная годовая экономия средств от сокращения ущерба:

Э===10440 тыс.руб.

ТАВ- среднее время в годах между аварийными ситуациями на участке.

Принимается в зависимости от статистических данных по участку ТАВ-23 года.

4. Условный срок окупаемости затрат на капитальный ремонт 2 участков МН за счёт сокращения ущерба от аварий:

= 0,1 лет.

Где: ЗКР -- затраты на капитальный ремонт участка МНД согласно сводного сметного расчёта (графический лист № 8)3 ЗКР =828,402 тыс. руб.

Вывод: Результаты, полученные при проведении финансово-экономической оценки возможности экономии средств предприятия в результате снижения аварийности участка МН, подтверждают предварительную гипотезу об эффективности проведения мероприятий капитального ремонта с заменой катушек на 242км и 252 км участка МН НПС 'Клин' - НПС 'Кижеватово', для обеспечения безопасной эксплуатации.

Заключение

Для обеспечения безопасной и надежной эксплуатации магистральных нефтепроводов необходимо своевременно проводить капитальный ремонт дефектных участков.

В дипломной работе 'Капитальный ремонт участков НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово' 242,252 км МН 'Дружба 1' Ду 720 мм' был рассмотрен вопрос капитального ремонта дефектов первоочередного ремонта в виде 'патрубков не по РД' методом вырезки 'катушек'.

В дипломном проекте рассмотрен вопрос по капитальному ремонту участков магистрального нефтепровода НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово' 242,252 км методом вырезки 'катушек'.

Основанием для проведения работ по капитальному ремонту МН является дефекты в виде 'патрубков не по РД', выявленный в ходе диагностики. Данный дефекты являются дефектами первоочередного ремонта, метод ремонта которых - вырезка 'катушки'.

Также рассмотрен вопрос о системе обнаружения несанкционированных врезок в магистральный нефтепровод, основанной на измерении и анализе возникающих при воздействии на металл трубы акустических возмущений

В проекте представлен технологический и механический расчет участков НПС 'Клин'- НПС 'Кижеватово' 242,252 км МН 'Дружба 1' Ду 720 мм.

Список использованных источников

дефект ремонт нефтепровод врезка

1. А.М. Шаммазов , А.А. Коршак, Г.Е. Коробков, П.Ф. Султанов Основы трубопроводного транспорта нефти. Учебное пособие. - Уфа: Государственное издательство научно-технической литературы 'Реактив'

2. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное.- Уфа: 000 'ДизайнПолиграфСервис', 2002. - 544 с.

3. А.Б. Айнбиндер, А.Г. Камерштейн Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. М.:Недра, 1982. -341 с.

4. 'Трубопроводный транспорт нефти': Учебник: В 2 т./Под общей редакцией С. М. Вайнштока. - М.: Недра. - Т. 1.-2002.-407с.

5. 'Трубопроводный транспорт нефти': Учебник: В 2 т./Под общей редакцией С. М. Вайнштока. - М.: Недра. - Т.2.-2004.-621с.

6. В.Н. Протасов Полимерные покрытия в нефтяной промышленности. - М: 'Недра', 1985.- 192с.

7. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: 000 'ДизайнПолиграфСервис', 2002

8. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. -Уфа, ИПТЭР, 1998.

9. РД-153-39.4-035-99. Правила технической диагностики магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами.

10.РД-153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.

11 .РД 153-39.4-067-04. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов.

12.СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. М