92294

Система технического обслуживания и ремонта подводных переходов

Дипломная

Производство и промышленные технологии

Однако разработчики этих документов не могли предусмотреть на много лет вперед всех возможных сценариев развития ситуации на подводных переходах что в ряде случаев привело к значительным экономическим потерям При планировании работ по обеспечению безопасности трубопроводных систем учитывают необходимость решения ряда социальных проблем. Дальнейшее старение трубопроводов многократное повышение уровня требований к безопасности и надежности трубопроводного транспорта современные научные представления и инженерные разработки создают сегодня...

Русский

2015-07-29

144.99 KB

20 чел.

ВВЕДЕНИЕ

Подводный переход — особый конструктивный  элемент  линейной  части

магистрального трубопровода, который представляет потенциальную опасность для окружающей среды. Поэтому в свое время был выпущен ряд нормативно-технических документов, определяющих правила проектирования, строительства и эксплуатации подводных переходов, общим принципом которых является предупреждение аварийных разливов нефти или выхода газа при сохранении эффективности трубопроводной системы. Однако разработчики этих документов не могли предусмотреть на много лет вперед всех возможных сценариев развития ситуации на подводных переходах, что в ряде случаев привело к значительным экономическим потерям

При планировании работ по обеспечению безопасности трубопроводных систем учитывают необходимость решения ряда социальных проблем.

Как и в любой инженерной задаче, необходимо стремиться к поиску оптимального решения. Платежи за загрязнение окружающей природной среды существенно деформируют экономику предприятий. Так, в 1993 г. по сравнению с 1992 г. платежи только в газовой отрасли выросли в 44 раза, а в нефтяной — в 85 раз. С каждым годом расходы растут. Деньги — своего рода ресурсы, и их необходимо беречь. Поэтому предприятия, эксплуатирующие и контролирующие переходы через водные препятствия, должны обеспечивать равновесие трубопроводных систем с естественной природной средой. Если это равновесие при активизации опасных природных процессов нарушается, то оно приводит к авариям, иногда катастрофическим.

Дальнейшее старение трубопроводов, многократное повышение уровня требований к безопасности и надежности трубопроводного транспорта, современные научные представления и инженерные разработки создают сегодня предпосылки для совершенствования концептуальных подходов к вопросу предупреждений аварийных ситуаций на подводных переходах.

Для анализа риска возникновения аварий важно определить набор типичных аварийных ситуаций, с той или иной степенью вероятности их возникновения в зависимости от старения металла труб, повреждения изоляции, размыва подводных переходов и других технических и антропогенных факторов.

Система технического обслуживания и ремонта подводных переходов предусматривает организацию работ, обеспечивающую безопасность трубопроводов при надлежащем уровне контроля, выбор рациональных методов предупреждения аварийных ситуаций, а также готовность к их ликвидации.

1.1 Общие сведения о нефтепроводе.

Подводным переходом магистрального  трубопровода (ППМТ) называется система сооружений одного или нескольких трубопроводов при пересечении водных преград с укладкой трубопровода под их дном (рис 1).

В состав сооружений подводного перехода входят:

-основные и резервные нитки, вместе с запорной арматурой;

-берегоукрепительные сооружения, служащие для предохранения трубопроводов от размывов, оползней;

-сооружение для регулирования (предотвращения) русловых деформаций в районе перехода;

-защитные сооружения от аварийного разлива нефти;

-станции электрохимической защиты трубопроводов;

-информационные знаки ограждения охранной зоны трубопроводов на судоходных реках и сплавных водных путях;

-вертолетные площадки;

-базисы для наблюдения за деформациями берегов и русел, закрепленные на местности долговременными точками(реперами)

При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения трубопроводом водных преград предусматривается прокладка резервной нитки. При пересечении водной преграды двумя или более трубопроводами (многониточная система) необходимость строительства резервной нитки независимо от ширины водной преградыустанавливается проектом на основе технико-экономического обоснования.

На трубопроводах, как известно, предусматриваются камеры пуска и приема очистных и диагностических устройств (КПП), конструкция которых определяется проектом. На участках переходов трубопроводов через водные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается устанавливать самостоятельные КПП.

Установка запорной арматуры предусматривается на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более и на однониточных переходах категории В, на отметках не ниже отметок ГВВ  10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода. На берегах горных рек отключающую запорную арматуру необходимо размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2%-ной обеспеченности. На остальных однониточных подводных переходах установка запорной арматуры предусматривается при необходимости.

Запорная арматура на переходах через водные преграды должна оснащаться автоматикой аварийного закрытия.

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды проектируются на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и типографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.

Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются:

-для переходов, имеющих запорную арматуру, -участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

-для однониточных переходов без запорной арматуры – участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10%-ной обеспеченности.

Створы переходов через реки выбираются на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода предусматривается перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

При определении оптимального положения створа и профиля перехода обычно расчет производится по критерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности и устойчивости трубопровода и охране природы.

Прокладка подводных переходов предусматривается с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода принимается не  менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

При больших глубинах подводных переходов, для которых отсутствуют освоенные технические средства разработки траншей, и невозможности переноса створа перехода, что должно быть обосновано проектом, допускается, по согласованию с соответствующими бассейновыми управлениями, уменьшать глубину заложения трубопроводов и укладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации.

Переходы трубопроводов через реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб.

При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами назначается исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном.

На многониточном переходе, на котором предусмотрена одновременная прокладка нескольких основных и резервных (ниток) трубопроводов, возможна прокладка нескольких ниток трубопровода в одной траншее. Расстояние между параллельными нитками, прокладываемыми в одной общей траншее, и ширина траншеи определяется исходя из условий производства работ по устройству подводной траншеи возможности укладки в нее трубопроводов.

Минимальные расстояния между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, принимаются такими же, как для линейной части магистрального трубопровода.

Сооружение  нефтепровода  Туймазы - Омск – Новосибирск началось в 1959 году. Диаметр нефтепровода составляет  720  мм. Нефтепровод был введен в эксплуатацию 1964 году. Общая протяженность трубопровода составляет 3662 км.

Подводный переход нефтепровода ТОН-2 через реку Белая проходит чуть ниже по течению поселка Дежневка, против УНПЗ. Это многониточный переход, состоящий из нефтепроводов ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3, ТОН-1, ТОН-3.

Длина подводного перехода составляет 153 метров. Ширина русла 30 метров. Максимальная глубина реки, где проходит подводный переход, составляет 3 метра. Рабочее давление трубопровода составляет 6,4 МПА. Течение реки -0,5 м/с. Трубопровод подводного перехода имеет футеровку деревянными рейками и балластировку чугунными грузами.

1.2 Причины возникновения аварийных ситуаций на переходах

Анализ аварий и повреждений отечественных и зарубежных подводных переходов показывает, что причины их связаны гидрологическими особенностями водного бассейна, условиями судоходства, сложностью технического обслуживания.

Наибольшая доля аварий (до 70 % от общего количества) вызвана деформациями русла, механические повреждения якорями судов составляет 12 %, потеря устойчивости из-за недостаточной пригрузки около 7%, случаи некачественной сварки монтажных стыков -3,5%, повреждение льдом-1.5% и другие, куда входят коррозия трубы и нарушение правил эксплуатации.

В зависимости от срока эксплуатации количество дефектных ниток по переходам распределяется следующим способом:

-со сроком эксплуатации до 15 лет-14%

-со сроком эксплуатации до 20 лет-15.3 %

-30 лет-15.3%;

-свыше 30 лет -17 %

ППМН эксплуатируется в сложных условиях, вызванных русловыми и пойменными процессами на реках эрозионными и оползневыми явлениями на береговых склонах.

Негативное влияние этих факторов усугубляется недостаточным заглублением труб, как правило, профили подводных переходов трубопровода на береговых участках и в границах русловой части имеет искривления в вертикальной полости.

На искривленных участках в стенке трубопровода возникает значительное напряжение изгиба.

Для обеспечения надежной работы подводных переходов важное значение имеет прогнозирование возможных повреждений и своевременное устранение причин, которые могут вызвать предаварийное и аварийное состояние. К ним относятся:

-переформирование русла и берегов реки в створах переходов, в результате чего размытые участки трубопровода подвергаются силовому воздействию потока, льда, опасности механического разрушения;

-укладка трубопровода в дно реки и врезка в берега с отступлением от проекта при строительстве или в результате экстремальных природно-климатических изменений;

-коррозионное разрушение металла трубы вследствие химического или электрохимического взаимодействия с внешней (коррозионной или агрессивной) средой; возникновение и развитие эрозионных зон вдоль прибрежной трассы перехода (растущие овраги, промоины и т.п.).

Подводные переходы, расположенные под судоходными трассами рек и каналов, наиболее подвержены механическим повреждениям из-за размывов, оползней, волочения якорей, углубления дна. Утечки нефти, газа, конденсата и других загрязнителей нередко обнаруживаются через 12 ч и более после начала их проявления. Опасные утечки загрязняющих веществ остаются незаметными в течение длительного времени, наносят ущерб всем экологически значимым объектам окружающей среды.

Вибрация трубопровода под воздействием потока воды приводит, как известно, к усталости металла. Это возможно при образовании безопорных участков или недостаточным заглублением трубопроводов в дно водных преград.

Длительное размывание трубопровода даже без колебаний также способствует быстрому нарушению футеровки, изоляции, механическим повреждениям.

Причинами размыва являются переформирование русла и берегов реки в створах переходов, в результате чего размытые участки трубопровода подвергаются силовому воздействию потока, опасности механического разрушения, в результате экстремальных природно-климатических изменений.

Одна из причин повреждений трубопроводов на подводных переходах — деформация береговой линии. Изменение прочностных и структурных свойств грунтов в период строительства приводит к нарушению равновесия береговой зоны. Нередко во время эксплуатации, особенно первоначально, наблюдаются ее локальные разрушения, которые являются результатом воздействия водного потока, ветровых волн и атмосферных осадков на грунт нарушенной структуры.

Ледовый режим существенно влияет на русловые процессы, особенно в областях с мощными наледями (таранами). Даже каменное покрытие, примерзаемое к толстому льду при подъеме воды, уносится течением, обнажая трубопровод на берегу, постепенно уничтожая террасы, и усиленно подмывая коренные берега.

На больших реках разрушению берегов способствует действие ветра вследствие образования волн и навала льда, плывущего к берегу. Поскольку высота ветровых волн прямо пропорциональна ширине водной преграды, то разрушение берегов происходит как во время разливов, так и в меженный период.

Подводный трубопровод, уложенный без учета возможной деформации русла, в результате эрозионных явлений будет провисать в створе перехода. С момента провисания трубопровода размывающее действие потока воды, обтекающего трубопровод снизу, будет увеличиваться с одновременным удлинением безопорного участка и стрелки прогиба. Максимальные напряжения от веса провисающего трубопровода возникают в местах заделки в грунт. В результате воздействия потока, вызывающего колебания трубопровода, могут возникнуть знакопеременные нагрузки, которые приводят к нарушению поверхности изоляции и к изменению структуры металла на границах провисающих участков и повышению хрупкости стали.

Трубопроводы могут прокладываться на узком или широком участке реки. На узком участке возникают большие скорости при одинаковых расходах воды в реке и средних глубинах и, следовательно, при равных геологических условиях возможны более частые и значительные деформации русла. В случае размыва дна на узком участке реки провисающий трубопровод будет испытывать большее гидродинамическое давление. Поэтому для сооружения перехода иногда целесообразнее выбирать более широкий участок реки, несмотря на связанное с этим увеличение длины трубопроводов. Затраты на сооружение перехода, как правило, не увеличиваются, так как на более узком участке потребуется большее заглубление трубопровода с соответствующим повышением стоимости подводных земляных работ, техническими трудностями по прокладке и во время эксплуатации.

На безопасность эксплуатации трубопроводов различного назначения, проходящих в одном техническом коридоре, влияет ряд факторов как общих, так и индивидуальных для каждого трубопровода.

-характеристики судоходства, особенно в меженный период;

-взаимное пространственное положение ниток трубопроводов в пойменной зоне, что важно для разработки индивидуальных и совместных мероприятий по ликвидации аварий;

-взаимное влияние трубопроводов и их электрохимической защиты от коррозии на коррозионную ситуацию в коридоре.

Особенно наглядно такие процессы проявляются в техническом коридоре, где проходят коммуникации, эксплуатируемые разными организациями.

Охранная зона подводных переходов, в пределах которой запрещены дноуглубительные работы без согласования с эксплуатирующей организацией, устанавливается на расстоянии 100 м от осей крайних ниток в обе стороны. Таким образом ремонтные работы на трубопроводах другого ведомства, расположенных на большем расстоянии, чем 100 м, могут выполняться без согласований и учетов последствий изменения руслового процесса в районе соседних коммуникаций.

1.3 Диагностика дефектов в трубопроводах

Диагностика  дефектов  в  подводных  трубопроводах  является ключевым

направлением общей стратегии их целостности.

В процессе длительной эксплуатации труб из-за физико-химического воздействия, напряжения и коррозионной среды происходит изменение структурного состояния металла, что оказывает влияние на его конструктивную прочность. Основные факторы, от которых зависит сопротивление разрушению металла труб, можно условно разделить на две группы: внутренние (структурные) и внешние (эксплуатационные).

К первой группе относятся изменения структурного состояния, связанные с процессами старения металла, деформационного старения, накопления дефектов кристаллического строения типа микротрещин под влиянием силовых и химических воздействий в ходе длительной эксплуатации.

Коррозия может приводить к утончению стенок трубопровода, образованию язвенной или зон сплошной коррозии, одиночных или разветвленных трещин. По мере старения трубопроводов увеличивается вероятность развития существующих и появление новых коррозионных повреждений. Коррозия остается наиболее частой причиной повреждений и аварий.

Наряду с коррозионными дефектами в стенках труб обнаруживается много дефектов металлургического характера типа расслоений металла, а также дефектов геометрии, возникающих при строительно-монтажных работах (вмятины, гофры) .

К внешним факторам разрушения металла относятся: уровень рабочего давления, температура перекачки, коррозионно-активная среда, подвижки грунта (в том числе вследствие регулярных паводков, оползней, землетрясений и т.п.).

В 1994 г. в России был создан Центр технической диагностики "Диаскан", который начал внедрять профилемеры "Калипер", ультразвуковые дефектоскопы "Ультраскан WM", магнесканы MFL. За короткий период только Центр "Диаскан" выполнил внутритрубную диагностику на магистральных трубопроводах общей протяженностью более 40 тыс. км, выявив большое количество дефектов. В связи с этим возникли актуальные задачи определения остаточного ресурса трубопроводов при наличии концентраторов напряжений в металле, ранжирования участков по степени их опасности, локализации поврежденных мест и их устранению.

Для профилеметрии (определение дефектов геометрии трубопровода, вмятины, гофры, овальности, сужения поперечного сечения, препятствующие пропуску внутритрубных дефектоскопов), используют "Калиперы".

Обнаружение коррозионных дефектов, которые являются основной причиной аварий магистральных нефтепроводов (около 35 %), выполняют с помощью ультразвуковых и магнитных дефектоскопов. Ультразвуковые дефектоскопы позволяют осуществлять прямое измерение толщины стенки трубопровода, более точно определять геометрические параметры и однозначно интерпретировать протяженные дефекты, потери металла, расслоения, неметаллические включения.

Магнитные снаряды типа MFL измеряют толщину стенки с меньшей точностью, но лучше выявляют небольшие глубокие потери металла, которые в отличие от протяженных дефектов не могут, с точки зрения прочности, привести к разрушению трубы. Данные снаряды способны обеспечить достаточную интерпретацию дефекта и точность его измерения при условии адаптации этого аналогового метода к конкретной трубе и конкретному типу дефектов в ней. Достоинством магнитных снарядов является возможность выявления дефектов поперечных сварных швов (непроваров, несплавлений, шлаковых включений).

Для обнаружения трещиноподобных дефектов в сварных швах (сварочные трещины, непровары корня шва, подрезы, несплавления и т.п., усталостные трещины, развивающиеся из дефектов сварных швов и основного металла стенки трубы, стресс-коррозионное растрескивание) используется ультразвуковой дефектоском "Ультраскан CD".

Накопление информации о каждом конкретном дефекте обследований позволяет определять остаточный ресурс трубопровода, назначать безопасные режимы его эксплуатации, планировать во времени их ремонт.

Оценка степени повреждения трубопровода позволяет определить максимальное давление, при котором трубопроводы могут эксплуатироваться в безопасном режиме без ремонта выявленных дефектов или определить условия, при которых необходимы ремонт или замена поврежденных участков.

При оценке безопасности давления в соответствии со статистическим анализом учитываются только трубы с наиболее глубокими коррозионными повреждениями, характеризующиеся наивысшей степенью риска. Возможен также отбор труб с наивысшей степенью общей коррозии. При этом расчет по нижним границам дает реалистическую оценку предельно допустимого для данного трубопровода рабочего давления, а также время его безопасной эксплуатации.

Оценка опасности дефекта ведется по критериям общей прочности дефектов трубы при нагружении давлением без учета месторасположения этих дефектов. Методикой определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами решающее значение в классификации опасности имеет взаимодействие дефектов, которое при определенных условиях может привести к раскрытию трубопровода в результате потери металла.

Важным критерием при эксплуатации трубопроводов принимается проходное давление в любом сечении, определенное расчетом на прочность. Этот критерий является интегральной характеристикой, определяющей безопасность до момента, когда прочностные показатели нефтепровода меняются вследствие старения или появления дефектов.

Рабочее давление определяется отдельно для режимов работы в пределах одного участка нефтепровода с законченным технологическим циклом или режимов работы нефтепровода в пределах более одного участка с законченным технологическим циклом.

Кроме опасных, имеются и потенциально опасные дефекты, которые состоят из группы дефектов, объединенных признаками геометрических параметров по расчету на прочность. К ним относятся дефекты, находящиеся на участках с повышенным экологическим риском (в том числе подводных переходов), имеющие положительную динамику развития параметров во времени, параметры которых равны или превосходят пороговые значения.

В результате расчета для каждого дефекта определяется степень опасности, в соответствии с которой дефекты классифицируются по трем категориям: "опасные", "неопасные" и "недопустимые". Для "неопасных" дефектов, учитывая, что они составляют абсолютное большинство из всех обнаруживаемых "Ультрасканом", дополнительно вводится подкатегория "потенциально опасных".

Анализ результатов внутритрубной инспекции магистральных нефтепроводов на основе информационно-аналитической системы "Эксперт", которая хранит все особенности (дефекты, точки-ориентиры, отдельные трубы, участок трубы, задвижки), можно выполнять расчет дефектов на прочность в режиме динамического изменения и ввода исходных данных.

В системе существует возможность выбирать дефекты по остаточной толщине стенки трубы, что может служить критерием степени его опасности, или по допустимому рабочему давлению.

Для "опасных" дефектов расчетное допустимое давление принято ниже нормативного (по СНиП 2.05.05 —85).

Информация, полученная в результате выявления внутритрубной дефектоскопией коррозионных повреждений, может быть использована для выработки стратегии эксплуатации конкретного трубопровода в будущем.

1.4 Выборочный ремонт подводного перехода

Восстановление стенок труб и сварных швов – вид аварийно-ремонтных работ при ликвидации повреждений и повышении несущей опасности ПП до нормативного уровня по прочности без удаления дефектного участка.

К методам восстановления относятся:

-заварка (метод ремонта,___ восстановлении необходимой прочности толщины стенки в место потери металла нанесением дополнительного слоя металла сваркой).

-установка накладных, усилительных элементов, предназначенных для ремонта дефекта стенки трубы или сварного шва, зажимов, хомутов муфт.

Выбор того или иного метода определяется характером повреждения, временем ликвидации аварии, имеющимся оборудованием, кроме того на выбор метода влияют такие факторы, как интенсивность утечки продукта, давление в трубопроводе, свойства перекачиваемого продукта масштабы возможного загрязнения.

Ремонт подводного перехода восстановлением стенки трубы или сварного шва в зависимости от вида аварии, конкретных условий, технической оснащенности, временем года может проводиться с подъемом и без подъема трубопровода на поверхность воды, а также в огражденном от водной среды, котловане-кессоне, ремонтной камере.

Ремонт трубопровода с подъемом на поверхность воды (льда) проводится по специальному разработанному проекту.

Ремонт без подъема трубопровода проводится в случаях если необходимо установить муфты, провести сварку в камере или непосредственно в водной среде.

Ремонт трубопровода без подъема может быть выполнен под водой («мокрая сварка») или под защитой устройств (кессонов, камер, обеспечивающих проведение  работ «сухим» способом.

1.4.1Ремонт в осушенном котловане

  

При небольшой глубине водоема для ликвидации повреждения целесообразно устраивать искусственные ограждения с водоотливом. В этом случае ремонтные работы можно вести на открытом воздухе, что обеспечивает их высокое качество. На глубинах до 1 м  (дно водоема слабофильтрующееся и когда скорость течения не превышает 0,5 м/с) целесообразно применять грунтовые перемычки с шириной поверху не менее 1 м из песка, супесей и суглинков. На этих же глубинах можно использовать деревянные шпунты, забиваемые на глубину 1 — 1,5 м. Глубина забивания шпунта в грунт зависит от устойчивости грунта на вымывание.

В месте примыкания шпунтовой стенки к трубопроводу со стороны водоема укладываются мешки с песчано-цементной смесью, а вокруг отсыпаются грунт с откосами (уклон 1:2). Затем из котлована насосом откачивают воду.

В зимнее время, особенно в районах Западной Сибири, котлован можно выполнить методом вымораживания, для чего лед вырубаются выше отметки воды. За ночь происходит промерзание очередного слоя воды. Затем лед вырубают снова. Процесс повторяется до тех пор пока труба не окажется обнаженной.

1-промерзшее дно, 2-валик из снега, 3-термосифон, 4-лед, 5-ледовая стенка, 6-ремонтируемый трубопровод.

Рис 1 - Схема вымораживания котлованов с помощью термосифонов при ремонте подводных трубопроводов.

1.4.2 Ремонт с подъемом трубопровода на поверхность

Ремонт, связанный с вырезкой поврежденных участков, можно выполнить более качественно, подняв трубопровод на поверхность воды или льда. В летний период подъем осуществляются с помощью плавучих портальных опор, площадок и камеры.

Плавучие портальные опоры конструкции Гипроречтранса предназначены для разрезки, центровки и сварки катушки, устанавливаемой взамен поврежденного участка в плавучей камере. Они изготовлены из четырех универсальных понтонов УП-4, соединенных между собой рамой. На опорах устанавливаются грузоподъемные лебедки с тяговым усилием 70 кН и четыре папильонажные лебедки с тяговым  усилием 15 — 30 кН. Для проведения сварочных и изоляционных работ на трубопроводах любых диаметров при скорости течения 0,7 м/с и волнении до 1 балла используются плавучие камеры. Она представляет собой открытый сверху прямоугольный понтон (3,6x3,1x18 м), сваренный из стали толщиной 3 — 4 мм.

1-плавучая система с подъемным устройством; 2-полипаст; 3-лебедка; 4-трубопровод,  5-плавучая камера для сварки стыков; 6-портальная рама; 7-лед; 8-оттяжка

Рис 2 – Плавучие портальные опоры

По углам понтона расположены герметичные ящики вместимостью 2,3 м3, заполненные воздухом. Их положительная плавучесть обеспечивает выполнение работы по вырезке и вставке катушек. Для удобства проведения работ и центровки труб в бортах камеры вырезаны полукруглые гнезда, на которые укладывают просмоленную паклю. С наружной стороны камеры по образующей гнезд с помощью пластин и болтов крепят брезентовые фартуки, которые предотвращают попадание воды в камеру. На дне камеры устроен настил из досок.

До начала проведения ремонтных работ необходимо установить общую длину поднимаемого участка трубопровода, рассчитать усилия, возникающие в трубе при подъеме и опускании.

В зимнее время для подъема трубопровода опорные точки с блоками и лебедками устанавливают на льду. При выборе расстояния от края майны до места опирания учитывают длительность стояния на льду. Если толщина и прочность ледяного покрова недостаточны, увеличивают толщину несущей поверхности намораживанием, а тяговые лебедки, насосные станции и другое оборудование устанавливают на деревянных настилах, тем самым рассредоточивая нагрузку на лед. Для облегчения массы трубопровода к нему подвешивают разгружающие понтоны. Чтобы уменьшить воздействие гидродинамического давления воды на трубопровод при подъеме его на поверхность и опускании на дно, используют тросовые оттяжки.

С плавучих опор отремонтированный трубопровод постепенно погружают на дно, используя для этой цели стальные канаты, соединенные с подъемными устройствами опор.

Трубопровод начинают укладывать с опор, расположенных на участках с наибольшей глубиной. По мере опускания трубопровода на этом участке включают в работу соседние опоры с таким расчетом, чтобы радиус кривой изгиба не превышал допустимой величины.

Во время укладки необходимо постоянно контролировать положение трубопровода с помощью закрепленных на нем канатов, маркированных через каждый метр.

Для уменьшения массы трубопровода при укладке его способами свободного погружения и с плавучих опор и придания ему необходимой расчетной плавучести используют разгружающие понтоны грузоподъемностью 15, 30, 100 и 120 кН.

При выборе расстояния между понтонами в том случае, если трубопровод укладывают с опор, учитывают, что местные напряжения от воздействия подъемной силы понтона не должны превышать 5 % от максимальных изгибающих напряжений в трубопроводе

Если дно сложено из песков или глин, то для более надежного удерживания поднимаемого участка трубопровода в створе, а также для обеспечения устойчивости плавсредств при ремонте верхнего по течению двух- или многониточного перехода используют якоря-присосы.

1.4.3 Восстановление трубопроводов с помощью сварки

Ремонтировать трубопровод можно с помощью сварки непосредственно в водной среде или сварки в среде инертного газа, создаваемой в камерах или кессонах.

Во всех случаях подводная сварка на трубопроводах должна осуществляться в соответствии с требованиями Типовой инструкции о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывобезопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности.

Перед сваркой повреждение предварительно подготавливают таким образом, чтобы можно было приварить накладку снаружи трубопровода или подкладку изнутри, вырезав поврежденную часть трубы. В этом случае подкладка, за счет опирания на кромки трубы, лучше передает нагрузки от внутреннего давления.

Сварка непосредственно в водной среде выполняется с помощью полуавтомата "Нептун", созданного в Институте электросварки им. Е.О. Патона.

Опыт ликвидации аварий с применением подводной "мокрой" сварки показал, что даже при удовлетворительных физико-механических свойствах основного металла трубы,  накладки и сварного шва, сварное соединение может быть временной мерой

На судоходных реках возмущения, вызываемые проходящими судами, отрицательно сказываются на работе водолаза, что приводит к снижению качества сварки.

На качество подводных сварочных работ влияет плохая видимость, которая изменяется в течение года. Поэтому при восстановлении подводных трубопроводов сварка в водной среде не находит широкого применения. Проблема может быть решена с применением оснастки, обеспечивающей удовлетворительную видимость.

Более надежна проведение работ в камерах. Сварка в среде инертного газа, выполняемая в камере, улучшает качество соединения. Однако при повышении парциального давления азота увеличивается его растворимость в расплавленном металле, что приводит к хрупкости соединения. В этих случаях лучше использовать аргон и двуокись углерода.

Подводная сварка может производиться  с помощью устройства "Гидровэлд", разработанного в США, которое представляет собой сухую портативную камеру небольшого размера, заполненную инертной газовой смесью. Корпус камеры изготавливается из органического стекла. К нижней части корпуса крепится сменное уплотнение из пористой резины. Его форма повторяет контур свариваемой поверхности, что препятствует проникновению воды в камеру. В стенке камеры имеется диафрагма, через которую подается сварочный пистолет с гибким рукавом, позволяющим манипулировать этим пистолетом в пределах камеры. Инертный газ поступает в камеру через диффузор гибкого рукава и прокачивается через нее, не влияя на характеристику сварочной дуги и препятствуя проникновению воды. Накопившиеся газы через обратный клапан удаляются из камеры за счет избыточного давления. В камере имеется подсветка.

Манипуляции с камерой осуществляют одной рукой, а со сварочным пистолетом — другой. Контроль за напряжением, силой тока, параметрами газовой смеси, поступающей в камеру, а также включение освещения производят с пульта, установленного на поверхности воды.

Сварочная проволока не имеет покрытия, поэтому сварные швы не очищают. Шов получается однородным. По окончании сварки камеру некоторое время держат над швом во избежание его резкого охлаждения водой. Визуальный контроль качества швов водолаз-сварщик осуществляет через прозрачные стенки камеры Достигнуть высокой надежности сварных соединений можно в подводной камере с шахтным колодце или в кессоне.

а - разрез резака; 1-рукоятка; 2-гибкий металлический шланг для отвода избыточного инертного газа; 3-сварочный пистолет; 4- съемная головка; 5-резиновое уплотнение; 6-диагфрагма из резины; 7-патрубок для подачи смеси аргона с двуокисью углерода; 8-источник света 9-прозрачный корпус из оргстекла; 10-клапан для отвода инертного газа к датчику давления; 11- блок подачи проволоки; 12-насадка для подслушивания места сварки и предохранения дуги потока инертного газа.

Подводный колодец шахтного типа, монтируемый на трубопроводе, состоит из двух-трех секций, соединяемых по стыкам болтами.

Шахтный колодец представляет собой металлическую герметическую камеру с раскрывающимися (по типу грейфера) стенками в нижней части, которые после закрытия уплотняются вокруг трубы по фланцам. К камере крепится трубчатый колодец с вентиляционной системой, а также откидные рамы для установки балластных контейнеров. Уплотняют зазор в кольцевых отверстиях камеры, через которые проходит ремонтируемый трубопровод, при помощи обойм из металла с вложенной внутрь разрезанной с одной стороны автомобильной камеры с завулканизированными концами. Уплотнение достигается при помощи двух полуколец из листового металла, вкладываемых в обойму с обеих сторон камеры. После установки на месте работ воду из камеры откачивают насосами и сварку производят в сухой камере. Предельно допустимая концентрация (ПДВК) паров нефти не должна превышать 300 мг/м3.

1-канат лифта; 2-вентиляционный короб; 3-трубопровод; 4-шарнир; 5-подкос;  6-откидная часть камеры; 7, 11-фланцы; 8- настил; 9-сварочный кабель; 10-камера; 12- трап;  13-площадка лифта;  14-шахта.

Рис 4 - Шахтный колодец для ремонтных работ под водой

Работы с использованием колодца рекомендуется выполнять при глубине воды до 8 м, скорости течения до 1 м/с и волнении  до 3 баллов.

В отличие от подводной камеры шахтного типа в кессоне работы по восстановлению трубопровода выполняются под давлением.

Кессон обычно выполняют с открытым проемом на дне ("мокрое" дно), через который вода вытесняется сжатым воздухом или инертным газом, компенсирующим давление окружающей воды. Вход и выход водолаза или сварщика в кессон осуществляется через этот проем. На торцевых стенках кессона имеются съемные фланцы уплотнения, позволяющие использовать его при работе на трубопроводах различного диаметра. Расчетом проверяют возможность использования трубопровода в зависимости от длины размытого участка в  качестве несущего элемента, препятствующего всплытию кессона. При необходимости по бортам кессона устраивают карманы для загрузки балластом, который удаляют после завершения работ перед извлечением кессона.

В пространстве между трубопроводом и фланцем кессона укладывают сальниковое уплотнение (пропитанный графитовой смазкой пеньковый канат), который с наружной стороны кессона закрепляют прижимным фланцем. Кессон оборудуют рукавом для подачи воздуха, питающих и электросварных кабелей, а также вытяжной вентиляцией. Вентиляция во время сварки осуществляется через воронкообразный зонт с вентилем, который устанавливается в верхней части кессона и позволяет регулировать интенсивность удаления газов. Зонт соединен с гибким рукавом, по которому продукты сгорания отводятся на поверхность. По периметру горловины патрубка кессона делают ряд отверстий, через которые при вытеснении воды постоянно выходит избыточный воздух и поддерживает уровень воды. Доставка необходимого инструмента, кабелей, шлангов осуществляется через "мокрое" дно.

Пример использования кессона приведен на рис. 4.

1 передвижной компрессор;  2 –пульт управления; 3-источник питания; 4-электростанция; 5-узел выброса газа; 6- бытовое помещение; 7-переговорное устройство; 8-деревянный настил; 9-водолазный трап; 10-майна; 11-рукав для подачи воздуха;  12-кабели сварочные и питающие; 13-вытяжная вентиляция; 14-сигнальный конец; 15-лед; 16-контейнер со сварочной проволокой;  17-колокол; 18-нефтепровод.

Рис 5 - Схема  организации работ по ремонту нефтепровода с помощью кессона с «мокрым» дном.

1.4.4 Ремонт с помощью полимерных клеев под водой.

В последние годы при ликвидации аварий стали широко применяться клеевые композиции, которые наиболее эффективны при увеличении глубины залегания ремонтируемого трубопровода. Высокопрочные полимерные композиции позволили разработать новые методы ликвидации повреждений в водной и нефтяной среде. Эффект подводного склеивания достигнут благодаря созданию реакционноспособных поверхностно-активных веществ (РПАВ), позволяющих управлять процессами смачиваемости подложки и клея, снижения внутренних напряжений в адгезионном слое за счет образования межмолекулярных сшивок со скоростью, сопоставимой со скоростью релаксации напряжений.

Клеевые композиции, применяемые для склеивания в водной среде, имеют плотность выше единицы, высокую вязкость, небольшое время гелеобразования. Избирательное смачивание клеем подложки достигается за счет применения РПАВ. Гидрофобные наполнители (аэросил, кварц, алюминиевая пудра и др.) позволяют снизить внутренние напряжения в склейке и повысить вязкость клея.

Надежность и долговечность клеевых соединений зависят от изменения их прочностных свойств при статических и динамических нугрузках. При эксплуатации существенное влияние на них оказывают остаточные напряжения и релаксационные процессы в клеевом соединении, которые необходимо учитывать при прогнозировании поведения клеевого шва.

Адгезия, обусловленная химическим взаимодействием между адгезивом и склеиваемой поверхностью, образуется за счет химических связей и, как показали исследования и практические опыты, во многом зависит от подвода дополнительной энергии, которая прикладывается на поверхность склейки. Например, втирание клеев механическими щетками значительно повышает адгезию. Даже при наложении стального хомута на стеклопластиковый бандаж при ремонте труб в 1,5 раза повышается прочность склейки.

Испытания вибростойкости стеклопластика на основе клея "Спрут-4" при частоте 40 Гц показали, что после 107циклов нагружения прочность образцов при растяжении как по основе, так и по утку снижается не более чем на 11 %.

Исследования влияния энергии удара на прочность стеклопластика позволили сделать вывод о том, что материал обладает способностью сопротивляться весьма высоким ударным нагрузкам. Так, при энергии удара 42 кН/см2происходит локальное разрушение клея "Спрут-4", при 56 кН/см2 — расслоение стеклоткани, при 70 кН/см2 — образование трещин.

Испытания вибростойкости с текло пластикового покрытия на основе клея "Спрут-4", нанесенного на металлическую поверхность, показали, что при частоте 18 — 19 Гц и 107 циклах нагружения не наблюдаются появление трещин, расслоение стеклоткани и отслоение стеклопластика от металлической поверхности.

1.6 Ликвидация аварии на ПП МНПП включает следующие этапы работ:

  1.  Остановка перекачки продукта и закрытие береговых задвижек
  2.  Сообщение об аварии организациям аварийно-восстановительных работ
  3.  Доставка патрульной службы на место аварии
  4.  Локализация вышедшего продукта
  5.  Временное устранение течи и опорожнение продукта от трубопровода.
  6.  Выбор метода ремонта
  7.  Организация по выполнению ремонта безопасным методом.
  8.  Проверка качества выполненного ремонта и испытание трубопровода.
  9.  Ликвидация последствий аварии

При получении сигнала об аварии на ПП МНПП (по падению давления в трубопроводе, при обнаружении следов выхода продукта на поверхность водоема, реки и т.д.) диспетчер должен действовать согласно плана ликвидации возможных аварий, оповестить руководство ПО АО и принять меры необходимые по отключению ПП МНПП запорной арматурой, выслать патрульную группу для контрольного осмотра подводного перехода.

Патрульная группа,  выезжающая на контрольный осмотр ПП МНПП, должна быть обеспечена средствами индивидуальной защиты, сигнальными знаками для ограждения места разлива нефтепродукта, необходимым инструментом, инвентарем, материалами и средствами связи.

В группе назначается старший (руководитель).

При обнаружении следов выхода нефтепродукта на поверхность патрульная группа должна:

-    немедленно сообщить о месте и характере выхода нефтепродукта начальнику ЛПДС (диспетчеру);

-    по согласованию с диспетчером закрыть задвижки, отсекающие переход через реку на обоих берегах (если они не закрыты);

-    оградить место аварии знаками, запрещающими приближение людей и техники;

-    разведать подъезды к руслу реки, выбрать место для установки боновых заграждений;

-    сообщить диспетчеру или руководству ЛПДС уточненный маршрут к месту аварии;

-    действовать по прибытию аварийных бригад в их составе согласно плану ликвидации возможных аварий.

Диспетчер РДП по согласованию с руководством ПО одно, временно с наземным контрольным осмотром места аварии патрульной службой, в течение 1 часа в рабочее время и не позднее 2-х часов в нерабочее время может организовать отправку вертолетов для доставки группы воздушного патрулирования. Патрульная группа оснащается также, как и наземная

Обнаружение точного места дефекта на ПП МНПП при малых утечках может производиться с помощью течеискателе й АЭТ-1 МСС, ТЭА-11 или другими приборами, а также визуально при водолазном обследовании.

Локализация продукта

Наиболее распространенный способ локализации загрязнений на реках-  использование заграждений.

Для повышения эффективности заграждения должны обладать следующими качествами: следовать движению поверхности воды, смещаться в сторону течения, не допускать «подныривания» продукта и его перелива через них, сопротивляться силам потока воды и ветра, выдерживать химическое воздействие продукта и перепада температур, быть легкими и удобными для транспортировки. Кроме того, заграждение должно сместить продукт в область более спокойного течения к приямку на берегу.

Все заграждения можно подразделить на специальные и подручные. К специальным относятся боновые заграждения), которые, в свою очередь, подразделяются на подвижные и стационарные, мягкие (резинотканевые и полимерные), надувные и твердопоплавковые, летние и зимние, неогнестойкие и огнестойкие.

Табель оснащения трубопроводных предприятий включает различные боновые заграждения: боны универсальные типов «Барьер», УП; боны заградительные типов «Уж», «Вайкома», «Хай Спринт»; боны для защиты береговой полосы типа «БЗ-14-00-00»; боны огнестойкие типа «БПП-160У»; боны стационарные типа «Металлические БЗ D530».

Подручными средствами могут быть бревна, сплотки из бревен, различные трубы (стальные, пластмассовые, полевых магистральных трубопроводов), соломенные валики в металлической сетке или обтянутые проволокой и т.п.

Для локализации  загрязнений на реках с большими скоростями течения используют металлические боновые заграждения.

Для их установки необходимо проводить расчеты удерживающей силы для каждого типа с учетом скорости течения и по ним подбирать якоря и тросы.

Длина бонового заграждения не должна быть слишком большой: для скорости течения до 1,0 м/с приблизительно 200 м, для скорости течения свыше 1,5 м/с порядка 100 м.

Такие длины позволяют уменьшить усилия, которые испытывают боновые заграждения и их якоря после установки. Установка более коротких по длине бонов обеспечивает наилучшую эффективность при локализации разлившейся на воде продукта. На практике обычно используют боны длиной 25, 50, 100 или 200 м.

После локализации загрязнений основной задачей становится сбор продукта с поверхности воды.

Сбор осуществляется с помощью сорбционного устройства, впитывающего продукт.

К сорбционным устройствам относится плавающая трос-швабра с отжимной роликовой системой.

Принцип работы типового нефтесборщика заключается в следующем: вакуумным насосом 6 создается разрежение в отстойно-вакуумном резервуаре. Под воздействием вакуума происходит засасывание пленки продукта вместе с водой с помощью специального нефтесборного устройства 1. Поступающая в резервуар смесь продукта с водой отстаивается и насосом 7 откачивается, если это вода, обратно в реку, если продукт — в специально подготовленную емкость.

При этом вращающийся барабан 11 обеспечивает направленное поступление нефтяной пленки в нефтесборное устройство 1 и далее из приемной камеры 2 по наклонному трубопроводу в вакуумный резервуар 5.

1 - нефтесборное устройство; 2 - приемная камера; 3 - электродвигатель; 4 ~ наклонный трубопровод; 5 - отстойно-вакуумный резервуар; 6 - вакуумный насос; 7 - нефтеводяной насос; 8 - пульт управления; 9 - транспортное средство; 10, 11 – барабаны.

Рисунок  6 - Принципиальная схема вакуумного нефтесборщика со специальным нефтесборным устройством.

Сбор и утилизация продукта включает следующие технологические операции :

-расстановку нефтесборщиков на воде;

-подсоединение нефтесборщиков к боновым ограждениям;

-монтаж и подсоединение сети энергоснабжения и трубопроводной

-системы отвода собранной водонефтяной смеси;

-расстановка накопительных емкостей и подсоединение их к трубопроводной системе;

-сбор продукта с подачей в накопительные емкости;

-транспортировку собранной водопродуктовой смеси к местам утилизации продукта;

-разделение водопродуктаовой смеси;

-утилизацию продукта и очистку воды до санитарных норм.

В целях устранения возможного «проныривания» продукта под боновым заграждением сбор продукта необходимо осуществлять по проточной схеме, т.е. располагать нефтесборщик в одном ряду с заграждением, обеспечивая возможность протекания основной массы водяного потока под нефтесборщиком.

При этом производительность нефтесборщика должна быть выше возможного поступления продукта. В случае, когда производительность нефтесборщика меньше, необходимо устанавливать по проточной схеме в одном ряду боновых заграждений несколько нефтесборщиков или ниже по течению несколько рядов боновых заграждений с нефтесборщиками с таким расчетом, чтобы их суммарная производительность бы ла равна возможному объему поступающего продукта. Последний ряд боновых заграждений можно устанавливать по замкнутой схеме («кошель») для локализации остаточной продукта (рис. 7 в).

Рисунок (боновое заграждение)

1 - емкость для сбора продукта; 2 - отводящий рукав; 3 - нефтесборщик; 4 - боновое заграждение.

Рисунок 7 - Проточные (а, б) и замкнутая (в) схемы установки боновых заграждений и нефтесборщиков в потоке.

В табель оснащения техническими средствами для ликвидации аварийных разливов продукта на подводных переходах входят также вспомогательные технические средства установки боновых заграждений (лодка с навесным мотором, буксирный и рабочий катера, ручная лебедка, средства рекультивации и утилизации продукта, саморазворачивающаяся емкость), средства обеспечения противопожарной и технической безопасности (пожарная мотопомпа, электростанция). Значительные трудности при авариях на подводных переходах возникают при очистке берегов.

Зачистка, смыв продукта водой с загрязненных берегов производятся гидромонитором с последующим улавливанием ее на рубеже задержания.

При понижении уровня воды в реке продукт может оказаться на берегу на значительном расстоянии от воды. В этом случае ее смыв к приемному устройству нефтесборщика невозможен. Если позволяют рельеф и прочность грунта, то применяют бульдозеры. Сгребая продукт, машины захватывают слой грунта, поэтому для вывоза загрязненного грунта необходимы автомобили повышенной проходимости.

 

1.6.1 Земляные работы.

Сооружение земляного амбара.

Для предотвращения разлива и возможности попадания вытекшей нефти в водоемы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог, животноводческих ферм, с учетом рельефа местности должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти.

В зависимости от характера аварии и местных условий для этой цели могут быть использованы существующие защитные сооружения, эластичные резинотканевые резервуары, естественные складки местности, резервуары ближайших НПС, неповрежденные участки аварийного нефтепровода или параллельно проложенные нефтепроводы.

При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться условия:

- объем сооружаемого амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и вылившейся самотеком нефти из нефтепровода;

- основание и стенки амбаров должны быть уплотнены или покрыты пленками;

- уровень заполнения нефтью амбара должен быть ниже от верха обвалования на 0,5 м.

Амбар для сбора нефти должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения АВР (допускается уменьшить это расстояние до 50 м при температуре воздуха ниже 10 °С).

В целях предотвращения перелива нефти из амбара необходимо предусмотреть отвод и дренаж ливневых и грунтовых вод.

Для отвода разлитой нефти в амбар или в сторону обвалования должна быть устроена траншея или проложен временный нефтепровод диаметром 150-200 мм.

Сооружение земляного амбара и нефтеотводной траншеи осуществляется землеройными машинами (бульдозерами, экскаваторами)

Вскрытие аварийного участка нефтепровода.

Параллельно с работами сооружения земляного амбара производятся    работы вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована выполняется одноковшовым экскаватором с соблюдением мер предосторожности, исключающих повреждения поверхности трубы, особенно за пределами дефектного участка. Необходимое количество экскаваторов определяется в зависимости от объема земляных работ. Наиболее эффективно выполняется разработка котлована двумя экскаваторами одновременно.

А также для вскрытия нефтепровода применяют оборудования с гидравлическим принципом воздействия на грунт (подводные гидромониторы, земснаряды, гидроэжекторные установки, пневматические грунтососы). При использовании такого оборудования грунт разрушается напорными струями или путем отсоса и отводится в сторону от траншеи.

Для отсасывания ила, мелкого гравия, рыхлой глины, песка и даже небольших камней используют гидроэлеваторы. Они имеют значительные преимущества при проведении подводных работ, особенно в стесненных условиях.

Гидроэлеватор состоит из смесительной камеры (чаще всего цилиндрической формы), к которой с обеих сторон крепятся два полых элемента в виде усеченных конусов — диффузор и конфузор.

Засасывание грунта в гидроэлеватор происходит за счет разрежения, создаваемого одной или несколькими струями, вытекающими из напорных водяных сопел, которые расположены в нижней части гидроэлеватора (в конфузоре). Грунтовая смесь поступает в гидроэлеватор за счет конверсии скоростного напора воды, вытекающей из водяных насадок. При этом нагнетаемая из насадок и подсасываемая извне грунтовая смесь поступает в смесительную камеру, откуда она подается в диффузор, а затем по отводящей трубе — в пульпопровод или на выброс. Для задержания крупных включений, способных вывести гидроэлеватор из строя или снизить его производительность, предусмотрена предохранительная решетка.

Гидроэлеватор с кольцевой насадкой позволяет отсасывать крупные включения — небольшие камни и гальку.

После вскрытия аварийного участка выполняются работы устранения течи временным способом ремонта с помощью хомута. Установка хомута под водой осуществляется двумя водолазами, общающимися между собой с помощью телефонной связи.

Первый водолаз спускается к месту ремонта заранее, имея при себе стяжные скобы, гаечные ключи, гайки и шайбы. Водолазы устанавливают хомут на трубу. При помощи кондуктора хомут устанавливается таким образом, чтобы место утечки перекачиваемого продукта располагалось посредине корпуса хомута. 

Параллельно с подводно-техническими работами ведется разработка ремонтных котлованов на береговых участках перехода под врезку отводов для опорожнения дефектного участка трубопровода от перекачиваемого продукта. Для врезки применяется устройство типа УВО 100-500. После врезки вантуза производится опорожнение перекачиваемого продукта в земляной амбар.

1.6.2 Выбор метода ремонта.

Так как дефектом трубопровода является трещина, ремонт будет осуществляться вырезкой катушки с подъемом трубопровода. Ремонт с использованием шахтных колодец и кессонов в этом случае не применяются. Их в основном применяют на полноводных глубоких  реках или на морях, где невозможно сооружать котлованы или же подъем трубы.  

Подъем осуществляют с помощью плавучих портальных опор, площадок и камеры.

Плавучие портальные опоры конструкции Гипроречтранса предназначены для подъема, разрезки, центровки и сварки катушки, устанавливаемой взамен поврежденного участка в плавучей камере (рис. 8). Они изготовлены из четырех универсальных понтонов УП-4, соединенных между собой рамой. На опорах устанавливают грузоподъемные лебедки с тяговым усилием 70 кН и четыре папильонажные лебедки с тяговым усилием 15 — 30 кН. Для проведения сварочных и изоляционных работ на трубопроводах любых диаметров при скорости течения 0,7 м/с и волнении до 1 балла используют плавучую камеру. Она представляет собой открытый сверху прямоугольный понтон (3,6x3,1x18 м), сваренный из стали толщиной 3 — 4 мм. По углам понтона расположены герметичные ящики вместимостью 2,3 м3, заполненные воздухом. Их положительная плавучесть обеспечивает выполнение работы по вырезке и вставке катушек. Для удобства проведения работ и центровки труб в бортах камеры вырезаны полукруглые гнезда, на которые укладывают просмоленную паклю. С наружной стороны камеры по образующей гнезд с помощью пластин и болтов крепят брезентовые фартуки, которые предотвращают попадание воды в камеру. На дне камеры устроен настил из досок.

1-плавучая система с подъемным устройством; 2-полипаст; 3-лебедка; 4-трубопровод,  5-плавучая камера для сварки стыков; 6-портальная рама;

Рис 8 -  Плавучие портальные опоры конструкции Гипроречтранса

До начала проведения ремонтных работ необходимо установить общую длину поднимаемого участка трубопровода, рассчитать усилия, возникающие в трубе при подъеме и опускании.

Для облегчения массы трубопровода к нему подвешивают разгружающие понтоны. Чтобы уменьшить воздействие гидродинамического давления воды на трубопровод при подъеме его на поверхность и опускании на дно, используют тросовые оттяжки. Их длина 1_от зависит от глубины залегания трубопровода и расстояния между створом трубопровода и лебедками L:

L, в долях единицы: 1,5  2,0  2,5  3,0  4,0  5,0  6,0  8,0  10,0

Lот,  м:              1,8  2,2  2,7  3,2  4,1  5,1  6,2  8,1  10,0

Усилия, возникающие в трубопроводе, рассчитывают по формулам для много пролетной балки с опорами в местах закрепления оттяжек.

Для проведения сварочно-монтажных и изоляционных работ используется плавучая ремонтная камера. Для удержания ремонтной камеры в нужном положении относительно оси трубопровода применяются заякоренные плавучие площадки с лебедками для устройства оттяжек.

Для вырезки дефектного участка, сначала с трубопровод устраняется установленный хомут, а также изоляция.

Вырезка «катушки» осуществляется безогневым методом, с помощью трубореза «Файн». Принцип работы заключается в следующем: после закрепления ее на трубе включается двигатель, который приводит во вращение режущий инструмент, и с помощью рукоятки подачи прижимают его к трубе до тех пор, пока стенка трубы не будет перерезана. Затем при помощи рукоятки включения хода приводится в движение зубчатые ведущие колеса тележки, которые перемещают ее по окружности трубы, а режущий инструмент осуществляет разрезание трубы.

После вырезки дефектного участка трубопровода оси его соединяемых концов должны находиться на одной прямой линии на расстоянии, равном не менее половины длины вскрываемого участка. То есть, на месте врезки катушки не должно быть искривления оси трубопровода.

Далее с помощью плавучего крана подводится ввариваемая «катушка» (ввариваемая «катушка» должна быть изготовлена из труб, прошедших гидравлическое испытание на внутреннее давление) и закрепляется с помощью центраторов.

1 – промежуточное звено; 2 – звено с опорными роликами; 3 – запорное звено; 4 – запорное устройство.

Рисунок 5 - Наружный звенный центратор ЦЗ.

Перед началом сварочных работ торцы труб сушат. Качество сварных

швов зависит от правильного выбора основных параметров ведения сварочных работ: величины зазора, марки и диаметра электродов и параметров режима сварки. Ручную дуговую сварку выполняется электродами с основным покрытием - ЛБ-52у, диаметр - 3,2 мм, производитель – Kode steel (Япония).

Контроль качества сварных соединений при ремонте с заменой «катушки» производится:

-пооперационный контроль в процессе сборки и сварки;

-визуальный контроль и обмер сварных соединений;

-проверка неразрушающим ультразвуковым методом контроля (дефектоскоп АРМС-МГ4) и радиографическим(рентгеновский аппарат постоянного действия МАРТ-200).

Отремонтированный участок покрывают противокоррозионным покрытием.

Так как трубопровод находится под водой применяют усиленную изоляцию:

-грунтовка («Биом-2»)

-битумно-полимерная мастика («Биом») - 1-3 слоя

-защитная обертка.

Устранив дефект, продуктопровод опускают в прежнее положение, установив пригрузы.

Удаляем герметизаторы с места проведения ремонтных работ потоком перекачиваемого продукта до камер приема СОД, которые используются для приема герметизаторов.

По НТД продуктопровод подлежит испытанию гидравлическим способом. До начала испытания производится очистка внутренней полости, как правило водой. В испытуемом продуктопроводе создается пробное давление превыщающее рабочее, после отслеживается в течении времени выдержки перепады давления, если нет снижения – значит утечек нет.

С плавучих опор отремонтированный трубопровод постепенно погружают на дно, используя для этой цели стальные канаты, соединенные с подъемными устройствами опор.

Трубопровод начинают укладывать с опор, расположенных на участках с наибольшей глубиной. По мере опускания трубопровода на этом участке включают в работу соседние опоры с таким расчетом, чтобы радиус кривой изгиба не превышал допустимой величины.

Во время укладки необходимо постоянно контролировать положение трубопровода с помощью закрепленных на нем канатов, маркированных через каждый метр.

Для уменьшения массы трубопровода при укладке его способами свободного погружения и с плавучих опор и придания ему необходимой расчетной плавучести используют разгружающие понтоны грузоподъемностью 15, 30, 100 и 120 кН.

При выборе расстояния между понтонами в том случае, если трубопровод укладывают с опор, учитывают, что местные напряжения от воздействия подъемной силы понтона не должны превышать 5 % от максимальных изгибающих напряжений в трубопроводе

Если дно сложено из песков или глин, то для более надежного удерживания поднимаемого участка трубопровода в створе, а также для обеспечения устойчивости плавсредств при ремонте верхнего по течению двух- или многониточного перехода используют якоря-присосы.

1.7 Ликвидация последствий аварий

После завершения АВР и пуска нефтепровода в работу, силами и средствами ABC, согласно разработанному плану, должны быть устранены последствия аварии.

В состав плана должно входить следующее:

- способы и методы откачки и закачки собранной нефти, разлитой вследствие аварии;

- способы уборки остатки нефти из ям, амбаров, замазученности территории;

- методы утилизации собранных остатков с сорбентом, торфом, соломой или шламов и места расположения специальных пунктов для сбора и утилизации нефтяных загрязнений;

- работы по демонтажу временных нефтепроводов с арматурой, сборных или резиновых емкостей для сбора нефти, оборудования, жилых вагончиков и других сооружений;

- виды и способы работ по восстановлению земельных площадей, участков и объемы работ по рекультивации земель;

- способы удаления и очистки от нефти надземных и подземных вод при их заражении;

- способы удержания и очистки попавшей под лед нефти при авариях;

оценка степени загрязнения земель, водных объектов и атмосферы в результате аварии;

- проект и график восстановления объектов, разрушенных от взрыва или пожара в результате аварий.

В зависимости от последствий аварий, вида предстоящих работ, планы ликвидации последствий аварий могут быть согласованы с Госгортехнадзором, природоохранными и противопожарными органами.Закачка нефти из ям-накопителей в магистральный нефтепровод проводится по временному нефтепроводу передвижными насосными агрегатами типа ПНА-1, ПНА-2, ПНУ-1, ПНУ-1М или другими высоконапорными агрегатами.

Оставшаяся замазученность территории, земли, водной или ледовой поверхности ликвидируется следующими способами:

- после откачки нефти из ям-накопителей, амбаров, запруд на поверхность оставшейся в них нефти, которую невозможно откачать, наносится сорбент (торф, солома, опилки и т.д.), количество которого определяется с учетом его поглощающей способности. После пропитывания сорбента нефтью его собирают и вывозят на специальные пункты для утилизации. Если сорбент не впитал с поверхности почвы всю нефть, операцию повторяют.

-нефть, разлившаяся по поверхности земли покрытой снегом, и снежной массой, должна быть собрана в сборные котлованы для откачки или вывезены в очистные сооружения ближайшей НПС. Остатки нефти с землей должны быть собраны и вывезены на пункты утилизации, а участок земли подвергнут рекультивации согласно РД 39-00147105-006-97.

-тонкие слои нефти, оставшейся на поверхности воды после сбора нефтесборщиками, нефть, оставшаяся в лагунах, рукавах, заливах, убираются сорбентами. Остаточные нефтяные загрязнения, нефть, оставшаяся на плесах, берегах, между растительностью, смываются водой, собираются на поверхности воды между берегом и боковыми заграждениями, затем убираются с помощью сорбентов, которые наносятся на водную поверхность и после пропитывания остаточной нефти собираются и вывозятся на специальные полигоны, где утилизируются или сжигаются.

-нефть, разлившаяся по поверхности льда, должна быть собрана механизированным или ручным способом и вывезена в котлованы или ближайшую НПС.

Нефть, попавшая под лёд должна быть собрана нефтесборщиками и вывезена. Оставшаяся нефть после уборки со льда и из подо льда, по согласованию с экологическими и противопожарными органами, может быть уничтожена путем сжигания. Не сожженная часть загрязненной нефтью остатки льда (и снега) должны быть вывезены для утилизации в специально отведенные места.

Возможные способы сбора и ликвидации остатков нефти, с учетом различных ситуаций и климатических условий, должны быть предусмотрены в Планах ликвидации возможных аварий на линейной части или на подводных переходах МН.

При ликвидации последствий аварии запрещается:

- засыпать ямы-накопители и дренажные канавы до полной откачки из них остатков нефти;

- вывозить почву, загрязненную нефтью, в отвалы, не отведенные для этих целей;

- сжигать не откачанную из амбаров (котлованов) нефть.

Сжигание остатков нефти может проводиться, как исключение, при уборке остаточных нефтяных загрязнений на поверхности болот, пойменных (камышовых) и береговых участков (водоемов) по согласованию с местным комитетом экологии и органом пожарной охраны.

Остатки, битумообразные отходы, нефтешламы должны быть собраны и вывезены в специальные пункты для утилизации, а при их отсутствии - в места, согласованные с природоохранными органами.

После завершения АВР должна быть проведена рекультивация земель в соответствии с требованиями инструкции РД 39-00147105-006-97.

Процесс рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварии на МН, включает:

- удаление из почвы остатков нефти;

- рекультивацию земель (технический и биологический этапы).

Рекультивацию, загрязненных нефтью земель, следует осуществлять с учетом уровня загрязнения, климатических условий и состояния биогеноценоза. Рекультивация включает два этапа: технический и, при необходимости, биологический.

Техническая рекультивация земель предусматривает планировку, формирование откосов, снятие и нанесение плодородного слоя почвы, устройство гидротехнических и мелиоративных сооружений, а также проведение других работ, создающих условия для дальнейшего использования рекультивированных земель по целевому назначению или для проведения мероприятий по восстановлению плодородия почв (биологический этап).

Биологическая рекультивация включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий (подготовка почвы, внесение удобрений, подбор трав и травосмесей, посев, уход за посевами) и направлена на закрепление поверхностного слоя почвы корневой системой растений, создание сомкнутого травостоя и предотвращение развития водной и ветровой эрозии почв на нарушенных землях.

В Планах ликвидации возможных аварий для объектов магистральных нефтепроводов должны быть предусмотрены меры по ликвидации последствий загрязнения подземных вод от аварийных разливов нефти, учитывающие специфику конкретных обстоятельств аварий и местные условия.

Мероприятия по ликвидации последствий загрязнения подземных вод от аварийных разливов нефти в общем виде включают следующее:

- изучение гидрогеологических характеристик места аварийного разлива нефти и определение вероятности загрязнения подземных вод, в т.ч. мест водозаборов для питьевого и хозяйственного водоснабжения;

- обустройство наблюдательных скважин по контролю за качеством (загрязнением) подземных вод;

- сооружение водозаборных(защитных) скважин для откачки загрязненных нефтью подземных вод;

- очистку загрязненных нефтью подземных вод, обеспечивающую ПДК содержания нефтепродуктов в очищенной воде на уровне требований соответствующих нормативных документов;

- порядок взаимодействия заинтересованных организаций в процессе выполнения мероприятий по ликвидации последствий загрязнений подземных вод;

- другие меры, применяемые с учетом конкретных обстоятельств.

С целью предотвращения негативного воздействия на окружающую среду в процессе эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов организациями, эксплуатирующими МН, должны обеспечиваться следующие мероприятия:

- приобретение установок, материалов, оборудования и технического флота по сбору нефти, мусора и других отходов и загрязняющих веществ с акваторий водоемов;

- создание автоматических систем контроля за загрязнением атмосферного воздуха, оснащение стационарных источников выброса вредных веществ в воздушный океан приборами контроля;

- строительство, реконструкция полигонов по обезвреживанию вредных промышленных отходов;

- приобретение оборудования, материалов для рекультивации нефтезагрязненных земель.

С целью ликвидации последствий вредных воздействий аварий на объектах магистральных нефтепроводов, организациями, эксплуатирующими МН, должны выполняться следующие мероприятия:

- развитие производства и внедрение технологий по переработке отходов;

- рекультивация нефтезагрязненных земель;

- ликвидация шламонакопителей, рекультивация технологических амбаров.

Организацией, эксплуатирующей магистральные нефтепроводы, должны предусматриваться мероприятия по ликвидации последствий аварий, которые включают в себя

- разработку и согласование с местными природоохранными и другими заинтересованными органами надзора мероприятий по ликвидации последствий аварий;

- организацию сбора разлитой нефти;

- организацию производственного экологического контроля за состоянием нарушенных компонентов природной среды;

- определение размеров компенсационных выплат за ущерб, нанесенный природной среде аварией;

- организацию отбора арбитражных проб (при разногласиях с контролирующими природоохранными органами);

- организацию работ по восстановлению нарушенных компонентов природной среды.

Производственному экологическому контролю должны подвергаться системы для предупреждения, локализации и ликвидации последствий техногенных аварий, приводящих к отрицательным воздействиям на окружающую природную среду, а также почвы и природные воды, загрязненные нефтью по вине природопользователя.

Порядок проведения производственного экологического контроля определяется внутрипроизводственными программами, технологическими регламентами (инструкциями, планами природоохранных мероприятий и другой нормативно-методической документацией) с учетом требований Регламента проведения производственного экологического контроля в процессе эксплуатации производства работ в дочерних акционерных обществах ОАО "АК "Транснефть".

Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда

Организация и проведение ремонтных работ осуществляется в соответствии с требованиями РД 39-00147105-015-98 Безопасность труда в строительстве, СНиП III-4-80* Техника безопасности в строительстве и другими действующими нормативными документами, РД 31.84.01-90 Единые правила безопасности труда на водолазных работах, ТОИ Р-66-15-93 Типовая инструкция по охране труда для монтажников наружных трубопроводов.

На месте проведения работ должна присутствовать необходимая документация, которая включает в себя:

а) оперативная документация:

- разрешение на производство работ;

- план производства работ;

- приказ о назначении ответственных лиц за обеспечение сохранности межпромыслового газопровода, при движении техники в охранной зоне трубопровода;

- приказ о назначении ответственных лиц за безопасное производство работ в соответствии с утвержденным планом производства работ;

- инструкция по пожарной безопасности;

- наряды-допуски огневые и другие работы повышенной опасности;

- выписка из оперативной части Плана ликвидации возможных аварий;

- технологические карты на земляные и сварочные работы;

- папка предписаний, акты проверок.

б) исполнительная документация:

- акт передачи участка трубопровода;

- акт закрепления трассы, площадки;

- ведомость установленной арматуры и оборудования;

- акт-допуск по форме СНиП 12-03-01;

- разрешение на производство работ в охранной зоне межпромыслового газопровода.

Инженерно-технические мероприятия

Меры безопасности при выполнении земляных работ

Производство земляных работ по вскрытию межпромыслового газопровода должно осуществляться с оформлением наряда-допуска на работы повышенной опасности. Во время работ в котловане должны находиться лица, которые заняты выполнением конкретной работы в данное время. Если в процессе работы в стенках траншеи появятся трещины, грозящие отвалом, то работники должны немедленно покинуть её и принять меры против обрушения грунта (укрепление стенок траншеи, срезание грунта для увеличения откосов и др.).

Размеры ремонтного котлована должны обеспечивать проведение работ по замене дефектного участка. Длина котлована определяется из расчета:

L=ℓ+(2-3) м

где ℓ – длина заменяемого участка межпромыслового газопровода, но не менее диаметра межпромыслового коллектора, при этом расстояние от конца заменяемого участка до прилегающей торцевой стенки котлована должно быть не менее 1,5 м.

При работе экскаватора необходимо соблюдать расстояние 0,20 м от ковша до стенки трубы. Для предотвращения падения кусков грунта в котлован, отвал вынутой земли должен находиться на расстоянии, не менее 0,5 м от края траншеи в связанных грунтах.

При работе на грунтах с малой несущей способность, для предотвращения повреждения межпромыслового газопровода бульдозером, снятие плодородного слоя следует проводить одноковшовым экскаватором.

При производстве работ в ночное время существует необходимость освещения котлована и места производства работ. Также, при поступления диагностического снаряда в темное время суток в камеру приёма очистных и диагностических устройств (КППОУ), возникает проблема освещения. Согласно СНиП 23-05-95 рабочие места, объекты, подходы и проезды к ним в темное время суток освещаются. Наружное охранное освещение обеспечивает освещенность на уровне земли 0,5 лк и более.

В ночное время освещение рабочего котлована должно осуществляться прожекторами или светильниками во взрывозащищённом исполнении. Для местного освещения необходимо применять светильники напряжением не более 12В, или аккумуляторные фонари (включать и выключать их следует за пределами взрывоопасной зоне).

Меры безопасности при выполнении огневых работ.

При выполнении сварочных работ необходимо соблюдать требования ГОСТ 12.3.003-86, санитарных правил при сварке металлов, утвержденных Министерством здравоохранения Российской Федерации, правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других работ, утвержденными ГУПО МВД РФ.

Производство сварочно-монтажных работ должно осуществляться с оформлением наряда-допуска на огневые работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность. Сварочное оборудование, переносной инструмент, освещение, средства индивидуальной защиты должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок потребителей. Перед началом электросварочных работ необходимо проверить исправность изоляции сварочных кабелей и электрододержателей, а также плотность соединений всех контактов. При пользовании электроинструментом, ручными электрическими машинами, переносными светильниками их провода и кабели должны подвешиваться. Все эти инструменты подключаются только через устройство защитного отключения (УЗО). Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генераторов, трансформаторов, должны быть не более 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 380и 220 В.

Запрещается проведение сварочных работ во время снега или дождя без применения навеса над местом производства работ и ветра со скоростью свыше 10 м/сек. При оставлении места работы сварщик должен отключить сварочный аппарат.

Кожный покров человека в сухом состоянии оказывает значительное сопротивление прохождению электрического тока. Расчетное сопротивление человека соответствует 1000 Ом. Безопасным для жизни, но вызывающим болезненное ощущение считается ток 0.03-0.05 А. Предельным безопасным напряжением для человека можно считать 50 В.

Однако при влажной коже или ее повреждениях сопротивление снижается до 400 Ом.

Безопасность при выполнении водолазных работ.

Водолазные работы должны выполняться при наличии наряд-задания.

Плановые подводно-технические работы должны осуществляться в соответствии с проектами организации работ или строительства (планами, календарными графиками, технологическими картами или другими технологическими документами).

В проектах должны быть предусмотрены мероприятия по обеспечению безопасности труда водолазов.

При разработке мероприятий по безопасности труда в проектах должны быть учтены требования, установленные в настоящих Правилах и других руководящих нормативных документах, регламентирующих требования безопасности труда водолазов, специфика и условия выполнения водолазных работ [11].

Допуск водолазов к водолазным спускам и работам осуществляется только при наличии оформленного у них свидетельства об окончании водолазной школы (курсов), личной книжки водолаза, личной медицинской книжки водолаза с положительным заключением Водолазной медицинской комиссии (ВМК) о пригодности к водолазным работам, с указанием установленной глубины погружения в текущем году, а также после ежегодного подтверждения ВКК их квалификации.

Перед началом водолазных работ выполняемых на отдельных объектах (в условиях экспедиции или командировки), приказом (распоряжением) администрации должны быть назначены:

-руководитель водолазных работ;

-состав водолазной группы;

-лица, осуществляющие медицинское обеспечение;

В приказе должно быть, кроме того, предусмотрено материально-техническое обеспечение.

Руководитель водолазных работ должен ознакомить водолазный состав с проектом (планом), наряд-заданием водолазных работ.

До начала водолазных работ руководитель водолазных работ должен организовать постоянное наблюдение за гидрометеоусловиями и окружающей обстановкой в районе работ.

Перед началом работ по строительству или ремонту гидротехнических сооружений водолазы должны по чертежам или по проекту работ ознакомиться с устройством сооружения, условиями производства работ и мерами по безопасности труда и получить наряд-задание.

Разработку котлованов, траншей, размывку грунта и другие работы, связанные с нарушением поверхностного слоя грунта, допускается производить по указанию руководителя водолазных работ после получения им сведений об отсутствии в месте производства работ электросиловых, телефонных кабелей или трубопроводов, а при их наличии он обязан иметь план трассы находящихся в зоне работ кабелей и трубопроводов.

Руководитель водолазных работ обязан до начала работ получить от предприятия - владельца трубопровода письменное уведомление о снятии давления в трубопроводе. По окончании работ руководитель водолазных работ обязан дать предприятию - владельцу трубопровода письменное уведомление о завершении работ.

При разработке грунта в котлованах и при разделке глубоких траншей стенки их следует делать пологими (в пределах угла естественного откоса грунта)

При разработке грунта гидроразмывочными средствами в случае одновременной работы в котловане 2 водолазов или более расстояние между ними должно быть не менее 10 м. Действия водолазов должны постоянно согласовываться. Водолаз не должен выпускать из рук гидравлический ствол, находящийся под давлением. Струя из гидравлического ствола не должна направляться в сторону работающего рядом водолаза.

Перед спуском в траншею или котлован водолаз должен убедиться в том, что откосы траншеи или котлована сформировались и не угрожают обвалом.

Проводить водолазный осмотр траншей и котлованов во время работы скреперов, земснарядов и других мощных грунтоуборочных средств запрещается.

Спуск водолаза и осмотр уложенного трубопровода разрешаются только после того, как трубопровод будет уложен на грунт, а натяжение поддерживающих его канатов ослаблено.

При прокладке трубопровода с помощью разгрузочных понтонов водолаз может производить осмотр трубопроводов только при полностью опущенных на грунт понтонах. Осмотр понтонов в процессе погружения трубопроводов запрещается.

Перед отсоединением (отстропкой) понтона от трубопровода вручную водолаз должен убедиться в том, что понтоны лежат на грунте, а поддерживающие его стропы ослаблены. Отстропливать вручную понтоны, имеющие положительную плавучесть под водой, запрещается.

Водолазу запрещается опускаться и подниматься по приспособлениям, поддерживающим трубопровод.

Перед соединением секций трубопровода или отдельных труб с помощью фланцев водолаз должен убедиться в надежности остропки секций и труб.

Для совмещения отверстий неподвижного и поворотного фланцев, а также для определения зазоров между стыкуемыми трубами необходимо пользоваться специальными приспособлениями.

Водолазные спуски для осмотра подводного трубопровода любого диаметра при гидравлическом или пневматическом испытании разрешаются руководителем работ только после снятия давления в испытываемом трубопроводе.

При демонтаже подводного трубопровода водолазу запрещается находиться вблизи троса, подрезающего трубопровод.

При осмотре опор (свай, оболочек, труб и т.п.), сооружений эстакадного типа водолаз не должен обходить препятствия более чем на 180°, при этом он должен следить, чтобы его шланг или сигнальный конец (кабель-сигнал) не цеплялись за монтажные петли и другие выступающие детали сооружений.

Работы по установке железобетонных конструкций (угловых блоков, оболочек, массивов, плит и т.д.) в гидротехническое сооружение должны выполняться при скорости течения не более 1 м/с. При работах ночью или при ограниченной видимости должно применяться подводное и надводное освещение.

Спуск водолаза под воду для установки железобетонной конструкции в гидротехническое сооружение или ее осмотра разрешается только после того, как нижняя часть конструкции будет полностью находиться на грунте, не ниже установленной конструкции или на весу над местом ее установки на расстоянии не более 0,1 м по высоте от места установки.

Если при опускании конструкций необходимо присутствие водолаза для наблюдения за правильностью их установки, водолазу разрешается находиться на спусковом конце выше конструкции и в стороне от нее.

При установке железобетонной конструкции в гидротехническое сооружение водолаз должен находиться на безопасном расстоянии от опущенной конструкции, с таким расчетом, чтобы исключалась возможность прижатия его самого, а также шланга и сигнального конца (кабель-сигнала) к соседним элементам. Безопасное расстояние должно определяться проектом производства работ и радиусом действия крановой стрелы с учетом габаритов груза.

Тяжелые элементы гидротехнических сооружений следует поднимать с грунта с учетом сил присоса, применяя стропы, траверсы и другие устройства. После остропки и обтяжки стропов водолаз должен выходить на поверхность.

Мелкие камни, детали и другие предметы следует поднимать в бадьях, корзинах или с использованием храпцов.

Техника безопасности для монтажников.

Монтажники при производстве работ согласно имеющейся квалификации обязаны выполнять требования безопасности, изложенные в «Типовой инструкции по охране труда для работников строительства, промышленности строительных материалов и жилищно-коммунального хозяйства», настоящей типовой инструкции, разработанной с учетом строительных норм и правил Российской Федерации, а также требования инструкций заводов-изготовителей по эксплуатации применяемых инструментов, оборудования, оснастки и средств защиты.

Перед началом работы монтажники обязаны:

а) предъявить руководителю удостоверение о проверке знаний безопасных методов и приемов работ и пройти инструктаж на рабочем месте с учетом специфики выполняемых работ;

б) надеть каску, спецодежду, спецобувь установленного образца;

в) получить задание на выполнение работы у бригадира или руководителя.

После получения задания монтажники обязаны:

а) подготовить необходимые средства индивидуальной защиты, проверить их исправность;

б) проверить рабочее место и подходы к нему на соответствие требованиям безопасности, уточнить у руководителя работ степень загазованности колодцев и камер;

в) подобрать технологическую оснастку и инструмент, необходимые при выполнении работы, проверить соответствие их требованиям безопасности труда;

г) осмотреть элементы конструкций трубопроводов, предназначенных для монтажа, и убедиться в отсутствии у них дефектов.

Монтажники не должны приступать к выполнению работы при следующих нарушениях требований безопасности:

а) неисправностях технологической оснастки, средств защиты работающих, инструмента, указанных в инструкциях заводов-изготовителей;

б) несвоевременном проведении очередных испытаний технологической оснастки, инструментов и приспособлений;

в) несвоевременном проведении очередных испытаний или истечении срока эксплуатации средств защиты работающих, установленного заводом-изготовителем;

г) недостаточной освещенности рабочих мест и подходов к ним;

д) дефектах элементов конструкций трубопроводов, предназначенных для монтажа;

е) нарушении устойчивости откосов выемок грунта, где должна вестись работа;

ж) обнаружении потери устойчивости ранее смонтированных трубопроводов;

з) отсутствии противогаза или других средств защиты при работе в загазованных колодцах и камерах.

Обнаруженные нарушения требований безопасности должны быть устранены собственными силами, а при невозможности сделать это монтажники обязаны сообщить о них бригадиру или руководителю работ.

При выполнении работ по прокладке наружных трубопроводов монтажники обязаны при работе с электроинструментом первого или второго класса защиты применять средства индивидуальной защиты (диэлектрические перчатки, галоши, коврики).

При обнаружении неисправности переносной электролампы или трансформатора, а также другого электроинструмента или электропроводки монтажники обязаны прекратить работы и сообщить об этом бригадиру или руководителю [8].

В процессе монтажа трубопровода монтажники обязаны:

а) использовать для прохода и работы специально подготовленные системы доступа и средства подмащивания;

б) при завертывании гаек пользоваться гаечным ключом, соответствующим их размерам;

в) не курить в камерах и колодцах, а также не пользоваться открытым огнем вблизи люков;

г) не допускать нахождение людей под опускаемым или поднимаемым грузом, а при работе с лебедкой - не направлять трос на барабане руками или ногами;

д) проверять соответствие отверстий при фланцевом соединении только с помощью конусных оправок и сборочных пробок;

е) при наличии порезов или царапин на руках не работать в колодце с фекальными водами.

При подаче краном элементов конструкций трубопроводов в траншею монтажники обязаны соблюдать требования по установке и перемещению грузов краном, изложенные в проекте производства работ (ППР) или технологической карте.

Размещать строительные материалы у кромки выемок с неукрепленными стенами следует за пределами призмы обрушения грунта на расстоянии не менее 1,5 м от бровки выемки.

При совместной работе монтажников и электросварщика во время сварки труб для защиты глаз монтажники должны применять специально предназначенные защитные очки или щитки с затемненными стеклами.

К строповке грузов допускаются монтажники, имеющие удостоверение стропальщика (такелажника).

Строповку арматуры трубопроводов (вентилей, заглушек) следует осуществлять за их корпус; строповка за отдельные детали (штоки, маховики) не допускается.

Подходить к грузу разрешается только после опускания груза на уровень не выше 0,5 м от проектного положения.

Расстроповку элементов трубопровода, установленного в проектное положение, следует производить после закрепления их в соответствии с проектом.

Проводить осмотр, остукивать или обслуживать трубопровод, присоединять или разъединять линии, подводящие воздух от компрессора к трубопроводу, следует только после прекращения подачи воздуха и снижения давления до атмосферного.

Монтаж трубопроводов вблизи электрических проводов в пределах расстояния, равного наибольшей длине монтируемого узла, следует производить при снятом напряжении.

По окончании работы монтажники обязаны:

а) сложить в отведенное для хранения место применяемые в процессе работы грузозахватные приспособления, технологическую оснастку;

б) очистить от грязи, промыть и убрать инструмент и мелкие детали в места, предназначенные для их хранения, сложить аккуратно материалы и элементы строительных конструкций;

в) закрыть люки колодцев и камер или поставить вокруг них ограждения и соответствующий дорожный знак «Проезд закрыт, ведутся работы!», а также включить для освещения этого места фонарь красного цвета;

г) сообщить руководителю работ или бригадиру обо всех неполадках, возникших во время монтажа конструкций трубопровода.

Организационные мероприятия. Инструктаж

Рабочие и инженерно-технические работники обучаются безопасным методам работы на предприятиях в соответствии с положениями ГОСТ 12.0.004-79.

Рабочие выполняющие работы с повышенной опасностью проходят специальные обучения. Обязательное обучение охране труда предусматривается как для рабочих и служащих, не являющихся должностными лицами, так и для административно-технических работников и должностных лиц.

Обучение рабочих состоит из следующих этапов:

-вводного инструктажа (при поступлении на работу);

-целевого обучения охране труда на специальных курсах или на предприятии;

-инструктажа на рабочем месте;

-проверки знаний и допуска к самостоятельной работе;

-повторного инструктажа;

-разового инструктажа при смене вахты.

При вводном инструктаже поступающего на работу знакомят с правилами внутреннего трудового распорядка, специфическими особенностями данного производства, особыми требованиями производственной санитарии, техники безопасности и противопожарной охраны на объекте. После вводного инструктажа, целевого обучения и инструктажа на рабочем месте перед допуском работника к самостоятельной работе у него проверяют знания по охране труда комиссии.

Спецодежда и СИЗ

Работники, занятые на работах по замене дефектных участков  должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами защиты, согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи одежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты (СИЗ), при этом они должны иметь сертификаты соответствия.

При работе на открытом воздухе большое значение приобретает рациональный режим труда и правильное использование спецодежды.

Члены бригады, выполняющие газоопасные работы в котловане, траншее (линейные трубопроводчики, монтажники наружных трубопроводов и др.) должны обеспечиваться спецодеждой для защиты от повышенных температур. Работникам, производящим работы в лежачем положении «с колена», выдаются маты или наколенники из материала низкой теплопроводности и водонепроницаемости.

Для защиты органов дыхания применяются СИЗ органов дыхания (СИЗОД) – противогазы шланговые, типа ПШ-1, ПШ-2.

Защита головы работника от механических повреждений, повреждения электрическим током осуществляется за счёт касок.

К средствам защиты лица, глаз и органов слуха работников, выполняющих ремонтные работы на межпромыслового газопровода, относятся щитки защитные лицевые, очки защитные, противошумовые наушники и вкладыши.

Система автоматизации на подводном переходе нефтепровода ТОН-2 через реку Белая.

Автоматизация линейной части магистрального нефтепровода  ТОН-2 проходящего через реку Белая осуществляется телемеханикой. Объектами автоматизации является электрозадвижки (№14, 15, 24, 23) установленные у переходов реки и сами трубопроводы. Объектами управления являются колодцы (№ 1,2,3,4,5), в которых установлены датчики. Для измерения температуры в трубопроводе установлены термометры сопротивления ТСМ(медные), которые преобразуют температуру (-8+40) в изменении электрического сопротивления. Термометр подключен к контроллеру телемеханики ТМ, который установлен в помещении контролируемого пункта (КП8, КП10). С помощью кодовых сигналов информация о значении температуры передается диспетчеру в пункт управления.

В колодцах также установлены датчики давления, передающие электрические сигналы в контроллер ТМ.

В пункте контроля и управления телемеханикой установлен центральный блок и аппаратура телемеханики, а в колодце установлен блок акустического датчика СПРА-4 (акустического сигнализатора прохождения очистных устройств и средств внутритрубной диагностики).

Для централизации контроля и управления нефтепроводом используется система телемеханики, в которой информация о состоянии объекта (нефтепровода) передается на расстояния с помощью специальных преобразований сигналов от датчиков.

Устройством телемеханики является контроллер ТМ, который осуществляет телеизмерение, телесигнализацию, телеуправление.

Телесигнализация (ТС) сообщает диспетчеру о состоянии объекта (задвижка –«открыта-закрыта», произошел пожар, вскрыли колодец и т,д.)

Телеизмерение осуществляет передачу с контролируемого пункта значения параметров (температура, давление). Телеуправление осуществляет передачу команды управления из пункта управления в контролируемый пункт (КП8,10).

В помещении КП8,10 установлен обогреватель, включение которого можно осуществить вручную (кнопка Н), которая установлена по месту у обогревателя через магнитный пускатель (NS). Температура поддерживается от +5 до 40 . При превышении указанных температур, работа подогревателя блокируется и сигнализируется. Для предотвращения пожара в помещении ПКУ установлен пожарный извещатель (TS), сигнал от которого используется для сигнализации. Если произойдет вскрытие помещения ПКУ или колодца, то также срабатывает сигнализация. Для этого в помещении (поз.5) и в колодце (поз.3) установлены датчики положения.

Управлять задвижками можно из помещения ПКУ со щита управления вручную (кнопка Н) через магнитные пускатели. (NS), а также автоматически, используя контроллер телемеханики.

Датчик ТЖНУ имеет стандартный токовый выходной сигнал (4-20 мА), взрывозащитное исполнение, взрывонепроницаемая оболочка, значение основной погрешности 0.15…0.5 %, рабочие диапазоны температур окружающей среды от -57 до + 50 .   


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

65390. РЕГУЛЮВАННЯ ЕКОЛОГІЧНИХ НАСЛІДКІВ ДІЯЛЬНОСТІ ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА 235 KB
  Регулювання екологічних аспектів діяльності підприємства Показники екологічності як результат управління екологічними аспектами діяльності підприємства Показники екологічності системи адміністра тивного управління підприємства...
65391. Розробка оптимальних за тепловими втратами систем керування позиційним електроприводом 8.88 MB
  Для позиційних електроприводів розроблені закони керування оптимальні за швидкодією або за тепловими втратами. Застосування систем регулювання положення СРП оптимальних за тепловими втратами дозволяє знизити непродуктивні витрати електроенергії...
65392. ВПЛИВ ДОВГОТРИВАЛОГО ЗАСТОСУВАННЯ РІЗНИХ СИСТЕМ УДОБРЕННЯ НА ГУМУСОВИЙ СТАН ТА АГРОХІМІЧНІ ПОКАЗНИКИ ДЕРНОВО-ПІДЗОЛИСТОГО ГРУНТУ ЗАХІДНОГО ПОЛІССЯ УКРАЇНИ 1.03 MB
  Мета роботи встановити закономірності змін гумусового стану і агрохімічних показників дерновопідзолистого поверхнево оглеєного супіщаного ґрунту за довготривалого застосування вапна гною і мінеральних добрив та оптимізувати систему удобрення...
65393. УДОСКОНАЛЕННЯ ТЕХНОЛОГІЇ ВИРОБНИЦТВА КОНСЕРВОВАНОГО ЗЕЛЕНОГО ГОРОШКУ 970.5 KB
  В процесі технологічної переробки свіжого зеленого горошку мають місце значні втрати розчинних речовин – цукрів амінокислот вітамінів які складають біля 30 від їх вмісту у свіжому зерні. Проведені низкою авторів дослідження показали що на переробку...
65394. ВДОСКОНАЛЕННЯ ВИКОРИСТАННЯ ЗЕМЕЛЬ СІЛЬСЬКОГОСПОДАРСЬКОГО ПРИЗНАЧЕННЯ В АГРАРНОМУ СЕКТОРІ ЗАКАРПАТСЬКОЇ ОБЛАСТІ 192.5 KB
  Створення сприятливого інноваційного клімату і привабливості регіону Підвищення ефективності сільськогосподарського виробництва Збереження і охорона земель Сталий розвиток суб’єктів господарювання...
65395. ТЕОРЕТИЧНІ І МЕТОДИЧНІ ОСНОВИ ВИКОРИСТАННЯ ОБРАЗОТВОРЧОЇ ПРАВОСЛАВНОЇ СПАДЩИНИ В ДУХОВНОМУ РОЗВИТКУ МАЙБУТНЬОГО ВЧИТЕЛЯ 397 KB
  Якість реалізації всіх компонентів навчального процесу їх змістовність характер професійного педагогічного спілкування визначаються рівнем духовного розвитку вчителя тому духовність стає його провідною професійною характеристикою яка посідає визначальне місце в структурі якостей педагога.
65396. АНАЛІЗ РЕЖИМІВ РОБОТИ ПЕРЕТВОРЮВАЧІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ МЕТОДОМ ФУНКЦІЙ ВІЛЬНОГО РЕЖИМУ 1.1 MB
  Наукова новизна одержаних результатів полягає у наступному: проаналізовано причини високої трудомісткості існуючих аналітичних та чисельних методів розрахунку та запропоновано шляхи її зменшення за рахунок вдосконалення способу описання процесів на інтервалах між комутаціями...
65397. ВИЗНАЧЕННЯ РАЦІОНАЛЬНИХ ПАРАМЕТРІВ ЛЕЗОВОЇ ОБРОБКИ СУБМІКРОКРИСТАЛІЧНИХ МЕТАЛІВ ДЛЯ ЗБЕРЕЖЕННЯ ПОЧАТКОВИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ЗАГОТОВОК 1.35 MB
  Дослідження особливостей оброблюваності металів із субмікро та нанокристалічною структурою; закономірностей розподілу температурних полів в оброблюваній заготовці; впливу початкового розміру зерна температурного і часового факторів на остаточний розмір зерна структури та визначення...
65398. Діяльності політичних партій та громадських організацій України по утвердженню її державного суверенітету 138 KB
  Внаслідок політики перебудови відбулися кардинальні зміни, що призвели до появи політичних партій та політизованих громадських організацій. Це засвідчувало: в Україні відбувається процес громадянської структуризації суспільства, що є запорукою розбудови України...