Организация капитального ремонта магистрального нефтепровода (на примере участка МН "Пурпе – Самотлор")

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство транспорта Российской Федерации

Федеральное агентство железнодорожного транспорта

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ»

Кафедра «Нефтегазовое дело, химия и экология»

К ЗАЩИТЕ ДОПУСТИТЬ

Заведующий кафедрой И.И. Иванова

Организация капитального ремонта магистрального нефтепровода (на примере участка МН "Пурпе - Самотлор")

Пояснительная записка к выпускной квалификационной работе бакалавра

ВКР 21.03.01.2022. ПЗ К16- НГД(Б) - 666

Студент И.И. Иванов

Хабаровск - 2020



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА И УЧАСТКА ОРГАНИЗАЦИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

1.1 Климатические характеристики района производства работ

1.2 Особенности гидрогеологии района работ

1.3 Характеристика МН «Пурпе- Самотлор»

2. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МЕТОДОМ ВРЕЗКИ КОМПОЗИТНОЙ МУФТЫ

2.1 Внутритрубная диагностика полости МН

2.2 Подготовительные работы

2.3 Земляные работы - разработка котлована

2.4 Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы

2.5 Сварочно-монтажные работы

2.6 Контроль качества при капитальном ремонте

2.7 Контроль сварных соединений

2.8 Обратная засыпка котлована

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Проверка прочности и деформации нефтепровода

3.2 Расчет параметров ручной сварки

4. ВОЗДЕЙСТВИЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НА ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

4.1 Промышленная безопасность при производстве работ

4.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов

4.3 Влияние производства работ на экологическую обстановку

4.3.1 Класс опасности магистрального нефтепровода

4.3.2 Санитарно-защитная зона

4.3.3 Охранная зона магистрального нефтепровода

4.3.4 Негативные воздействия при капитальном ремонте магистрального нефтепровода

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода - это комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого нефтепровода до проектных характеристик с учетом требований действующих нормативных документов.

В выпускной квалификационной работе (далее -ВКР), выполненной на тему: «Организация капитального ремонта магистрального нефтепровода на примере участка МН «Пурпе-Самотлор», рассматривается комплекс основных этапов работ по установке муфты композитный на магистральный нефтепровод (далее - МН), на примере действующего нефтепровода «Пурпе-Самотлор».

Целью настоящей ВКР является рассмотрение и разработка мероприятий по врезке композитной муфты на магистральном нефтепроводе.

Задачами настоящей ВКР выступают:

- изучение нормативных документов и литературы по направлению;

- изучение особенностей по производству работ по врезке муфты в МН;

- выполнение расчетов на прочность и устойчивость МН.

Материалы, изложенные в ВКР, могут быть применены в реальном производственном процессе по врезке муфты в действующий нефтепровод; материалы, собранные из нормативных документов и литературы, актуальны в настоящее время и применимы в настоящей ВКР.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА И УЧАСТКА ОРГАНИЗАЦИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

1.1 Климатические характеристики района производства работ

Климат определяется наличием многолетней мерзлоты, близостью холодного Карского моря, обилием заливов, рек, болот и озёр. В целом, для округа характерна продолжительная зима (до 8 мес.), короткое лето, сильные ветры, небольшая величина снежного покрова.

Климат арктической части характеризуется длительной, холодной и суровой зимой с сильными бурями, морозами и частыми метелями, малым количеством осадков, очень коротким летом (50 дней), сильными туманами.

Климат северной (таёжной) полосы Западно-Сибирской низменности- резко континентальный; средняя температура здесь выше, лето довольно тёплое и влажное (до 100 дней).

В октябре 2010 года на трассе магистрали начались инженерные изыскания. На первом же этапе стала понятна главная проблема, которую предстояло решить строителям: 70% трассы проходило по вечной мерзлоте и почти половина приходилась на заболоченные территории.

Весь путь «Заполярье- Пурпе» пролегает через зону со специфическим климатом:

- температура здесь, в зависимости от сезона, может варьироваться от +34°С до -56°С;

- порывы ветра достигают 40 м/сек;

- нефтепровод во многих местах совпадает с местами миграции северных оленей, поэтому для животных были построены специальные переходы.



1.2 Особенности гидрогеологии района работ

Водные ресурсы региона отличаются богатством и разнообразием. Они включают: реки, озёра, болота и подземные воды.

Наличие озёр, большинство из которых ледникового происхождения, - одна из характерных черт ландшафта. Подземные воды характеризуются огромным артезианским бассейном площадью 3 млн. кмІ, включающим запасы термальных вод.

Рассматриваемый МН имеет подводный переход через реку Таз - один из самых протяженных в истории строительства трубопроводов. На рисунке 1.1 представлена фотография подводного перехода через реку Таз.

Рисунок 1.1 - Подводный переход через р. Таз

Подготовка к форсированию реки велась 1,5 года. Специалисты изучили все особенности этого района, а также геологические характеристики участка и гидрологические характеристики самой реки. Из трех предложенных вариантов прокладки трубы был выбран самый экологически безопасный - метод наклонно-направленного бурения. Для этого под дном реки предстояло пробурить большую скважину и протянуть через нее трубу в специальном защитном кожухе.

Наступление на Таз вели с обоих берегов, на каждом из которых смонтировали по мощной буровой установке. Стояла зима, и чтобы вести бурение даже в самые сильные морозы, установки поместили в легко возводимые ангары, внутри которых поддерживалась положительная температура. Всего предстояло пробурить три скважины длиной около километра: для основной нитки, резервной и для кабеля связи. Только на основной скважине диаметром 1600 мм пришлось пройти буром поперек реки восемь раз, с каждым шагом расширяя проход на 200 мм.

1.3 Характеристика МН «Пурпе- Самотлор»

«Пурпе - Самотлор» - российский магистральный нефтепровод, построенный и эксплуатируемый компанией «Транснефть». Является самым северным магистральным нефтепроводом в России с общей протяжённостью около 900 километров. Нефтепровод связывает богатые нефтеносные месторождения северных районов Красноярского края и Ямала с нефтеперерабатывающими мощностями на юге Сибири, а также нефтепроводом Восточная Сибирь -- Тихий океан (ВСТО).

22 апреля 2010 года Председатель Правительства РФ Владимир Путин подписал распоряжение Правительства о строительстве магистрального нефтепровода по маршруту «Заполярье -Пурпе-Самотлор».

Строительство нефтепровода предполагалось осуществить в два этапа: на первом этапе - проектирование и строительство нефтепровода «Пурпе-Самотлор»; на втором этапе - проектирование и строительство нефтепровода «Заполярье -Пурпе».

Фактическое строительство нефтепровода началось ещё до подписания распоряжения Правительства. Так, официальный старт работам ещё 11 марта 2010 года дал заместитель Председателя Правительства РФ Игорь Сечин. Тогда же прошла и сварка первого стыка трубопровода в районе Нижневартовска. Карта МН представлена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 - Карта МН «Пурпе -Самотлор».

Строительство нефтепровода велось с опережением графика. И уже 25 октября 2011 года недалеко от Ноябрьска прошла церемония ввода в эксплуатацию участка «Пурпе -Самотлор».

5 марта 2012 года началась реализация второго этапа строительства магистрального нефтепровода- был сварен первый стык системы «Заполярье- Пурпе». Завершить весь проект планировалось в IV квартале 2016 года.

18 января 2017 года Президент России Владимир Путин официально запустил вторую очередь нефтепровода «Заполярье -Пурпе». Таким образом, был дан старт эксплуатации всего магистрального нефтепровода «Заполярье -Пурпе -Самотлор».

Протяжённость магистрального нефтепровода «Пурпе -Самотлор» составляет 429 километров, он имеет диаметр 1020 мм и мощность 25 млн тонн нефти в год (с возможностью расширения пропускной способности до 50 млн тонн нефти в год), давление внутри трубопровода ? 6,3 МПа, толщина стенки 21 мм, класс 60. Работу нефтепровода обеспечивают три нефтеперекачивающие станции. Совокупные инвестиции на данном этапе составили 44,8 млрд рублей (или 55,9 млрд руб. в ценах 2010 г.).



2. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МЕТОДОМ ВРЕЗКИ КОМПОЗИТНОЙ МУФТЫ

Технологические операции при выполнении выборочного капитального ремонта по результатам внутритрубной диагностики производятся в следующей последовательности[4]:

-уточнение положения трубопровода;

-уточнение границ ремонтируемого участка;

-снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

-вскрытие трубопровода с разработкой траншеи ниже нижней образующей трубы;

-разработка грунта под трубопроводом (с грунтовыми опорами или без них);

-очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

-визуальный осмотр дефектного участка трубопровода, при необходимости дополнительный контроль физическими методами;

-выполнение работ по ремонту дефектных мест -монтаж муфты;

-нанесение изоляционного покрытия и контроль его качества;

-присыпка с подбивкой грунта под трубопровод и засыпка траншеи;

-техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

2.1 Внутритрубная диагностика полости МН

До проведения технического диагностирования эксплуатирующая организация определяет цели и задачи технического диагностирования, а также формирует требования к исполнителю технического диагностирования и порядку его проведения.

Основной задачей технического диагностирования является обнаружение и идентификация определенных типов дефектов с требуемой точностью определение положения дефектов на трубопроводе в продольном направлении (дистанция) и на окружности поперечного сечения трубопровода (угол).

Эксплуатирующая организация на основании определенных задач и требований формирует ТЗ на проведение работ по техническому диагностированию. В ТЗ могут указываться требования к видам и методам проведения технического диагностирования, объемам контроля и требования по соблюдению экологических норм и правил.

Исполнитель технического диагностирования, определяет порядок проведения технического диагностирования, состав используемого диагностического оборудования и методики, отвечающие требованиям, установленным эксплуатирующей организацией [1].

Этапы проведения диагностики магистральных трубопроводов:

-подготовительный - диагностика;

-очистка внутренних пространств от посторонних предметов;

-калибровка - обеспечение достаточной проходимости;

-обследование с помощью профилемера (конструкция представлена на рисунке 2.1) - изучение поворотов, изгибов, дефектов;

-обследование магнитными или ультразвуковыми внутритрубными приборами, выявление коррозии, трещин и прочих дефектов.

Рисунок 2.1 - Профилемер Калипер



Методы и оборудование, используемое для внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов:

-магнитооптическая дефектоскопия;

-ультразвуковая диагностика;

-метод опрессовки - под высоким давлением в трубы впускается газовое вещество, после чего производится осмотр. Этот давно изученный метод отличается низкой стоимостью.

При внутритрубной диагностике чаще всего используются дефектоскопы - приборы, которые перемещаются вместе с перекачиваемым продуктом. В него встроен магнитный или ультразвуковой аппарат, который фиксирует все перемещение на записи. Измерение происходит с помощью датчиков, расположенных в разных направлениях: это позволяет охватить всю площадь внутритрубного пространства. В ответ на сигнал происходит фиксация обратной связи и выявляются слабые места. Ультразвук чаще применяется при исследовании труб нефтепроводов, так как для его прохождения требуется акустический контакт датчика и трубы, где проводником выступает нефть.

Магнитная диагностика обладает следующими преимуществами:

-чувствительностью к дефектам потери металла;

-высокой разрешающей способностью;

-четкими результатами;

-быстрым анализом дефектов;

-отсутствием ошибок;

-надежностью дефектоскопов.

Комбинированные дефектоскопы (магнитно-акустические) выявляют дефекты и трещины на самых ранних стадиях образования, анализируют длину, глубину трещин, скорость распространения коррозии. Подходят для исследования нефтепроводов. Диагностика позволяет обследовать трубопроводы диаметром 273-1420 мм.

Реально выявить следующие типы дефектов:

- геометрические (сколы, вмятины). Применяется электронно-механический щуп, касающийся стен трубы.

Преобразовываясь в электрический сигнал, прибор регистрирует полученные данные:

-дефекты истончения металла, уменьшающие толщину стенки трубопровода (коррозия, трещины)

-поперечные дефекты;

-продольные дефекты.

Скорость перемещения дефектоскопа контролируется, чтобы избежать пропусков дефектов и повторного запуска. После извлечения прибора все данные анализируются специалистом и формируются в виде отчета. Сроки профилактики подбираются индивидуально, каждая трасса обладает своими особенностями, точную оценку может дать только специалист. Требования безопасности РФ обязывают проводить обследование подводных и подземных переходов магистральных газопроводов путем проведения внутритрубной диагностики, эскиз дефектоскопа представлен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2-Дефектоскоп Ультраскан

Тестируемая трасса должна отвечать определенным требованиям:

-равнопропускные с трубопроводом присоединительные компоненты и стопорные штуцеры;

-каждый участок трассы должен быть оборудован камерами запуска поточных устройств;

Апробирование проводится после полной очистки полостей труб с последующей продувкой или чисткой. Оценка состояния трубопровода после проведенного ремонта является обязательной.

2.2 Подготовительные работы

Рисунок 2.3 - Место проведения капитального ремонта на МН «Пурпе - Самотлор»

В состав подготовительных работ, выполняемых на трассе, входит:

- объезд трассы трубопровода и прилегающей к трассе территории для определения рабочей транспортной схемы перевозки грузов определение состояния дорог, мостов и других искусственных сооружений;

- расчистку полосы строительства от леса, кустарника остатков,

- планировку полосы отвода;

- устройство временной производственной базы для проведения врезки композитной муфты.

На рисунке 2.3 представлен участок линейно части МН в районе ЛПДС «Пурпе», на которой производится капитальный ремонт.

2.3 Земляные работы - разработка котлована

При капитальном ремонте перед началом работ на участке проводится уточнение положения и величины заглубления нефтепровода и подземных коммуникаций, пересекающих нефтепровод.

Положение нефтепровода и величину его заглубления определяют трассоискателями (типа ТПК-1, УКИ-1М и др.) и шурфованием.

Земляные работы следует выполнять механизированным способом. До начала земляных работ на демонтируемом участке следует отключить станции катодной защиты, дренажные линии, контрольные и силовые кабели питания запорной арматуры.

Разработка грунта в местах пересечения нефтепровода с другими подземными коммуникациями, ЛЭП, линиями связи, кабелями допускается лишь при наличии письменного разрешения и в присутствии представителя организации, эксплуатирующей эти подземные коммуникации. Вызов представителя возлагается на подрядную организацию.

Организации, в ведении которых находятся подземные коммуникации, обязаны до начала производства работ обозначить на местности хорошо заметными знаками оси и границы этих коммуникаций.

Прокладка нефтепровода принята подземная:

- в нормальных условиях 1,0 м до верха трубы;

- на переходах ручьев и болотах- не менее 1 м до верха балластирующей конструкции. Ширина траншей по дну принята 1,920 м.

На рисунке 2.4 представлен чертеж положения подземной части МН.

Величина откосов траншеи определяется в соответствии с [2] в зависимости от физико-механических свойств грунтов. С целью уменьшения объемов работ для прохода изоляционно-укладочной колонны на пересеченных участках трассы предусмотрена срезка грунта бульдозером.

Рисунок 2.4 - Подземное местоположение трубопровода

При значительных объемах срезанного грунта, часть его должна удаляться, часть использоваться для ремонта подъездных дорог и строительства лежневых дорог.

Рытье траншей производится одноковшовым экскаваторомемкостью ковша 0,65 - 1м. Обратная засыпка котлована производится бульдозером.

2.4 Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы

На данном участке погрузочно-разгрузочные работы при капитальном ремонте магистрального нефтепровода ведут на трассе трубопровода. Разгрузку композитной муфты из транспорта в пункт приемки и складирования выполняют самоходным автомобильным краном КС-4561 (представлено на рисунке 2.5).

Рисунок 2.5 -Самоходный автомобильный кран КС-4561

В качестве грузозахватных средств при разгрузке труб кранами на разгрузочную площадку используют торцевые захваты (представлено на рисунке 2.6).

Рисунок 2.6 -Торцевые захваты



Выполнение погрузочно-разгрузочных работ и размещение грузов регламентируется [3].

2.5 Сварочно-монтажные работы

Сварка муфты композитной П1ВД выполняется из полусекторов трубы диаметром ? 1062 мм толщиной от 10 до 16 мм под нефтепровод 1020 мм ручной дуговой сваркой (пример муфты композитной представлен на рисунка 2.7 - 2.8).

Проведение сварочно-монтажных работ выполняется в месте определения недопустимого дефекта после получения результатов при внутритрубной диагностики.

Рисунок 2.7 - Муфта композитная

Проверка качества сварных швов производится лабораторией сварки эксплуатирующей организации, оснащенной необходимыми приборами и оборудованием. Основным способом сварки неповоротных стыков магистральных трубопроводов при соединении секций остаётся ручная сварка электродами.



Рисунок 2.8 - Муфта композитная

Существенными преимуществами ручной сварки является простота процесса и возможность выполнения работ в разных климатических условиях с различным темпом продвижения вдоль трубопровода при высоком качестве швов. К основным недостаткам ручной сварки относятся большая потребность в квалифицированных рабочих сварщиках не ниже 5 - 6 разрядов и в ряде случаев тяжелые условия труда сварщиков. В связи с простотой процесса и его большей гибкостью и при надлежащей организации работ ручная сварка может быть даже более экономичной по сравнению с другими способами сварки. Способ монтажа композитной муфты с болтовыми соединениями полумуфт представлен на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - Способ монтажа композитной муфты

Применение ремонтных конструкций, а именно, муфты позволяет производить оперативный ремонт трубопровода без остановки перекачки нефтепродукта и без замены поврежденного участка. При этом затраты на ремонт без замены поврежденного участка на 60-70% меньше по сравнению с затратами на ремонт с заменой. Муфтовая технология ремонта на магистральных нефтепроводах - это эффективный метод выборочного ремонта трубопровода без вывода его из эксплуатации.

Сварная композитная муфта П1, П1ВД Состоит из следующих элементов:

- двух полуобечаек, имеющих на боковых кромках, разделку под сварку;

- установочных болтов, установленных в резьбовые отверстия в обеих полуобечайках, предназначенных для регулировки зазора между муфтой и трубой, и выполняющие функцию опор при установке муфты на трубопровод;

- входных патрубков, устанавливаемых в резьбовые отверстия для закачки композитной жидкости;

- технологических болтов, устанавливаемых в резьбовые отверстия верхней полуобечайки для выхода воздуха и контроля за заполнением полости между ремонтируемой трубой и муфтой.

Композиционные муфта (типа П1, П1ВД) устанавливается на прямые трубы и на трубы с изгибом, что позволяет создать постоянную ремонтную конструкцию для трубопроводов, имеющих дефекты без течи в соответствии с требованиями [5], [6], [7], [8], [9].

Приварные муфты должны быть изготовлены в заводских условиях, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

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

Для изготовления муфт применяются низколегированные стали марок 09Г2С, 10ХСНД, 13Г1С-У, 17Г1С-У или аналогичные им. Толщина стенки муфты и ее элементов при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не меньше толщины стенки ремонтируемой трубы. При этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более чем на 20% (допускается превышение 20% при округлении величины толщины стенки муфты до ближайшего стандартного значения толщины листа). При установке муфты на дефектный кольцевой сварной шов, соединяющий трубы разной толщины, или на дефект «разнотолщинность стыкуемых труб» учитывается наименьшая толщина стенки трубы, входящей в соединение. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины.

Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин на поверхности муфт не допускаются. Дефекты на муфте в виде царапин, задиров глубиной более 0,2 мм и не превышающие 5 % толщины стенки муфты устраняются. Толщина стенки муфты в местах зачистки не должна выходить за пределы минусового допуска;

Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей обработки поверхности, согласно технологии установки применяемой муфты. В целях правильности выбора ремонтной конструкции необходимо определить тип и фактические параметры дефекта с составлением акта проведения дефектоскопического контроля.

Приварная муфта должна перекрывать место дефекта не менее, чем на 100 мм от края дефекта. Длина муфт выбирается в зависимости от длины и вида ремонтируемого дефекта.

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

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

Максимальное допустимое давление в нефтепроводе с давление до 6,3 МПа при установке приварных ремонтных муфт должно быть не более 2,5 МПа.

Установка ремонтных конструкций, заварка коррозионных или механических повреждений для трубопроводов с давление до 6,3 МПа с толщиной стенки менее 7 мм должна проводиться при давлении не превышающем 2,0 МПа.

Максимальное давление для нефтепроводов диаметром 1067 и 1220 мм с давлением до 14 МПа на участке проведения сварочных работ при сварке ремонтных конструкций на действующих нефтепроводах не должно превышать 7,0 МПа.

Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль.

2.6 Контроль качества при капитальном ремонте

Организация контроля качества должна производиться в соответствии с [10].Строительные конструкции, изделия, материалы и оборудование, поступающие на стройку, должны проходить входной контроль. При входном контроле надлежит проверять соответствие их стандартам, ТУ, паспортам и другим документам. Лабораторные службы управления осуществляют систематические проверки результатов контроля сварки, изоляции и правильного ведения исполнительной документации.

Все узлы и заготовки, изготовление в заводских условиях, должны быть изготовлены таким образом, чтобы исключить на месте всякого рода подгонки, несовмещения и т.д. композитный муфта сварочный монтажный

Операционный контроль должен осуществляться после завершения производственных операций или строительных процессов и обеспечивать своевременное выявление дефектов и причин их возникновения. При операционном контроле должно проверяться:

-соблюдение заданной в проектах производства работ технологии выполнения строительных процессов;

-соответствие выполняемых работ рабочим чертежам, строительным нормам, правилам производства работ и стандартам.

2.7 Контроль сварных соединений

Радиографический контроль (далее - РК) сварных соединений применяется при изготовлении, монтаже и ремонте технологических трубопроводов. Категории трубопроводов устанавливаются разработчиком проекта для каждого трубопровода и указываются в проектной документации.

РК сварных соединений трубопроводов проводится по схемам, приведенным на рисунке 2.10.

1 - источник излучения; 2 - объект контроля;

3 - радиографическая пленка; 4 - эталон чувствительности

Рисунок 2.10 - Радиографический контроль сварного соединения



Радиографический контроль (РК) - неразрушающий контроль (НК) для проверки материалов на наличие скрытых дефектов. Радиографический контроль использует способность рентгеновских волн глубоко проникать в различные материалы.

Любой рентгеновский аппарат использует в качестве источника излучения материалы изотопы иридия 192, кобальт-60, или в редких случаях цезий-137.

Нейтронный радиографический контроль (НР) является разновидностью радиографического контроля, который использует нейтроны вместо фотонов для проникновения в материалы.

Для контроля сварных соединений образец помещается между источником излучения и устройством обнаружения, обычно это плёнка в сланцевом держателе или кассете, в которую радиация может проникнуть на протяжении требуемого промежутка времени.

В результате на плёнке фиксируется двумерная проекция образца с видимым скрытым изображением различной плотности в зависимости от количества излучения в каждой области. Рентгенограммы рассматривается в негативном варианте, без печати, как в позитивной фотографии. Это происходит потому, что при печати некоторые детали теряются.

Радиографический контроль используется для обнаружения в сварных швах таких дефектов, как трещины, непровары, шлаковые включения, газовые поры и др. Такие дефекты, как расслоения и планарные трещины обнаружить с помощью рентгенографии трудно.

2.8 Обратная засыпка котлована

В соответствии с [12] засыпку котлована с уложенными трубопроводами в непросадочных грунтах следует производить в две стадии.

На первой стадии выполняется засыпка нижней зоны немерзлым грунтом, не содержащим твердых включений размером свыше 1/10 диаметра асбестоцементных, пластмассовых, керамических и железобетонных труб на высоту 0,5 м над верхом трубы, а для прочих труб - грунтом без включений размером свыше 1/4 их диаметра на высоту 0,2 м над верхом трубы с подбивкой пазух и равномерным послойным его уплотнением до проектной плотности с обеих сторон трубы. При засыпке недолжна повреждаться изоляция труб.

На второй стадии выполняется засыпка верхней зоны котлована грунтом, не содержащим твердых включений размером свыше диаметра трубы. При этом должна обеспечиваться сохранность трубопровода и плотность грунта, установленная проектом.

В насыпях с жестким креплением откосов и в других случаях, когда плотность грунта на откосе должна быть равна плотности в теле насыпи, насыпь следует отсыпать с технологическим уширенном, величина которого устанавливается в проекте в зависимости от крутизны откоса, толщины отсыпаемых слова, естественного откоса рыхло отсыпаемого грунта и минимально допустимого приближения уплотняющего механизма к бровке насыпи. Срезаемый с откосов грунт может повторно укладываться в тело насыпи.



3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Проверка прочности и деформации нефтепровода

Проверка на прочность и деформации нефтепровода рассчитывается в соответствии с [13]. Проверяем трубопровод на прочность, найдя сначала кольцевые напряжения в стенке трубы -укци ш2- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

где np= 1,1 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе; p = 63 кгс/см2- рабочее давление в трубопроводе; Dв= 978 мм - внутренний диаметр трубопровода; д- толщина стенки трубопровода, тогда:

укц= 1,1?63?0,978/(2?0,021) = 1613 кгс/см2

Найдем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

где R1-расчетное сопротивление металла труб определяемое по формуле 3.3:



где: -нормативное сопротивление растяжению металла труб, принимается равным минимальному значению временного сопротивления ув по государственным стандартам и техническим условиям трубы;

m-коэффициент условия работы трубопровода, равный 0.6 для участков трубопроводов категорииВ;

К1= 1,47 - коэффициент надежности по материалу;

Кн= 1,05 - коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Тогда:

R1= 6000?0,6/1,47?1,05 = 2333 кгс/см2

Далее:

ш2=-0,5? = 0,45

Прочность проверяется по условию:

Проверяем наличие продольных осевых сжимающих напряжений по формуле 3.5:

где:

б = 0,000012 град-1-коэффициент линейного расширения металла трубы;

E = 2100000 кгс/см2-переменный параметр упругости;

м = 0,3 -коэффициент Пуассона;

Дt = 600С.

Тогда:

упрN = -12?10-6 ? 2,1?106?60 + 0,3? = -1027,9 кгс/см2

Знак «минус» последнего результата указывает на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить значение коэффициента ш1, учитывающего двухосное напряженное состояние металла труб.

Произведение коэффициента, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб и нормативное сопротивление растяжению металла труб будет равно:

ш2?R1 = 0,45?2333 =1049,85 кгс/см2

Тогда проверим условие:

|-1027,9| < 1049,85

Проверка общей устойчивости подземного трубопровода в продольном направлении выполняется в плоскости наименьшей жесткости системы из условия:

где:

m-коэффициент условий работы трубопровода;

Nкр- продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода;

S-продольное осевое усилие в сечении трубопровода, возникающее от расчетных нагрузок и воздействий. Так, с учетом нагрузки от внутреннего давления и температурных воздействий, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта:

где F- площадь поперечного сечения трубы, которая определяется по формуле 3.8:

F = рr2

Тогда:

F = 3,140,4892 = 0,75 м2

S = (12?10-6?2,1?106?60 - 0,3?1613)?0,75 = 771,075 кгс/м2

3.2 Расчет параметров ручной сварки

Соединение образуется стыковым швом, кромки листов обработаны. Из этого видно, что площадь наплавленного металла в шве относительно велика, поэтому расчет ведем по площади наплавленного металла (соответствует рисунку 3.1):



Рисунок 3.1 - Расчет площади шва

Согласно формуле 3.9 расчет площади шва составит:

.

Тогда:

.

При выполнении швов в защитном газе в нижнем положении существуют ограничения по площади наплавленного металла:

Для корневого шва - 10…12 мм2;

Для заполняющего шва - 55…65 мм2.

По технологии шов выполняется за один проход

Рассчитываем корневой проход составляет

Диаметр электродной проволоки:

.

Тогда:



.

Коэффициент Kd выбираем исходя из положения шва и уровня автоматизации, для автоматической сварки в горизонтальном положении Kd = 0,149... 0,409. Полученный расчетным путем округляем до ближайшего из стандартного ряда (0.8; 1.0; 1.2; 1.4; 1.6; 2; 2.5; 3; 4). Далее в расчетах будем использовать стандартные значения. Принимаем значения .

Вылет электродной проволоки:

Расчет сварочного тока:

Где: a-плотность тока в электродной проволоке, (при сварке в среде защитных газов , )

При механизированном способе сварки применятся значительно большие плотности тока по сравнению с ручной сваркой, из-за меньшей длиной вылета электрода.

,

Скорость сварки зависит от площади наплавляемого металла и диаметра и ограничивается в зависимости от уровня автоматизации процесса (для автоматической сварки ). При сварке в нижнем положении формула имеет вид:



,

Где:

коэффициент наплавки, г/А, ,

.

При сварке в принимается равным ;

.

;

.

.

.

.

.

Тогда по формуле 3.13:

.

Примем скорость сварки

Расчет защитного газа :

.

Расстояние от присадочной проволоки до изделия влияет на эффективную тепловую мощность источника теплоты. С уменьшением расстояния эффективная тепловая мощность, а, следовательно, нагрев поверхности основного металла и переход элементов основного металла в металл наплавки увеличивается. Кроме того, при чрезмерном уменьшении расстояния от присадочной проволоки до изделия ухудшатся газовая защита из-за образования высокой турбулентности потока в результате подсоса воздуха. Чрезмерное увеличение расстояния (более 25 мм) приводит к резкому ухудшению газовой защиты, вызывая дефекты в металле наплавки. Наиболее оптимальным является расстояние 8-17 мм.

Скорости сварки определяется режимом сварки, описанным выше, следует добавить, что также этот показатель зависит от угла наклона лазерной головки к изделию, расстоянием от торца присадочной проволоки до поверхности основного металла, качеством подготовки основного металла.

Оптимальной можно считать такую скорость сварки, при которой капли перегретого жидкого металла присадочной проволоки, попадают в ванну, перемещающуюся по поверхности изделия жидкого металла наплавки на расстояние 2-3 мм от головной части ванны. При уменьшении скорости сварки увеличивается нагрев поверхности основного металла и длительность контактирования твердой и жидкой фаз, что приводит к увеличению содержания примесей основного металла в металле сварки. Слишком большая скорость ведет к нарушению формирования поверхности и к неравномерной по длине толщине наплавленного слоя.

В зависимости от угла наклона сварочной головки к изделию меняется и направление потока плазменной струи к изделию.

При необходимости получения малой толщины металла наплавки и при наплавке на изделие малой толщины (до 2-3 мм) целесообразнее применять проволоку диаметром 1,0-1,6 мм. В остальных случаях целесообразнее применять проволоки диаметром 2-5 мм. С увеличением диаметра сварочной проволоки можно обеспечить крупнокапельный перенос металла, а, следовательно, и меньший перегрев основного металла при более высоких значениях сварочного тока, чем применяемых при наплавке тонкими проволоками. Кроме того, с увеличением диаметра присадочной проволоки повышается К.П.Д.

Основной технологической операцией при изготовлении труб и строительстве трубопроводов является сварка, поэтому рационально применение технологичных процессов сборки и сварки, обеспечивающих требуемый уровень прочностных, пластических свойств и сопротивления хрупкому разрушению сварных соединений.

Для стали марки 09Г2С эквивалент углерода (%)согласно ГОСТ19281-81 определяем по формуле:

Где: Mn, Si, Ni, Cr, V, Cu, P процентное содержание химических элементов в свариваемой стали.

Для стали марки 09Г2С:

Сталь марки 09Г2С требует предварительного подогрева, так как .

Температуру предварительного подогрева определяем по формуле:

где Соб общий углеродный эквивалент, %.

где дтолщина свариваемого металла, мм.



Принимаем Тпод = 180 оС для стали марки 09Г2С.

Возможность образования горячих трещин для применяемой стали оценивается коэффициентом HCS по формуле:

Так как коэффициент HCS стали 09Г2С ? 4, то они не склонны к перегреву и образованию горячих трещин.

При оценке технологичности данной конструкции важным фактором является конфигурация и протяженность сварных швов, который определяет способ сварки и условия изготовления.

Кольцевые швы линейной части, труб магистрального нефтепровода являются прямолинейным, обладает большой протяженностью и выполняются в полевых условиях. Сварной стык труб, в виду своих габаритных размеров, является неповоротным, а сварка неповоротных стыков магистральных нефтепроводов является очень ответственной и сложной операцией. Сложность заключается в том, что на каждом стыке имеются все пространственные положения, и она возрастает с уменьшением диаметра труб, что осложняет процесс сварки.

В базовой технологии при строительстве трубопроводов и соединительных элементов применялась ручная дуговая сварка покрытыми электродами. Качество данных сварных соединений напрямую зависитот квалификации сварщиков, что требует тщательного подбора кадров. Кроме того, сварке участка трубопровода предшествуетбольшой комплекс мероприятий по подготовке, установке, центровке и стяжке, сопряжению кромок, фиксация свариваемых кромок. Все перечисленные мероприятия усложняются при влиянии факторов окружающей среды, что в итоге снижает темпы строительных работ.

При сооружении линейной части долгое время одним из самым распространенным методом сварки неповоротных стыков являлась ручная электродуговая сварка (РДС) покрытыми электродами за счет своей универсальности, отсутствием высокотехнологичной техники и высококвалифицированного персонала для ее обслуживания, дешевизны процесса.

Современная динамика развития сварки при строительстве трубопроводов характеризуется внедрением новых высокотехнологичных автоматизированных сварочных процессов и оборудования.

Основными параметрами такого современного сварочного оборудования, а соответственно и технологии сварки, являются:

высокая производительность;

получение требуемых механических свойств сварных соединений;

повышение степени автоматизации (и производительности снижение влияния человеческого фактора);

безотказность;

компактность, мобильность.

Одним из таких высокотехнологических методов является лазерно-дуговая сварка в среде защитных газов, позволяющая производить процесс сварки сталей больших толщин. В результате взаимодействия лазерного излучения и электрической дуги при лазерно-дуговой сварке происходит перекрытие недостатков каждого из процессов за счёт преимуществ другого обеспечивающая высокую производительность в сочетании с высокими механическими свойствами.



4. ВОЗДЕЙСТВИЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НА ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

4.1 Промышленная безопасность при производстве работ

В проектной документации (документации) при разработке технологических процессов и при выборе оборудования объектов линейной части ОПО МТ и ОПО МАП учитываются все виды нагрузок и воздействий, возникающих на этапах строительства, эксплуатации, реконструкции, при техническом перевооружении, капитальном ремонте, консервации и ликвидации ОПО МТ и ОПО МАП, а также неблагоприятные варианты их сочетания, которые могут повлиять на надежность и безопасность линейной части ОПО МТ и ОПО МАП.

Определение нагрузок и воздействий должны осуществляться на основе результатов инженерных изысканий, получивших положительное заключение экспертизы в порядке, установленном законодательством Российской Федерации в области градостроительной деятельности.При выполнении расчетов на прочность, деформацию и устойчивость трубопроводов и опорных конструкций (фундаментов, опор, оснований) необходимо рассмотреть влияние на нагрузки переходных процессов (нестационарных режимов) при перекачке продукта, а также возможное изменение свойств грунта в процессе строительства и эксплуатации трубопроводов.

В составе ОПО МТ и ОПО МАП должны быть определены опасные участки, по которым проектной документацией (документацией) предусматриваются дополнительные меры, направленные на снижение риска аварий.

Технические решения, принимаемые при разработке проектной документации (документации) ОПО МТ и ОПО МАП, должны обеспечивать безопасность технологических процессов.

Независимо от способа прокладки (подземный, наземный, надземный линейной части ОПО МТ и ОПО МАП) должна быть обеспечена надежная и безопасная эксплуатация магистрального трубопровода с учетом рельефа, грунтовых и природно-климатических условий.

Для наиболее опасных участков объектов линейной части магистральных трубопроводов в проектной документации (документации) должны быть предусмотрены специальные меры безопасности (выполнение одного или нескольких условий), снижающие риск аварии, в том числе:

увеличение толщины стенки трубопровода;

увеличение глубины залегания трубопровода;

повышение требований к категории защитного покрытия и режимам средств электрохимической защиты;

обустройство систем коррозионного мониторинга;

применение труб с защитным покрытием;

применение обетонирования;

применение защитного футляра (кожуха), защитных плит

применение композитных усиливающих бандажей;

прокладка в тоннеле;

обустройство дополнительных обвалований и защитных стенок;

укрепление грунта (берегов);

устройство отводящих систем (каналов, канав);

геотехнический мониторинг трубопроводов.

Для линейной части трубопроводов, предназначенных для транспортирования широкой фракции легких углеводородов, проектной документацией (документацией) должны быть предусмотрены специальные меры безопасности, снижающие риски для населения и обслуживающего персонала, в том числе:

увеличение толщины стенки трубопровода;

увеличение глубины залегания трубопровода;

ограничение диаметра трубопровода не более 400 мм;

дополнительные требования к металлу труб по прочности, по трещиностойкости, стойкости тела трубы к распространению вязкого и хрупкого разрушения;

постоянный мониторинг технического состояния трубопровода на основе более частого проведения работ по внутритрубной диагностике с устранением недопустимых дефектов;

геотехнический мониторинг трубопроводов на опасных участках.

Для наиболее опасных участков объектов линейной части магистральных трубопроводов, предназначенных для транспортирования жидкого аммиака, проектной документацией (документацией) должны быть предусмотрены специальные меры безопасности, снижающие риски для населения и обслуживающего персонала, основные из которых:

линейная часть магистрального трубопровода должна быть максимально удалена от крупных городов, транспортных и промышленных узлов, заповедных и заказных территорий, месторождений полезных ископаемых и подземных источников питьевой воды;

магистральный трубопровод должен быть разделен на секции запорной арматурой. Длина каждой секции обосновывается в проектной документации (документации) в зависимости от ее внутреннего объема, топографических, геологических и других местных условий, и должна быть не более 15 км при условном диаметре трубопровода до 350 мм включительно и не более 10 км при условном диаметре трубопровода до 500 мм включительно;

глубина заложения магистрального трубопровода должна быть не менее 1,4 м до верха трубы, на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению, - 1,7 м, в скальных грунтах, а также в болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин - 1,0 м;

глубина заложения магистрального трубопровода при переходах судоходных рек, каналов и других водных препятствий от отметки дна, не подверженного переформированию, до верха МАП должна быть не менее 1,4 м, на несудоходных реках - не менее 0,8 м;

в скальных грунтах, выходящих на поверхность дна на несудоходных реках, величина может быть уменьшена до 0,5 м, а на судоходных - до 0,8 м, считая от верха забалластированного трубопровода;

прокладка магистрального трубопровода по поверхности дна без заглубления не допускается;

прокладку магистрального трубопровода через крупные глубоководные, судоходные реки, водохранилища, при сложных грунтовых условиях дна пересекаемых водных преград, на мостовых переходах и пересечениях подрабатываемых территорий следует предусматривать по способу «труба в трубе»;

схема речного перехода способом «труба в трубе» должна быть герметичной и состоять из наружного кожуха, выдерживающего рабочее давление, принятое в магистральном трубопроводе, и изготовленного из труб, равнопрочных с рабочим трубопроводом; сальникового уплотнения специальной конструкции, обеспечивающего герметичность и плотность всей системы; береговых колодцев, обеспечивающих защиту сальников от повреждений; системы заправки межтрубного пространства газообразным азотом и реле давления с выдачей в автоматизированную систему управления технологическими процессами через систему телемеханики сигнализации повышения давления в случае повреждения рабочего трубопровода;

пересечения магистрального трубопровода с другими трубопроводами и кабелями следует предусматривать ниже этих трубопроводов и кабелей. Технические решения пересечений обосновываются в проектной документации (документации);

постоянный контроль утечек.

Техническими решениями по линейным сооружениям ОПО МТ и ОПО МАП должна быть обеспечена компенсация перемещений трубопровода в результате изменения температуры, воздействия внутреннего давления.

На линейных объектах ОПО МТ и ОПО МАП следует применять средства защиты от возможных видов коррозии, в том числе внешней (атмосферной) и подземной коррозии, внутренней коррозии, коррозии блуждающими и индуцированными токами, в соответствии с условиями и сроком эксплуатации, установленными проектной документацией (документацией), а также проводить мероприятия, обеспечивающие защиту технических устройств от внешних воздействий электростатических разрядов и электромагнитных полей.

Проектной документацией (документацией) должны быть предусмотрены меры защиты изоляционных покрытий трубопровода от механических повреждений (обетонирование, защитные футляры, футеровка).

Технологические процессы очистки полости трубопровода, диагностических работ и разделения транспортируемых сред (веществ) должны обеспечивать безопасную эксплуатацию ОПО МТ.

Арматура и обвязка запорной арматуры, устанавливаемые на объектах линейной части ОПО МТ и ОПО МАП, должны обеспечивать возможность дистанционного и местного (автоматического и (или) ручного) управления остановкой технологического процесса, как при проектных режимах эксплуатации, так и в случае аварии или инцидента, в том числе с учетом секционирования участков трубопровода.

Средства защиты от превышения давления, установленного проектной документацией, должны обеспечивать своевременный сброс давления в целях безопасного ведения технологического процесса.

Технические решения по транспортированию высоковязких жидких углеводородов принимаются в проектной документации на основании тепло-гидравлического расчета режима работы трубопровода.

Проектной документацией (документацией) должны быть определены требования к трубопроводам, трубопроводной арматуре, соединительным деталям по величине рабочего давления и продолжительности испытаний на прочность и герметичность.

На подводных переходах через водные преграды проектной документацией (документацией) должно быть предусмотрено применение технических средств, препятствующих всплытию трубопровода.

Меры против всплытия трубопровода, включая применение соответствующих технических устройств, необходимо разрабатывать в проектной документации (документации) при прокладке подземных трубопроводов на участках с высоким уровнем грунтовых вод и долгосрочным подтоплением паводковыми водами.

Для обеспечения безопасности технологического процесса транспортирования газообразных или сжиженных углеводородов на участках подземных переходов трубопроводов через железные и автомобильные дороги общего пользования проектной документацией (документацией) должны быть предусмотрены технические решения по контролю утечек.

Проектной документацией (документацией) для ОПО магистральных газопроводов должны быть предусмотрены устройства безопасного сброса газа, отделяемые трубопроводной арматурой, рассчитанные на то же рабочее давление, что и основной газопровод.

В проектной документации (документации) на ОПО МТ и МАП, в том числе в технологическом регламенте, должны предусматриваться технические решения по очистке полости трубопроводов после строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта, а также удалению воды после проведения гидроиспытаний.

Проектной документацией (документацией) должны быть предусмотрены меры по обеспечению информационной безопасности, а также специальные технические средства, устойчивые к внешним воздействиям электростатических разрядов и электромагнитных полей и обеспечивающие непрерывный дистанционный контроль систем управления технологическими процессами ОПО МТ и ОПО МАП в соответствующих условиях эксплуатации.

Несанкционированный доступ к автоматизированным системам управления технологическими процессами, запорной, регулирующей и предохранительной арматуре должен быть исключен.

Проектной документацией (документацией) на ОПО МТ и ОПО МАП должны быть предусмотрены безопасное обслуживание и ремонт оборудования наземных объектов линейной части ОПО МТ и ОПО МАП.

Конструкция и расположение на линейной части ОПО МТ и ОПО МАП узлов пуска, приема и пропуска очистных и разделительных устройств, устройств внутритрубной дефектоскопии должны обеспечивать прохождение этих устройств по всей протяженности трубопровода.

4.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов

1) Повышенный уровень шума на рабочем месте

Шум - это беспорядочное сочетание звуков различной частоты. Длительное воздействие шумов отрицательно сказываются на эмоциональном состоянии персонала, а также может привести к снижению слуха. В соответствии с [14] допустимый уровень шума составляет 80 дБ. Запрещается даже кратковременное пребывание в зоне с уровнями звукового давления свыше 135 дБ.

Шум может создаваться работающим оборудованием: машинами, бульдозерами и трубоукладчиками, полевыми машинами для изоляции трубопровода.

К коллективным средствам и методам защиты от шума относятся: использование средств звукоизоляции (звукоизолирующие кожухи); средств звукопоглощения.

В качестве СИЗ предусмотрены заглушки, заглушающая способность которых составляет 6 - 8 дБ. В случаях более высокого превышения уровней шума следует использовать наушники, надеваемые на ушную раковину.

2) Недостаточная освещенность рабочей зоны

Для электрического освещения строительной площадки и участков используется рабочее, аварийное, эвакуационное и охранное освещение. В соответствии с [15] Государственные элементные сметные нормы на строительные и специальные строительные работы при наступлении темноты участки работ, рабочие места, проезды и проходы к ним должны быть освещены:

- не менее 10 люкс при выполнении земляных работ;

- не менее 100 люкс на рабочем месте при выполнении монтажных и изоляционных работ;

- не менее 2 люкс на проездах в пределах рабочей площадки;

- не менее 5 люкс в проходах к месту производства работ.

Освещенность должна быть равномерной, без слепящего действия осветительных приспособлений на работающих. При выполнении газоопасных работ для освещения рабочих мест должны использоваться светильники во взрывозащищенном исполнении.

При недостаточной освещенности и напряженной зрительной работе происходит повышенная утомляемость, возникновение головных болей и ухудшение зрения.

Передвижные инвентарные осветительные установки должны размещаться на строительной площадке в местах производства работ, и в зоне транспортных путей и др. Строительные машины должны быть оборудованы осветительными установками наружного освещения.

3) Отклонение показателей микроклимата на открытом воздухе

Микроклимат представляет комплекс физических параметров воздуха, влияющих на тепловое состояние организма. К ним относят температуру, влажность, скорость движения воздуха, интенсивность радиационного излучения солнца, величину атмосферного давления.