3.6.3 Мероприятия по отводу протечек

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

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

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

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

3.6.4 Герметизация полости трубопровода с установкой герметизаторов ПЗУ

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

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

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

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

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

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

3.6.5 Основные работы

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

Произвести следующие технологические переключения согласно план - графиков основных работ.

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

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

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

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

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

сваркой соединительных наконечников с телом трубопровода .

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

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

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

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

Производится размагничивание стыкуемых торцов труб перед сваркой.

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

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

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

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

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

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

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

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

3.6.6 Размагничивание стыкуемых труб перед сваркой

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

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

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

1. Определяется величина и направленность магнитного ноля в зазоре

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

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

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

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

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

остаточного магнитного поля

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

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

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

3.6.7 Подготовка и производство сварочно-монтажных работ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

* зачистить корневой слой шва от шлака и брызг металла;

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

* подварку изнутри выполнить до начала сварки заполняющих слоев;

* выполнить сварку подварочного и облицовочного слоев;

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

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

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

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

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

При производстве сварочных работ используются следующие геометрические параметры сварных швов:

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

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

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

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

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

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



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

3.6.8 Изоляция врезанных "катушек"

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

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

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

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

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

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

* окончательная очистка изолируемой поверхности;

* сушка врезанной "катушки";

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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



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

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

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

Все механизмы с ДВС обеспечиваются исправными искрогасителями.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

закрываются №7113а, №7113б.

Приоткрываются задвижки №105^а.

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

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

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

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

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

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

"КАЙМАН"+ПЗУ 3МР с 242 км;

ПЗУ 3МР+"КАЙМАН" с 252 км.

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

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

открываются задвижки №7129, №7119;

закрывается задвижки №7121, 7127.

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

открываются задвижки №7129, №7127;

закрывается задвижку №7129.

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

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

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

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

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

3.8 Засыпка ремонтного котлована

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

* удаление загрязненного нефтью слоя грунта;

* засыпку котлована минеральным грунтом;

* рекультивацию земель (технический и биологический этапы).

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

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

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

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

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

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

- метод понижения давления с фиксированной или скользящей уставкой;

- метод отрицательных ударных волн;

- метод сравнения расходов;

- радиоактивный метод;

- ультразвуковой метод (зондовый);

- метод акустической эмиссии;

- лазерный газоаналитический метод;

- визуальный метод;

- метод перепада давлений (зондовый);

- метод трассирующих газов;

- метод вихревых токов;

- комбинированный электромагнитный метод контроля;

- метод ударных волн Н.Е. Жуковского

- и другие.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

Рис. 4.2 Структурные схемы разомкнутых инвариантных ИУ

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

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

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

- коэффициент затухания акустических колебаний в металле трубы,

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

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

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

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

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

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

t1 - время прихода сигнал о врезке от первого КП;

t2 - время прихода сигнал о врезке от второго КП.

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



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

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

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

значение искомой координаты - расстояние от КП с меньшим номером:

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

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

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



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

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

где m<1.

При этом удается освободиться от влияния возмущающего воздействия.

Алгоритм действий над сигналами задается программно.

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

- коэффициент затухания акустических колебаний в металле трубы,

- вид энергетического воздействия на металл трубы при совершении врезки.

В данном случае сигнал от первого канала:



сигнал от второго канала:

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

Где:

Кпп - коэффициент преобразования первичного преобразователя,

Квп - коэффициент преобразования вторичного преобразователя.

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

а) сложение значений сигналов x1 и x1

б) деление x2 на сумму значений сигналов x1 и x2

таким образом, удается освободиться от влияния возмущающего воздействия f;

в) вычисление значения x

где m<1.

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

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

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ системы Ч-М-С

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Средства труда:

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 5.1

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

Загрязненность воздуха вредными газами внутри трубопровода

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

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

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

Окись углерода…………………………………….20мг/м³

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

5.2 Выбор опасных и вредных веществ

Воздействие кинетической энергии

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

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

Воздействие потенциальной энергии

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

Термические ожоги, обморожения

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

Физические пассивные факторы

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

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

Профессиональные заболевания, отравления:

Воздействие химической энергии.

Химически активные факторы

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

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

Воздействие потенциальной энергии

Физически пассивные факторы

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

5.3 Выбор причин возникновения опасных и вредных факторов, аварий

Технические причины

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

Технологические причины

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

Организационные причины

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

Нарушение трудовой и производственной дисциплины

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

21. Нахождение на работе в нетрезвом, наркологическом состоянии.

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