Вид покрытия

прокалки, 0С

выдержки, ч

1. Э42, Э50

2. Э42А

3. Э50А

4. Э60, Э70

Ц

Б

Б

Б

60...100

250

300

350

1.0

1.0

1.0

1.0

Поле сварки корневого слоя шва электродами с целлюлозным покрытием его поверхность зачищается от шлака шлифмашинкой до получения плоской поверхности.

Горячий проход осуществляется непосредственно после сварки и шлифовки корневого слоя шва, выполненного только с применением целлюлозных электродов. Время между окончанием сварки первого слоя шва и началом выполнения горячего прохода не должно превышать 5 минут. При вынужденных перерывах после сварки первого слоя шва более 5 минут необходимо поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева. Если это условие не выполняется, то стык должен быть вырезан и заварен вновь.

Перед наложением каждого последующего слоя шва поверхность предыдущего слоя шва должна быть очищена от шлаков и брызг наплавленного металла, После окончания сварки поверхность облицовочного слоя шва так же должна быть очищена от шлака и брызг.

Величина зазора при сборке труб, температура предварительного подогрева, тип и марка сварочных электродов определяется технологической картой на сварку труб, утвержденной главным инженером треста и территориальной конторой по качеству строительства.

Сварочные соединения подвергают внешнему осмотру и неразрушающему контролю физическими методами. Внешнему осмотру подвергают все сварные стыки, для чего каждый стык перед осмотром необходимо очистить от шлака, грязи и брызг наплавленного металла. При этом сварные соединения не должны иметь трещин, подрезов глубиной более 0.5 мм, недопустимых смещений кромок, прожогов, кратеров и выходящих на поверхность пор, а также других дефектов формирования шва. Ширина шва должна соответствовать технологической инструкции на конкретный метод сварки, усиление шва должно быть высотой 1...3 мм и иметь плавный переход к основному металлу.

Неразрушающему контролю стыки труб выполненные электродуговой сваркой, подвергаются в объёме 100 % на участках трубопроводов I категории, стыков захлестов, ввариваемых катушек и арматуры контролируется рентгеновскими или гамма - графическими методами. Используется рентгеновский аппарат “Мир-2Д”, который способен просветить стенку толщиной до 20 мм.

4.3.3. Гидравлическое испытание

Испытание подводного перехода следует производить в соответствии с требованиями ВСН 011-88 под руководством комиссии, состоящей из представителей генерального подрядчика, заказчика или органов технадзора.

Перед началом необходимо предупредить местные органы о сроках, порядке проведения работ и провести оповещение об этом жителей населенных пунктов.

I этап испытания на сварочно-монтажной площадке до изоляции. До начала производства работ по гидравлическому испытанию необходимо:

- сварить трубы в плеть;

- провести 100% контроль сварных соединений радиографическим методом;

- очистить трубопровод от окалины, грунта, мусора и других посторонних предметов;

- спланировать площадку с продольным уклоном 2...50 в сторону уреза воды;

- подготовить к работе машины, оборудование, приспособления и инструменты.

Для проведения испытания на прочность и проверки на герметичность необходимо:

- выложить трубоукладчиками трубопровод на площадке;

- приварить на обоих концах плети катушки с заглушками; разместить места установки манометров, воздухоспускных кранов и патрубков;

- газовой резкой вырезать отверстия по диаметру штуцеров и патрубков;

- вварить в отверстия воздухоспускные краны, штуцеры и патрубки, установить манометры, подсоединить наполнительный и опрессовочный агрегаты.

Работы по гидравлическому испытанию производятся в следующей последовательности:

- открываются воздухоспускные краны и закрываются краны на патрубках для освобождения трубопровода от воды;

- закачивается вода в трубопровод;

- когда из всех воздухоспускных кранов начнут выходить струи воды (трубопровод полностью заполнен водой), воздухоспускные краны закрываются;

- подымается давление в трубопроводе до максимально возможного при помощи наполнительного агрегата, после чего кран на подводящей линии этого агрегата перекрывается;

- включается опрессовочный агрегат и увеличивает давление до величины испытательного. Давление увеличивается постепенно и равномерно без толчков и ударов, с постоянным контролем за состоянием трубопровода визуально и по манометрам. В процессе подъема давления поверхность трубопровода осматривается при давлении равном 1/3 и 2/3 испытательного. При осмотрах повышение давления прекращается

- закрываются все краны на подводящих линиях и трубопровод выдерживается под испытательным давлением в течение 6 часов;

- снижается испытательное давление до рабочего путем выпуска воды через патрубок для освобождения от воды, и производится проверка на герметичность. Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для тщательного осмотра, но не менее 12 часов.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность трубопровод не разрушился, а при проверке на герметичность давление остается неизменным, отсутствуют утечки.

После испытания трубопровод освобождается от воды через отводящий патрубок самотеком или продувкой воздухом, срезаются катушки с заглушками и арматурой для испытания, демонтируются обвязочные и подводящие трубопроводы.

II этап испытания - после укладки трубопровода, но до засыпки.

До начала производства работ необходимо:

- уложить трубопровод в подводную траншею;

- провести промеры и водолазное обследование уложенного трубопровода;

- подготовить к работе оборудование.

Технология и организация работ на 2 этапе аналогична I этапу. Время выдержки под давлением при испытании на прочность 12 часов, при проверке на герметичность - 12 часов.

Испытательные давления имеют следующие значения:

- при испытании участка в границах подводно-технических работ

I этап 8.25 МПа;

II этап 6.9 МПа;

- при испытании пойменных участков

I этап 6.9 МПа;

II этап 6.05 МПа.

4.3.4 Изоляция

До начала работ по нанесению изоляции на трубопровод необходимо:

- провести испытание на прочность и герметичность;

- выполнить планировку монтажной площадки;

- проверить наличие и качество изоляционных материалов;

- подготовить к работе машины, и механизмы, другое оборудование;

- получить разрешение на изоляцию трубопровода.

Работы по изоляции выполняются в следующей последовательности:

- со склада к месту работы вывозятся изоляционные материалы;

- на плеть трубопровода при помощи трубоукладчика насаживается комбайн;

- комбайн заполняется клеевой грунтовкой, на шпули устанавливаются рулоны и регулируются по диаметру изолируемого трубопровода и величине нахлеста;

- производится машинная очистка и изоляция плети трубопровода;

- проверяется качество изоляционного покрытия, при необходимости выполняется ремонт.

Перед насадкой комбайна на торец трубопровода надевается конус для предохранения от повреждений рабочих органов машины и кромки трубопровода. Трубопровод поддерживается на весу трубоукладчиком при помощи троллейных подвесок. Изоляционную ленту и соответствующую ей грунтовку следует наносить на очищенную от продуктов коррозии, окалины, грязи, масляных пятен, пыли наружную поверхность трубопроводов. Поверхность трубопровода при нанесении грунтовки и ленты должна быть сухой. Для обеспечения равномерного покрытия очищенный поверхности трубопровода грунтовку перед нанесением следует тщательно перемешать. Слой грунтовки должен быть сплошным и не иметь подтеков, сгустков, пузырей. грунтовку в случае необходимости перед нанесением допускается разбавить растворителем, вводя его не более 10% от разбавляемого объёма.

Изоляционную полимерную ленту следует наносить на трубопровод по свеженанесенной невысохшей грунтовке при температуре не ниже минус 400С. При температуре воздуха ниже 100С рулоны ленты и обертки перед нанесением необходимо выдержать не менее 48 часов в теплом помещении при температуре 150С, но не выше 450С. При температуре окружающего воздуха ниже 30С поверхность изолируемого трубопровода необходимо подогревать до температуры не ниже 150С, но не выше 500С.

При установке на шпулю нового рулона ленты, конец нанесенного полотнища поднимают на 10..15 см и под него подкладывают начало разматываемого рулона. Эти концы разглаживают на изолируемой поверхности и за тем прижимают рукой до нахлеста их последующим витком ленты.

Поверхность трубопровода необходимо предохранять от попадания на нее смазочного масла из трансмиссии и воды из систем охлаждения машин.

Все дефектные участки изоляции следует исправлять сразу после их обнаружения. Поврежденный участок необходимо освободить от обертки и изоляционной ленты. Ветошью, смоченной растворителем, с поверхности поврежденного участка тщательно удаляется пыль, грязь, влагу. Далее на ремонтируемый участок тонким слоем 0.1 ... 0.2 мм следует нанести соответствующую клеевую грунтовку и заплатку из липкой ленты, заплата должна перекрывать дефект не менее чем на 15 см по периметру. Крупные повреждения изоляции следует ремонтировать, нанося липкую ленту спирально по клеевой грунтовке. При этом ее наносят, захватывая на 5..10 см имеющуюся изоляцию на смежных участках с нахлестом 50 % ширины рулона плюс 3 см.

Сплошность отремонтированного изоляционного покрытия следует проверять дефектоскопом до нанесения защитной обертки. Во время дождя и сильного ветра изоляционные работы не производятся.

4.3.5 Футеровка подводного трубопровода

До начала работ выполняется следущее:

- проверяется качество изоляционного покрытия;

- доставляются на строительную площадку футеровочные рейки, необходимые материалы, приспособления и инструменты;

- подготавливается площадка для изготовления проволочных скруток и поясов;

- подготавливаются к работе машины, оборудование, приспособления и инструменты.

Работы по футеровке выполняются в следующей последовательности операций:

- плеть трубопровода выкладывается на лежаки;

- проверяется качество изоляционного покрытия;

- пакеты футеровочной рейки развозят трубоукладчиками вдоль трубопровода и раскидывают с интервалом 20м;

- из пакетов рейки в ручную раскладывают по длине трубопровода;

- одновременно с этими работами производится заготовка проволочных скруток;

- футеровка выполняется с помощью универсального стропа (мягкого полотенца), рейки укладывают на строп, плотно подгоняя, друг к другу, с учетом покрытия 3/4 окружности трубопровода;

- путем подъема крюка рейки прижимаются к трубопроводу, и после укладки остальной части реек закрепляются проволочными скрутками через 1м;

- после установки скруток крюк со стропом опускается к следующему участку.

В случае выполнения работ без трубоукладчика футеровка трубопровода выполняется с помощью 2 поясов из технической резины, на которые раскладывают рейки с учетом покрытия 3/4 окружности трубопровода и после укладки под пояса остальной части реек, закрепляются проволочными скрутками через 1м. После установки скруток пояса снимают и переносят на следующий участок.

Для футеровки участков плетей, уложенных на лежаки, необходимо приподнять трубу и передвинуть лежаки.

4.3.6 Балластировка подводного трубопровода

До начала балластировки выполняются следующие работы:

- проверяется качество футеровки;

- отмечаются места установки чугунных грузов на трубопроводе краской;

- планируется строительная площадка вдоль плети;

- проверяется комплектность грузов;

- подготавливаются к работе машины и механизмы, инвентарь, приспособления, средства для безопасного ведения работ.

Работы по балластировке выполняются в следующей последовательности:

- комплекты грузов трубоукладчиками развозятся вдоль трубопровода и раскладываются, так чтобы нижние элементы одной гранью касались трубопровода, верхние располагались рядом с ними;

- после раскладки грузов трубопровод последовательно поднимается и перекладывается трубоукладчиками на нижние элементы. Затем производится навеска верхних элементов с одновременной центровкой отверстий под стяжные болты. При этом необходимо следить за тем, чтобы исключалась возможность удара или падения груза на трубопровод;

- верхние и нижние элементы соединяются болтами и затягиваются гайками.

Соединенные элементы подвергаются антикоррозионной окраске лакокрасочными материалами или битумом.

4.3.7 Укладка новой плети трубопровода

Укладка новой плети трубопровода нефтепровода Калтасы - Уфа-2 производится методом протаскивания после монтажа плети, изоляции, футеровки, навеса балластных пригрузов, выкладки плети в створ перехода на правом берегу реки.

Протаскивание плети трубопровода производится с правого берега на левый берег. На правом берегу часть веса снимается трубоукладчиками. В качестве подвижного тягового средства используется трубоукладчик ТГ-634. При протаскивании используется тяговый трос диаметром 38 мм. Тяговый трос укладывается в створ перехода с помощью подвижного тягового средства и троса проводника. После выкладки плети в створ перехода за пятку закрепляется тяговый трос на протаскиваемом трубопроводе. За оголовок плети крепится трос оттяжки. Для оттяжки оголовка используется дежурное транспортное средство, размещающееся на левом берегу.

Не большая часть трубопровода 15м после оголовка не балластируется до конца протаскивания, на этом участке навешивается понтон грузоподъемностью 49кН.

Для прохода трубоукладчиков, снимающих часть веса плети, на правом берегу вдоль уреза производится планировка дороги. Расстановка трубоукладчиков производится следующим образом:

- первый устанавливается на расстоянии 16...20 м от конца плети, следующие на расстоянии 30...40 м друг от друга.

При вхождении в воду протаскиваемого трубопровода оголовок удерживается в приподнятом положении, более тяжелая часть - пятка протаскивается по дну траншеи.

Во время протаскивания необходимо вести строгий контроль за правильностью перемещения плети по створу перехода, обеспечить синхронность работы механизмов, четкость выполнения команд руководителя.

По окончании протаскивания производится доработка траншеи на правом берегу и укладка трубопровода на проектные отметки. На левом берегу производится догрузка трубопровода до проектной величины балластировки.

До начала работ по укладке трубопровода:

- разрабатывается траншея до проектных отметок;

- сваривается плеть необходимой длины;

- производится испытание, изоляция, футеровка и балластировка плетей;

- устанавливается тяговое средство;

- подготавливается плеть к укладке, закрепляется конец тягового троса на оголовке;

- протаскивается тяговый трос через водную преграду, закрепляется на лебедке;

- подготавливаются к работе и размещаются на стройплощадке машины, механизмы, инвентарь и средства для безопасного ведения работ;

- проводится инструктаж рабочих и специалистов, распределение обязанности;

- проверяется взаимодействие всех машин, механизмов, средств связи и сигнализации;

- размещается пункт управления работами для обеспечения обзора всей зоны работ.

Протаскивание трубопровода по дну траншеи выполняется в следующей последовательности:

- плеть трубопровода выкладывается трубоукладчиками по оси перехода;

- трубоукладчики расставляются по всей длине плети для снятия веса трубопровода на суше;

- после полной готовности плети к укладке производится оттяжка тягового троса с выборкой слабины;

- по сигналу руководителя работ включается в работу тяговое средство;

- трубоукладчики поднимают плеть на высоту 20 ... 30 см;

- плеть сопровождается трубоукладчиками до момента выхода из работы.

В процессе протаскивания трубопровода все рабочие посты имеют двухстороннюю связь с пунктом управления для полной координации тяговой лебедки и трубоукладчиков. Команды для трогания и остановки трубопровода, которые передаются с пункта управления при помощи радиостанций, дублируются условными сигналами, должны быть отработаны заранее.

4.3.8 Контроль изоляции участка

Контроль качества изоляции после укладки трубопровода производится до вварки в общую трассу, но не ранее чем через две недели после засыпки. Контроль производится по результатам испытания методом катодной поляризации в соответствии с “Инструкцией по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризацией” (ВСН 2-20-76).

Поляризация проводится в следующем порядке:

- измеряют естественную разность потенциалов “труба - земля” в начале и в конце участка, при измерениях источник постоянного тока должен быть включен;

- включают источник постоянного тока; устанавливают требуемую силу тока, (определяем по номограмме ) и поддерживают ее постоянной в течении всего периода испытаний;

- по истечении трех часов поляризации измеряют разность потенциалов “труба - земля” в начале и конце участка. Если смещение разности потенциалов менее указанных значений или смещение достигается при силе тока, превышающей величину, определяемую по номограмме, качество изоляции оценивают как неудовлетворительное.

4.3.9 Берегоукрепления пойменной части подводного перехода

По окончании засыпки уложенного трубопровода производятся работы по укреплению надводной и подводной части берега каменной наброской, при этом сначала делают подготовку из щебня толщиной 15 см. Поверх него производят отсыпку слоя бутового камня толщиной 20 см.

Отсыпка надводной части берегоукрепления производится экскаватором, подводная отсыпается с использованием плавкрана. Камень из временного склада перегружается на специальную баржу плавкраном.

При укреплении берегов применяется щебень из изверженных пород с плотностью 2.1 ... 2.4 т/м3. Камень применяемый для берегоукрепления из изверженных метаморфических или осадочных пород, без признаков выветривания, прослоек мягких пород глины, гипса и других размакаемых и растворимых включений и трещин. Марка не ниже 300 , морозостойкость не ниже 15. Каменная наброска способна выдержать неравномерную осадку откосов, она наиболее целесообразна для укрепления берега, так как способна обеспечить надежное крепление берега на протяжении 5 ... 15 лет. В случае когда не возможно использовать каменную наброску из-за экономических причин - дороговизна доставки, можно принять другие варианты крепления. Одним из них рекомендуется принять крепление резиновыми матами, укладываемые на щебеночную или песчаную подготовку (крупный песок) толщиной 15 см.

4.4 Технология установки обжимной приварной муфты

4.4.1 Общие положения

Настоящая технология распространяется на ремонт дефектов на действующих нефтепроводах диаметром 3771220 мм из сталей с временным сопротивлением разрыву до 539 МПа (55кгс/мм2) с применением стальных муфт. Муфта не допускается к установке на спиралешовных трубах и трубах из термоупрочненных и дисперсионнотвердеющих сталей.

Технология распространяется на ремонт муфтами трубопроводов I-IV категорий (СНиП 2.05.06-85*) из цельнотянутых и прямошовных труб.

Технология регламентирует ручную дуговую сварку электродами с основным видом покрытия, применяющуюся при изготовлении и при установке ремонтных муфт на действующем нефтепроводе. В Технологии представлена конструкция муфты, требования к ее изготовлению, требования к установке, особенности технологии сборки и сварки.

4.4.2 Конструкция сварной ремонтной муфты

Ремонтная муфта, включая и ее элементы, состоит из двух половин (верхней и нижней), которые после установки на трубопровод свариваются между собой продольными стыковыми швами и двух разгрузочных колец, которые устанавливаются по краям муфты и провариваются совместно с муфтой и телом трубы поперечными швами.

Конструкция герметичной привариваемой обжимной муфты представлена на рисунке. 4.1.

4.4.3 Технология изготовления ремонтной конструкции

Изготовление муфт из термоупрочненных и спиральношовных труб не допускается.

Центральная часть длиной L > D и разгрузочные кольца длиной К=0,2D изготавливаются из двух половин каждая, вырезанных из трубы диаметром D с припуском по периметру.

Горизонтальные кромки нижних половин выполняются без скоса или со скосом 10, а верхних со скосом кромок под углом 3035 и притуплением 1,52 мм. Поперечные кромки подрезаются без скоса.

Вдоль предполагаемых продольных стыков деталей приваривают технологические скобы для сборки муфты. Технологические скобы устанавливаются с шагом не более 400мм.

Изготовление муфты из участка трубы с кольцевым сварным швом не допускается. Производятся ультразвуковой контроль сегментов на предмет отсутствия расслоения по толщине трубы.

Вырезку заготовки для изготовления муфты производят на расстоянии не менее 50 мм от кольцевого сварного шва.

Сборка и подгонка муфты и ее элементов производится на шаблоне, размеры которого должны соответствовать размерам ремонтируемой трубы.

Допускается разгибание заготовок муфты до соответствия их внутренних радиусов кривизны кривизне шаблона.

Усиление продольных сварных швов с внутренней стороны снимают шлифмашинкой до величины 0,7-1,0 мм для обеспечения лучшего прилегания муфты к ремонтируемой трубе.

После изготовления полумуфт или полуколец производят контроль кривизны внутренней поверхности. Допускается подгонка до соответствия размеров. Полумуфты должны стыковаться между собой и разгрузочными кольцами на действующем нефтепроводе без дополнительной подгонки.

4.4.4 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем трубопроводе

По общим вопросам сборки и сварки продольных стыковых соединений муфт следует руководствоваться СНиП Ш-42-80, ВСН 006-89.

При установке на трубу муфта должна перекрывать дефект на расстоянии не менее 100 мм с каждой стороны.

При установке продольные швы муфты и ее элементов должны быть смещены друг относительно друга, а также от продольных швов труб нефтепровода на расстоянии не менее 100 мм.

Расстояние между началом (или концом) муфты и кольцевым стыком на трубопроводе должно быть не менее 100 мм.

Расстояние между муфтами при установке на трубу двух или более муфт должно быть не менее 150 мм.

Все сварочные работы выполняют методом дуговой сварки.

Детали муфты монтируют с помощью шпилек диаметром от 24 до 32 мм, пропущенными в отверстия технологических скоб с обеспечением зазоров между кромками полумуфт, приведенными в таблице 1.13. При этом должен обеспечиваться прижим полумуфт затяжкой шпилек.

Во избежание приварки муфты к основной трубе нефтепровода сварку продольных стыков проводят на металлической подкладке толщиной от 1,0 до 2,0 мм и шириной 35-40 мм. В качестве материала подкладки использует спокойную малоуглеродистую сталь.

Подкладку устанавливают по всей длине шва перед сборкой двух половин муфты на трубе. Подкладка должна выступать с каждой стороны продольного стыка на величину не более 30-40 мм. Перекос подкладки от оси шва не допускается. После сварки свободные концы подкладки удаляют с помощью шлифмашинки.

Таблица 4.2

Величина зазора стыка при сборке продольных стыков муфты.

Толщина стенки муфты, мм	Величина зазора, мм
от 8 до 10	от 2,5 до 3,0
10 и более	от 3,0 до 3,5

При установке муфты на трубу запрещается наносить удары кувалдой или другими предметами с целью получения необходимых монтажных зазоров.

После сборки муфты на трубе проводят проверку зазора и смещения стыкуемых кромок. Одновременно проводят контроль величины зазора между стенками муфты (или ее элементов) и основной трубой нефтепровода по всему периметру.

К сварке муфт предъявляются следующие требования:

при сварке продольных стыков муфт необходимо обеспечить гарантированное проплавление кромок по всей длине шва;

полностью исключить приварку муфты к трубе нефтепровода в продольном направлении;

обеспечить прочное сварное соединение элементов поперечного стыка (муфта - тело трубы - разгрузочные кольца).

Непосредственно перед прихваткой и сваркой корневого слоя шва собранного продольного стыка необходимо просушить кромки муфты (нагрев до 40?600С). Ширина зоны нагрева по оси стыка должна быть не менее 100 мм.

Прихватку продольных стыков проводят равномерно по длине стыка между сборочными приспособлениями.

Длина прихваток должна составлять не менее 30 мм и не более 100 мм в зависимости от длины свариваемых деталей (муфты или ее элементов). Количество прихваток не менее четырех, расстояние между прихватками не менее 400мм.

Для уменьшения вероятности образования дефектов начало каждой прихватки или шва зачищают шлифмашинкой. Прихватки должны обеспечить гарантированное проплавление кромок.

Видимые дефекты на прихватках (поры, шлаки, свищи и др.) устраняют шлифмашинкой. Прихватки с недопустимыми дефектами (трещинами, надрывами) полностью удаляют (срезают) шлифмашинкой и заваривают вновь.

После выполнения прихваток проводят сварку продольных стыков муфты.

Во избежание температурных деформаций сварку продольных стыков муфты (длиной более 300 мм) первого (корневого) и заполняющих слоев выполняют в направлении от центра муфты к ее краям обратноступенчатым способом.

Первые заполняющие слои (один-два) сваривают по центру шва, последующие - выполняют параллельными с перекрытием проходами (валиками). Облицовку выполняют методом непрерывной сварки в направлении от центра муфты к ее краям путем наложения трех параллельных проходов (валиков). Первоначально накладывают нижний валик, далее средний, а затем верхний.

Последовательность наложения швов по сечению сварного соединения приведена на рисунке 1.11.

Сборочные приспособления двух половин муфт могут быть сняты только после сварки не менее 80% длины корневого слоя шва. Перед продолжением сварки корневого слоя шва после снятия сборочных приспособлений все сваренные участки швов зачищают от шлака, а начало и концы швов прорезают шлифмашинкой. Технологические скобы срезаются заподлицо с поверхностью муфты, места установки зашлифовываются.

Обнаруженные дефекты сварки первого (корневого), заполняющих и облицовочного слоев (незаваренные кратеры, одиночные поры, скопления пор и др.) должны быть устранены.

При сварке продольных стыков муфт перерывы в работе не допускаются. В случае вынужденных перерывов необходимо обеспечить медленное и равномерное охлаждение стыков путем укрытия их войлоком или листовым асбестом. При возобновлении сварки необходимо провести повторный подогрев недоваренных стыков.

Сварка муфты с трубой нефтепровода проводится кольцевыми угловыми швами.

Прихватка муфты или ее элементов к основной трубе нефтепровода должна проводиться равномерно по периметру трубы. Постановка прихваток в месте пересечения продольных швов муфты не допускается.

Сварка кольцевых швов муфты к трубе должна выполняться обратноступенчатым способом на корневом и заполняющих слоях и методом непрерывной сварки на облицовке.

Кольцевые швы должны свариваться в противоположных квадрантах окружности трубы одновременно двумя сварщиками.

При сварке поперечных швов муфты к трубе перерывы в работе не допускаются. Сварные угловые соединения муфт оставлять незаконченными не разрешается. В случае вынужденных перерывов необходимо провести повторный нагрев кромок муфты и основной трубы в месте сварки. Не допускается прекращать сварку до полного выполнения шва.

В процессе сварки швов осуществляется пооперационный внешний осмотр качества выполнения каждого слоя шва на отсутствие дефектов. Видимые дефекты швов устраняются.

Зазор между муфтой и трубой заполняется некорродирующей жидкостью (дизельным топливом, машинным маслом, нефтью). Производится опрессовка муфты давлением 2 МПа (20кгс\см2) в течении 1 часа. Испытание считается успешным, если не наблюдались падение давления в муфте и подтеков в ремонтной конструкции.

После испытания устанавливаются разгрузочные кольца, производится сварка продольных швов и сварка кольцевого стыка.

После сварки разгрузочных колец производится контроль заполнения муфты некоррозионной жидкостью и заварка штуцеров муфты.

Проводится дефектоскопический контроль качества сварных соединений муфты, оформляется Заключение и Акт на установку, и испытание муфты.

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты регламентирующие трудовую деятельность

В области охраны труда и безопасности жизнедеятельности трудовую деятельность в Арланском УДНГ регламентируют следующие правовые, нрмативные акты, инструктивные акты в области охраны труда и отраслевые документы:

1. Закон об основах охраны труда в РФ №181-ФЗ от 17.07.1999 г.

2.Федеральный закон о промышленной безопасности опасных дроизводственных объектов 116-ФЗ от 21.07.1997 г. с изменениями от 7.08.2000 г.

3.Трудовой кодекс №197-ФЗ (с изменениями и дополнениями от 24.07.2002г и 25.07.2002 г.), утвержденный Президентом РФ 30.12.2001.г.

4.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 9.04.2000 г. с дополнениями и изменениями к ним, утвержденными 11.08.2001г.

5. Инструкции по технике безопасности предприятия.

6. Порядок разработки деклараций безопасности промышленного объекта РФ. МЧС, Госгортехнадзор №222/59 от 4.04.1996 г.

7. ГОСТ 12.0001-82 ССБТ «Система стандартов безопасности труда»

8. ОСТ 51.81.82 ССБТ «Охрана труда в газовой промышленности»

9. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. СНиП .21/2.11.567-96 от 31.10.1996 г.

10. Закон о пожарной безопасности №б9-ФЗ, принят 21.12.1994 г (с эполнениями и изменениями от 22.08.1995 г, от 18.04.1996г, от 24.01.1998 г, от 11.2000 г. от 27.12.2000 г.

11. Пожарная охрана предприятий. Общие требования. НБТ - 201-96, утв. 01.03.1992г.

12. Правила пожарной безопасности РФ ППБ-01-93. МВД РФ 14.12.1993 г., полнения к ним от 25.07.1995 г.

Охрану труда и технику безопасности следует осуществлять на основании следующих нормативных документов:

СНиП 12. 03 - 2001 "Безопасность труда в строительстве". Часть 1. Общие требования.

СНиП 12.04 - 2002 "Безопасность труда в строительстве". Часть 2. Строительное производство.

Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышлен-ности;

Правила безопасности при сборе, подготовке и транспортиро-вании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности;

СП 12-131 -95. Безопасность труда в строительстве. Пример-ное положение о порядке обучения и проверки знаний по охране труда руководящих работников и специалистов организаций, пред-приятий и учреждений строительства, промышленности строитель-ных материалов и жилищно-коммунального хозяйства. Принят и введен в действие постановлением Минстроя России от 27 июля 1995 г. № 18-77. с изм. № 1 от 08.07.96 № 18-45;

ГОСТ 12.3003 - 86. БТ "Работы электросварочные. Требования безопасности".

5.2 Охрана труда

В процессе эксплуатации нефтепровода происходит сужение поперечного сечение (вмятина, гофр, овальность) вследствие действующих на него различных факторов (давление грунта, непостоянство загрузки трубопровода и т.д.). Для определения и устранения этих аномалий, препятствующих пропуску снарядов-дефектоскопов, используется снаряд-профилемер, при пропуске которого иногда происходит его блокировка по достижении места расположения дефекта. Для его извлечения необходимо выполнять работы по вырезке участка трубы («катушки»), которые требуют организации безопасного их проведения. В этом разделе описываются мероприятия по избежанию опасных ситуаций при выполнении данного вида работ.

В трубопроводном транспорте одной из главных особенностей является пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, что вызывает необходимость разработки специальных мер по технике безопасности. Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений.

Также опасная ситуация может возникнуть при вырезке «катушки» замены дефектного участка или блокировки профилемера.

Основные взрыво и пожароопасные свойства нефти указаны в таблице 5.1.

Таблица5.1

Взрыво и пожароопасные свойства нефти

Наименование веществ	ПДК, мг/м3 [28]	Класс опасности	Температура, К	Пределы взрываемости, % об
			вспышки	самовос-пламенения	НКПРП	ВКПРП
нефть	300	4	35	260	1,1	6,4

В зависимости физико-химических свойств, т.е. способности к воспламенению и взрыву взрывоопасные смеси разделяются по категориям и группам

В таблице 6.2 представлены категория и группа взрывоопасной смеси образующейся в рабочей зоне.

Здесь IIА - категория смеси соответствующая промышленным парам нефти, Т3 - группа, соответствующая температуре самовоспламенения свыше 200°С до 300°С.

Токсичность (отравляющая способность) нефти, которая проявляется в основном тогда, кода она переходит в парообразное состояние.

Таблица 5.2

Распределение взрывоопасных смесей по категориям и группам по ГОСТ 12.1.011-78

Вещество, образующее с воздухом взрывоопасную смесь	Категория и группа взрывоопасных смесей
Нефть	IIА-ТЗ

Пары нефти действуют, главным образом, на центральную нервную систему. Признаки отравления этими веществами чаще всего проявляются в головокружении, сухости во рту, головной боли, тошноте, учащённому сердцебиению, общей слабости и потере сознания.ГОСТ 12.1.005-88 устанавливает предельно допустимые концентрации (ПДК) для ядовитых веществ в рабочей зоне и на территории промышленных предприятий. Вредные вещества, входящие в состав нефти, могут при несоблюдении правил обращения с ними вызвать отравление. Возникает опасность отравления испарениями нефти и ядами в виде дымов и газов, образующимися в процессе сварки. Газы поступают в организм в основном через органы дыхания.

5.2.1 Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда

Организация и проведение ремонтных работ осуществляется в соответствии с требованиями РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта, РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов, ВППБ 01-05-99 Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов, ВСН 31-81 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства нефтяной промышленности, СНиП 12-03-01 Безопасность труда в строительстве, СНиП III-4-80* Техника безопасности в строительстве и другими действующими нормативными документами.

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

а) оперативная документация:

- разрешение на производство работ;

- план производства работ;

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

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

- инструкция по пожарной безопасности;

- наряды-допуски на газоопасные, огневые и другие работы повышенной опасности;

- выписка из оперативной части Плана ликвидации возможных аварий;

- технологические карты на земляные и сварочные работы;

- папка предписаний, акты проверок.

б) исполнительная документация:

- акт передачи участка нефтепровода;

- акт закрепления трассы, площадки;

- ведомость установленной арматуры и оборудования;

- акт-допуск по форме СНиП 12-03-01;

- разрешение на производство работ в охранной зоне нефтепровода.

5.2.1.1 Инженерно-технические мероприятия

Меры безопасности при выполнении земляных работ

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

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

L=?+(2-3) м

где ? - длина заменяемого участка нефтепровода, но не менее диаметра нефтепровода, при этом расстояние от конца заменяемого участка до прилегающей торцевой стенки котлована должно быть не менее 1,5 м.

В соответствии с профилем грунты, находящихся на территории нефтепроводов Челябинского НУ соответствуют суглинку и глине

Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается. При разработке котлована глубиной 1,5 м и более крутизна откоса должна соответствовать, величинам указанным в таблице 5.3.

Таблица 5.3

Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Вид грунта	Глубина траншеи, котлована, м
	до 1,5	1,5…3,0	3,0…5,0
	угол откоса, град.	уклон	угол откоса, град.	уклон	угол откоса, град.	уклон
Суглинок	76	1:0,25	63	1:0,50	53	1:0,75
Глина	76	1:0.25	76	1:0,25	63	1:0,50

Расстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6 м.

Для возможного спуска и быстрого выхода работающих, котлован должен оснащаться инвентарными приставными лестницами, шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по 2 лестницы на каждую сторону торца котлована.

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

Расположение строительной техники около траншеи должно осуществляться в соответствии с приведённой таблицей 6.4.

Таблица 5.4

Параметры расположения строительной техники около траншеи

Глубина траншеи	Расстояние до опорной части техники до откоса траншеи в зависимости от грунта, м
	Суглинистый	Глинистый
1	1,00	1,00
2	2,00	1,50
3	3,25	1,75
4	4,00	3,00

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

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

Для местного освещения при ремонтах и осмотрах во взрывопожароопасных помещениях и наружных установках применяются светильники напряжением не выше 12В во взрывозащищенном исполнении. Для освещения территории НПС установлены прожекторные мачты с прожекторами типа ПЗС-45.

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

Контроль воздушной среды при проведении огневых и газоопасных работ

Контроль воздушной среды на объектах магистрального нефтепровода проводиться с целью обеспечения нормальных условий труда, предотвращения острых и хронических отравлений обслуживающего персонала или развития у них профессиональных заболеваний, а также с целью предупреждения возникновения опасных концентраций паров и газов, которые могут повлечь за собой взрывы и пожары.

Пары и газы углеводородов нефти согласно ГОСТ 12.1.007 по степени воздействия на организм человека относятся к четвёртому классу опасности (малоопасные). Отбор и анализ проб воздушной среды осуществляют лица, прошедшие специальную подготовку, сдавшие аттестационный экзамен в присутствии представителя Госгортехнадзора России и получившие допуск на проведение данного вида работ.

Для проведения анализа воздушной среды должны использоваться газоанализаторы, включённые в Государственный Реестр средств измерения России, Свидетельство на взрывозащиту, имеющие разрешение Госгортехнадзора России на применение на подконтрольных ему объектах и прошедшие государственную проверку в территориальных органах Госстандарта России. При замере состояния воздушной среды должны использоваться газоанализаторы предназначенные для определения предельно допустимых концентраций (ПДК) веществ в воздухе рабочей зоны (в весовых (мг/м3) или объёмных величинах (% об.). Воздушная среда должна контролироваться непосредственно перед началом, после каждого перерыва, в течение всего времени выполнения и после окончания работ, а также по первому требованию рабочих. При выборе точек контроля необходимо учитывать место и характер проведения работ, а также метеорологические условия (температуру воздуха, направление и скорость ветра).

Контроль воздушной среды в траншеях (котлованах) проводиться только после очистки траншеи и поверхности трубопровода от остатков нефти и горючих материалов. Воздушная среда должна контролироваться не менее чем в 3-х точках по всей длине траншеи, плюс 1 точка на каждые 10 м увеличения длины траншеи. Газоопасные работы в траншее (безогневая резка труборезными машинами «Файн» и МРТ, установка тампона-герметизатора и др.) можно проводить, если концентрация паров и газов в котловане не превышает ПДВК (2100 мг/м3, что составляет 5% величины нижнего предела концентрационного предела распространения пламени). Огневые работы в траншее проводятся, если концентрация не превышает ПДК (300 мг/м3). При замене «катушки» дополнительно необходимо контролировать воздушную среду по периметру тампона-герметизатора или другого герметизирующего устройства до тех пор пока участок трубопровода не будет «закрыт» «катушкой».

Меры безопасности при выполнении работ по освобождению нефтепроводов от нефти

Запрещается при выполнении работ по освобождению нефтепровода от нефти:

- использования оборудования, устройств не имеющих разрешения Госгортехнадзора России на применение;

- выполнение откачки-закачки нефти без контроля за давлением в магистральных нефтепроводах;

- наполнение нефтью или амбара падающей струей;

- производить перекачку нефти без установки обратных клапанов на вантузных задвижках;

- использование устройства для дооткачки нефти без крепления заборной трубы к вантузу.

Меры безопасности при выполнении работ по вырезке “катушки”

Работы по вырезке «катушек» должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. Перед началом работ станции катодной (не менее 10 км в обе стороны от места работ) и дренажной защиты (на ремонтируемом участке) должны быть отключены. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.

Осветительное, насосное оборудование, вентиляторы, применяемые для проветривания рабочей зоны, газоанализаторы для контроля воздушной среды должны иметь взрывозащищённое исполнение. На электрооборудовании должен быть указан уровень взрывозащиты, при его отсутствии - его использование запрещается. Электрооборудование и электроинструменты должны иметь заземление и подлежать занулению отдельной жилой кабеля с сечение жилы не менее сечения рабочих жил.

Работа при резке труб машинами должны осуществляться с соблюдением мер безопасности. Во время её работы категорически запрещается нахождение в траншее людей. После окончания работ по вырезке «катушек» труборезная машина демонтируется, ремонтный котлован освобождается от вырезанного куска трубы, деталей и защищается от замазученности.

Взрывные работы разрешается проводить при концентрации горючих паров и газов не выше предельно-допустимой концентрации по санитарным нормам. Они проводятся в соответствии с ПБ 13-01-92 Единые правила безопасности при взрывных работах. Для ведения таких работ необходимо наличие лицензии Госгортехнадзора России на данный вид деятельности. Не допускается курение, нахождение открытого огня на расстоянии ближе 100 м от мест нахождения взрывчатых веществ (ВВ). Для предотвращения загорания нефти, котлован перед проведением взрыва заполняется воздушно-механичекой пеной на высоту не менее 1м над трубой. В случае приближения грозы взрывные работы должны быть прекращены.

Меры безопасности при герметизации полости труб нефтепровода

Работы по герметизации полости нефтепровода являются газоопасными и должны проводиться с оформлением наряда-допуска. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность. Перекрытие внутренней полости нефтепровода и установка тампонов-герметизаторов проводится при отсутствии в нём избыточного давления и притока нефти. Он должен обеспечивать герметичность перекрытия полости трубопровода в течение не менее 24 часов. Внутренняя полость нефтепровода должна перекрываться герметизаторами из резинокордонной оболочки типа «Кайман» и пневматическими заглушающими устройствами. После установки герметизатора, пребывание людей у открытых торцов должно быть снижено до минимума - только для выполнения необходимых технологических операций.

При выполнении работ внутри трубы, для страховки работника необходимо использовать монтажный пояс со страховочной верёвкой, для защиты органов дыхания должны применятся шланговые противогазы.

Меры безопасности при выполнении огневых работ

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

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

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

Основным источником воспламенения при выполнении сварочных работ является электроопасность. Источником питания является передвижная электростанция ДЭС-60, со сварочным агрегатом АСД-300. Корпуса источников тока, машин, аппаратных ящиков, электродвигателей, щитов, ограничителей-приставок и металлические площадки, на которых выполняются работы, необходимо заземлить, а на видном месте вывесить надпись: «Без заземления не включать!». Не допускается одновременное устройство защитного заземления и зануления сети, питающейся от одного источника.

Кожный покров человека в сухом состоянии оказывает значительное сопротивление прохождению электрического тока. Расчетное сопротивление человека соответствует 1000 Ом [8]. Безопасным для жизни, но вызывающим болезненное ощущение считается ток 0.03-0.05 А. Предельным безопасным напряжением для человека можно считать 50 В.

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

5.1.1.2. Организационные мероприятия

Инструктаж

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

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

Обучение рабочих состоит из следующих этапов:

вводного инструктажа (при поступлении на работу);

целевого обучения охране труда на специальных курсах или на предприятии;

инструктажа на рабочем месте;

проверки знаний и допуска к самостоятельной работе;

повторного инструктажа;

разового инструктажа при смене вахты.

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

Спецодежда и СИЗ

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

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

Согласно «Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи спецодежды» в таблице 6.5 приведены нормы выдачи спецодежды для рабочих.

Таблица 5.5

Нормы выдачи спецодежды

Средства индивидуальной защиты	Рукавицы МБС	Костюм х/б	Сапоги кирзовые	Валенки	Телогрейка
Срок выдачи	2 мес.	12 мес.	12 мес.	30 мес.	24 мес.

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

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

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

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

5.2 Промышленная безопасность