Меню

Проведение ремонта магистрального нефтепровода



1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящее Положение является обязательным для всех предприятий Главтранснефти Миннефтепрома, осуществляющих эксплуатацию и ремонт линейной части магистральных нефтепроводов.

1.2. Положение устанавливает порядок планирования, организации и проведения мероприятий технического обслуживания и ремонта с целью обеспечения заданного уровня надежности объектов линейной части магистральных нефтепроводов в период эксплуатации.

1.3. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят следующие объекты:

— собственно трубопровод с отводами и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, устройствами пуска и приема очистных устройств;

— установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

— линии и сооружения технологической связи, телемеханики и КИП;

— сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, дома обходчиков, вертолетные площадки);

— постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопроводов и подъезды к ним;

— линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры;

— устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты;

— защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения.

1.4. В настоящем документе не рассматриваются вопросы технического обслуживания и ремонта:

— средства ЭХЗ, для которых разработаны «Основные положения планово-предупредительного ремонта средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов (РД 39-30-142-79);

— переходов через судоходные водные преграды, для которых разработана «Инструкция по контролю за строительством, приемке и эксплуатации подводных переходов магистральных нефте- и продуктопроводов», М., ВНИИОЭНГ, 1976 г.;

— линий вдольтрассовых электропередач;

— линий технологической связи;

— средств автоматики и телемеханики.

Техническое обслуживание и ремонт этих объектов должны проводиться специализированными организациями на основании соответствующих действующих положений и инструкций.

1.5. Настоящее Положение разработано с учетом централизованного технического обслуживания и ремонта объектов линейной части магистральных нефтепроводов, исключая объекты, перечисленные в п. 1.4.

2. МЕРОПРИЯТИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
И РЕМОНТА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

2.1. В соответствии со спецификой объектов линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются следующие мероприятия технического обслуживания и ремонта (ТОР):

2.2. Согласно ГОСТ 18322-78 техническое обслуживание — комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности объекта (изделия). Для объектов линейной части перечень работ технического обслуживания (ТО) приводится в Приложении 1.

2.3. Текущий ремонт — ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности. Перечень работ по текущему ремонту сооружений линейной части приводится в Приложении 2.

2.4. Капитальный ремонт — ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления объектов линейной части с заменой или восстановлением любых узлов. Перечень работ по капитальному ремонту объектов линейной части приводится в Приложении 3.

2.5. Периодичность и объемы ТОР

2.5.1. Техническое обслуживание объектов линейной части выполняется персоналом АВП в сроки, указанные в Приложении 1.

2.5.2. Текущий ремонт объектов линейной части выполняется персоналом АВП в сроки, указанные в Приложении 2.

2.5.3. Капитальный ремонт объектов линейной части выполняется специализированными подразделениями ремонтно-строительных управлений (РСУ) и СУПЛАВ в соответствии с утвержденными планами и объемами работ, которые составляются на основании технического состояния объектов.

Капитальный ремонт запорной арматуры выполняется силами БПО, ОАВП и АВП совместно с РСУ и СУПЛАВ.

2.5.4. Контроль технического состояния собственно трубопровода осуществляется специальными целевыми проверками, обследованиями, измерениями с применением средств технического диагностирования.

2.6. В Приложениях 1, 2, 3 содержатся только основные виды работ. Конкретные конструктивные особенности и роль отдельных объектов в производственном процессе (перекачке нефти) выдвигают ряд дополнительных работ, которые должны выполняться в соответствии с паспортами и заводскими инструкциями по эксплуатации данного оборудования (например, задвижек, их приводов и т.п.), а также в соответствии с инструкциями, специально разработанными с учетом местных условий.

2.7. Трудоемкость мероприятий ТОР приведена в Приложении 4.

2.8. Все мероприятия технического обслуживания и ремонта линейной части должны выполняться, как правило, без остановки перекачки за исключением отдельных операций по ремонту запорной арматуры: подтяжки фланцевых соединений, проверки задвижек на работоспособность путем полного открытия и закрытия, настройки конечных выключателей электроприводов, операции, связанные с разработкой задвижек, замены или донабивки сальниковых уплотнений.

2.8.1. Продолжительность остановки нефтепроводов для выполнения текущего и капитального ремонтов запорной арматуры определяется для каждого отдельного случая в зависимости от конкретных условий (рельефа местности, диаметра, протяженности опорожняемого участка нефтепровода и т.д.), для чего разрабатываются планы-графики производства работ (Приложение 5).

2.8.2. Выполнение капитального ремонта собственно трубопровода регламентируются действующими «Правилами по капитальному ремонту магистральных нефтепроводов».

3. ПЛАНИРОВАНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

3.1. Планирование мероприятий ТОР производятся с целью определения времени простоя трубопровода в ремонте, необходимых объемов финансирования, потребности в затратах труда, механизмах, материалах и оборудовании, а также для координации своевременного решения вопросов с посторонними организациями.

3.2. Объемы и сроки должны быть привязаны к конкретным объектам и участкам трубопровода и отражены в планах-графиках ТОР (Форма графика ТОР см. в Приложение 5 ).

3.3. План-график ТОР объектов линейной части разрабатывается отделами эксплуатации (производственно-техническими отде лами) районных управлений магистральных нефтепроводов (РУМН), утверждается главным инженером РУ MH и согласовывается с отделом эксплуатации УМН.

В УМН, имеющих СУПЛАВы, планы-графики ТОР разрабатываются СУПЛАВами и утверждаются главными инженерами УМН.

3.4. Утвержденный план-график доводится до исполнителей к началу планируемого года.

3.5. План-график ТОР объектов линейной части магистральных нефтепроводов составляется на основании:

— периодичности работ, указанных в приложениях 1, 2, 3;

— данных технических осмотров;

— результатов электрометрических измерений;

— статистических данных о повреждениях нефтепроводов.

3.6. На основании плана-графика исполнители (АВП, БПО) составляют для каждого мероприятия (технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта) подробный перечень работ, подлежащих выполнению в предстоящий месяц (Приложение 6).

3.7. На работы, связанные с необходимостью остановки трубопровода, составляется подробный план производства работ (ППР) с обоснованием планируемого времени остановки, расчетом потребного количества специальной техники, персонала и т. п. ППР утверждается главным инженером и увязывается по срокам с диспетчерским управлением. На основании ППР специальным распоряжением сообщается исполнителям время остановки трубопровода.

3.8. На основании конкретного плана перекачка и возможности остановки трубопровода в запланированное время и других причин в планах по ремонту возможны корректировки намеченных на год мероприятий как по объему, так и по срокам выполнения.

3.9. При организации технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепроводов следует руководствоваться, кроме настоящего документа,

— Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов (РД 39-30-114-78),

— Строительными нормами и правилами Госстроя СССР (СНиП II -45-75; III -1-76; III -А-11-70; III -3-76; III -Д-10-72; СН 452-73),

— Правилами по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации магистральных нефтепроводов,

— Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных объектах нефтяной промышленности,

— «Положением о проведении планово-предупредительного ремонта сооружений общепроизводственного назначения».

4. ВЫПОЛНЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ТОР

4.1. Выполнение каждого мероприятия ТОР должно быть подготовлено в организационном и техническом отношениях.

4.1.1. Организация выполнения ТОР предусматривает:

— предварительную подготовку персонала (правила, приемы и навыки работы, выполнение требований по технике безопасности и т.п.);

— обеспечение персонала необходимой руководящей технической документацией (инструкции по выполнению работ, чертежи, схемы и т.д.);

— оформление необходимой допускающей (разрешающей), проездной и т.п. документации.

4.1.2. Техническая подготовка заключается:

— в обеспечении необходимой специальной техникой, запасными частями к оборудованию, материалами, инструментом и приспособлениями;

— в укомплектовании средствами по технике безопасности, охране труда.

4.2. Все работы по ТОР должны выполняться строго в соответствии с руководящей и технической документацией. Отступления в исключительных случаях возможны только с разрешения главного инженера РУМН и УМН.

4.3. При проведении текущего ремонта выполняются также все операции технического обслуживания, а при капитальном ремонте — полный объем работ текущего ремонта.

4.4. За качество и соответствие работ ТОР документации отвечает ответственный исполнитель по каждому мероприятию, начальник АВП, ОАВП, БПО.

4.5. Контроль за техническим обслуживанием и ремонтом, состоянием и функционированием объектов линейной части возлагается на руководство ЛПДС, РУМН, СУПЛАВ и УМН.

5. УЧЕТ И ОТЧЕТНОСТЬ

5.1. На каждом аварийно-восстановительном пункте ведется журнал учета ТОР объектов участка закрепленного за АВП нефтепровода (Приложение 8). Журнал ведется мастером АВП, линейным инженером.

5.2. При патрулировании (воздушным, наземным транспортом или обходчиком) на каждом участке ведется журнал патрулирования (Приложение 7).

5.3. Правильность и регулярность ведения журналов проверяется ежемесячно руководством БПО и ЛПДС, и не реже одного раза в квартал — представителем РУМН.

5.4. Начальники аварийно-восстановительных пунктов, БПО и РУМН ежеквартально сообщают вышестоящему руководству о ходе выполнения плана-графика и о причинах возможных невыполнений отдельных работ.

5.5. В годовых отчетах РУМН необходимо сообщать о выполнении плана-графика ТОР объектов линейной части, возникших трудностях и о возможных путях совершенствования.

Читайте также:  Сдается квартира под ремонт

5.6. Ввиду большой трудоемкости, ответственности и важности линейной запорной арматуры отчеты о её техническом обслуживании и ремонте представляются районными управлениями магистральных нефтепроводов в УМН ежемесячно по форме Акта (Приложение 9).

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Техническое обслуживание объектов линейной части

Источник

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода. Проведение сварочно-монтажных работ и рекультивации земель. Строительство трубопроводов на болотах. Очистка полости и испытание. Расчет режимов ручной электродуговой сварки.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 31.05.2015
Размер файла 317,1 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода

2.1 Подготовительные работы

2.2 Сооружение временных дорог

2.3 Земляные работы

2.4 Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы

2.5 Прокладка кабеля связи

2.6 Демонтаж существующих нефтепроводов

2.7 Сварочно-монтажные работы

2.8 Укладочные работы

2.9 Строительство трубопроводов на болотах

2.10 Укладка трубопровода в траншею

2.11 Балластировка трубопровода

2.12 Контроль качества строительства

2.13 Рекультивация земель

2.14 Очистка полости и испытание

2.15 Контроль сварных соединений

3. Расчетная часть

3.1 Проверка прочности и деформации нефтепровода

3.2 Суммарный вес трубопровода и продукта

3.3 Расчет режимов ручной электродуговой сварки

3.4 Расстояние между пигрузами

4. Экономическая часть

4.1 Определение инвестиций в проект

4.2 Расчет эксплуатационных затрат

4.3 Расчет показателей экономической эффективности проекта

5. Техника безопасности и охрана окружающей среды

Список использованных источников

Капитальный ремонт магистральных нефтепроводов — комплекс технических, технологических, организационных и административно-управленческих мероприятий, направленных на восстановление основных фондов объектов трубопроводного транспорта. Цель его — поддержание и восстановление первоначальных эксплуатационных качеств магистральных трубопроводов на отдельных его участках. Капитальный ремонт — основной вид ремонта магистральных нефтепроводов. Он включает в себя комплекс работ по ремонту или замене элементов, конструкций и отдельных участков трубопроводов с целью максимального увеличения межремонтного срока их эксплуатации. К капитальному ремонту линейной части магистральных нефтепроводов относят:

ремонт и замену изоляционного покрытия, дефектных участков, линейной части арматуры трубопровода; очистку внутренней полости трубопровода от парафина, грязи и нанесение внутренней изоляции трубопровода;

ремонт переходов трубопроводов через естественные и искусственные преграды с переукладкой, дополнительным заглублением, восстановлением или сооружением береговых укреплений, устройством водоотвода и др.;

ремонт или замена средств ЭХЗ, оградительных и других устройств, вдольтрассовых дорог, домов линейных ремонтеров, восстановление аварийного запаса труб, ЛЭП;

ремонт или замена вдольтрассовой эксплуатационной линии связи.

Ремонт поврежденного участка трубопровода путем его замены производят при обнаружении (наличии): трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основном металле трубы; разрыва кольцевого (монтажного) шва; разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы; вмятины глубиной, превышающей 3,5% диаметра трубы; царапины глубиной более 30% толщины стенки и длиной 50 мм и более.

1. Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода

нефтепровод сварка электродуговой ремонт

На данном участке нефтепровода, по результатам внутритрубной и электрометрической диагностики выявлены следующие виды дефектов:

— дефекты изоляции (неудовлетворительная адгезия, порывы, отсутствие изоляции и т. д.);

— дефекты коррозии (утонение стенки, влияние стресс-коррозии, ручейковой коррозии и т. д.);

— дефекты сварных стыков (вследствие износа и брака при проведении строительно-монтажных работ);

— дефекты геометрии трубопровода (вмятины, гофры, овальность более 3% и т. д.);

— отклонения от проектного положения, на данном участке присутствует зона с подводной укладкой трубопровода по дну озера, при которой не допустимо провисание трубопровода имеющее место на данном участке. Также имеются зоны с выходом трубопровода на дневную поверхность, что также не допускается нормативными документами.

По всей трассе исследуемого участка 70% длины занимают дефекты ПОР (первоочередного ремонта).

Проведен анализ возникновения вышеперечисленных дефектов и сделан вывод о критериях и условиях работы нефтепровода влияющих на их возникновение рис.1.1.

Оценена степень капитальных вложений при различных методах устранения дефектов (замена участка, врезка катушек, установка муфт и т. д.) и сделан вывод о необходимости вывода в капитальный ремонт всего рассматриваемого участка методом замены участка.

Рис. 1.1. Критерии, влияющие на возникновение дефектов на участке нефтепровода

Технологическая подготовка к капитальному ремонту заключается в создании производственных условий, при которых возможно нормальное выполнение строительно-монтажных работ. Согласно принятым методам производства СМР готовится парк строительных машин, комплектуется оборудование, оснастка. Одновременно приобретается построечный инвентарь и приспособления.

Работы по капитальному ремонту трубопровода предусматривается выполнять комплексным механизированным потоком.

Для производства строительно-монтажных работ в состав потока должны входить следующие специализированные бригады, выполняющие отдельные виды работ:

расчистку трассы от леса и планирование полосы отвода;

погрузочно-разгрузочные и транспортные работы ;

сооружение технологического и вдольтрассового проезда;

поворотную сварку труб в секции и гнутье отводов;

потолочную сварку труб ;

врезка технологических захлестов ;

очистку полости и испытание трубопровода.

для устройства ЭХЗ и электроснабжения потребителей организуется специализированная бригада;

объем строительства временных дорог и сооружений принят из местных условий, сезона и продолжительности строительства;

2.1 Подготовительные работы

В состав подготовительных работ, выполняемых на трассе, входит:

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

расчистку полосы строительства от леса, кустарника остатков,

планировку полосы отвода;

устройство временных дорог и подъездов к трассе, переездов мостов через различные препятствия, восстановление и ремонт дорог и мостов;

устройство временных производственных баз.

2.2 Сооружение временных дорог

Капитальный ремонт магистральных трубопроводов связан с необходимостью строительства широкой сети временных дорог различного назначения. По назначению временные дороги подразделяются на несколько видов:

вдольтрассовые — для перевозки строительных грузов и рабочие вдоль трассы, их сооружают как в полосе отвода, так и в непосредственной близости от трассы;

подъездные — для связи пунктов поступления техники и материалов с местами базирования колонн, участков;

технологические — для обеспечения прохода по трассе строительной техники, механизированных колонн.

Временные вдольтрассовые и подъездные дороги должны иметь ширину проезжей части 4,5 — 9 м, земляного полотна 8-13м,

Минимальный радиус поворота в плане при перевозке длинномерных грузов (плетей труб) 120 м. Для временных технологических дорог эти размеры должны быть соответственно 10 м и 60 м.

2.3 Земляные работы

Прокладка газопровода на всем протяжении трассы принята подземная:

В нормальных условиях 1,0 м до верха трубы; на переходах ручьев и болотах — не менее 1 м до верха балластирующей конструкции. Ширина траншей по дну принята 1,9 м. Величина откосов траншеи определяется в соответствии со СНиП 3.02.01-87 в зависимости от физико-механических свойств грунтов. С целью уменьшения объемов работ для прохода изоляционно-укладочной колонны на пересеченных участках трассы предусмотрена срезки грунта бульдозером с частичным восстановлением.

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

После окончания строительства трубопровода русла ручьев, ложбины водотоков должны быть расчищены от грунта, попавшего в них во время земляных работ.

При пересечении газопровода с коммуникациями предусмотрена ручная разработка траншеи в соответствии со СНиП Ш-4-80.

До начала производства работ вешками устанавливают местоположение близлежащих сетей.

Рытье траншей производится одноковшовым экскаватором емкостью ковша 0.65 -1м. Обратная засыпка траншей производится бульдозером.

На участках строительства трубопровода, где расстояние между проектируемым трубопроводом и существующими коммуникациями в зоне земляных работ менее 11.7м (прохождение по лесной зоне) и менее 22.7 м (прохождение по землям сельскохозяйственного назначения) засыпка трубопровода производится экскаватором.

Техническая характеристика экскаваторов используемых на строительстве магистральных трубопроводов.

Вместимость основного ковша обратной лопаты, м 3

Мощность двигателя, кВт

Скорость передвижения, км/ч

Частота вращения поворотной части, об/мин

Наибольший угол подъема, градусы

Радиус копания, м

Наибольшая глубина копания траншеи, м

Минимальная продолжительность цикла при угле поворота 90° с выгрузкой в отвал, с

Давление на грунт, кПа

Производительность одноковшовых экскаваторов определяется по формуле:

где n — число циклов копания в минуту;

kn = 0,95 — коэффициент потерь времени на передвижение;

kэ — коэффициент организованных потерь времени при эксплуатации экскаватора.

Рытье траншей по трассе должно выполняться с опережением изоляционно-укладочных работ не более чем на 2-х дневную производительность изоляционно-укладочной колонны (темп колонны -1,8 км)

Разрабатываемый экскаватором грунт складируется параллельно бровке траншеи на площади территории полосы отвода.

Сроки проведения работ диктуются климатическими условиями данного района, — зимой. Объем разрабатываемого грунта определяется по следующей формуле:

Читайте также:  Ремонт хрущевки дизайн проекты кухни

W =L х ( lh x h+(sina x h) x h) м 3

где L — длина разрабатываемого участка, м;

lh — ширина траншеи по низу, м;

h — глубина траншеи, м;

a — угол внутреннего трения грунта.

Также на ремонтируемом участке имеется подводный переход под озером.

Земляные работы как при строительстве так и при капитальном ремонте подводного перехода являются наиболее трудоемкими и длительными по времени по сравнению с другими видами работ. Производство земляных работ характеризуется гидрологическими и климатическим условиями, протяженностью водных преград и объемами подводных земляных работ. Технология разработки подводных траншей для трубопроводов отличается от технологии подводных земляных работ при строительстве других технических сооружений и дноуглубительных работ. Подводные траншеи представляют собой узкопрофильную выемку, направленную поперёк сечения.

Выбор технических средств для устройства подводных траншей зависит в основном от объемов и сроков выполнения работ, вида, состояния и свойств грунтов, глубины реки, скорости течения, размеров траншеи, условий доставки техники в район строительства и времени года.

Заглубление подводных трубопроводов может осуществляться двумя способами:

— разработка подводной траншеи, последующая укладка трубопровода и засыпка траншеи с уложенным трубопроводом;

— укладка трубопровода на дно реки, заглубление трубопровода трубозаглубительными снарядами и засыпка уложенного трубопровода.

В данном проекте рассмотрен первый способ заглубления трубопроводов.

Перед началом разработки подводных траншей выполняют подготовительные работы.

Разработка подводной траншеи в данном проекте предусмотрена канатно-скреперной установкой. В приурезных участках разработка траншеи осуществляется одноковшовым экскаватором.

2.4 Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы

Погрузочно-разгрузочные работы при капитальном ремонте магистрального трубопровода ведут в разных пунктах: на территории железнодорожной станции, на трубосварочных базах, на трассе трубопровода.

Разгрузку труб из железнодорожных полувагонов в пунктах их приемки и складирования выполняют самоходным автомобильным краном КС-4561.

В качестве грузозахватных средств при разгрузке труб кранами на разгрузочную площадку используют торцевые захваты ЭТА-102 или захват клещевой автоматический КЗ-1422.

Чтобы исключить повреждение концов труб, крюки должны быть снабжены губками из мягкого материала.

При работе с трубоукладчиками на выгрузке труб из полувагонов и складировании их на складах применяют траверсы ТРВ — 182.

При складировании труб на железнодорожной станции их разгружают краном сначала на площадку, а затем перемещают краном-трубоукладчиком и укладывают их в штабель на некотором расстоянии от рельсовых путей. Укладка в штабель производится на предварительно выровненную площадку. Высота штабеля труб не должна превышать двух рядов. Нижний ряд труб укладывается на деревянные брусья размером 20х20 см с металлическими упорами на концах, а второй ряд штабеля укладывается в «седло».

Трубы длиной до 12 м от площадок складирования до трубосварочной базы доставляют трубовозами в составе тягача и прицепа-роспуска.

Привезенные на трассу секции разгружают с плетевозов методом перехвата в два приема: сначала один конец секции опускают на землю вблизи колес прицепа, затем трубоукладчик продвигается вдоль секции на два, три метра дальше ее середины, приподнимает другой конец секции и, подтянув на себя, протаскивает ее на место укладки вперед или назад и раскладывает вдоль оси трубопровода на расстоянии 1.5-3 м от нее.

2.5 Прокладка кабеля связи

Прежде чем приступить к перекладке нефтепроводов производится переукладка магистрального кабеля связи по новому створу. Новый створ выбран в 25 метрах ниже от существующей основной нитки нефтепровода или с левой стороны по ходу перекачки нефти.

Кабель прокладывается в две нитки. Марка кабеля МКСК 4х4х1.2 (согласно технических условий на прокладку кабеля). После прокладки новый кабель подключается к существующему магистральному кабелю связи при помощи кабельных муфт в количестве 4-х штук (по две муфты с каждой стороны).

Кабель укладывается с запасом 2% на слабиную. Общая длина кабеля в две нитки составляет 1914 м. Протяженность разрабатываемой траншеи под кабель связи составляет 938 метров.

Разработка траншеи под кабель связи производится одноковшовым экскаватором. Засыпка траншеи после укладки производится бульдозером. Кабель связи укладывается с бровки траншеи с барабана подвешенного краю трубоукладчика.

Кабель перед укладкой в траншею испытывается на целостность оболочки, согласно технических условий. При размотке кабеля с барабана не должны допускаться изгибы кабеля радиусом меньшим внутреннего диаметра барабана или 15-ти кратного диаметра кабеля.

2.6 Демонтаж существующих нефтепроводов

Демонтаж основной нитки подводного перехода осуществляется в два этапа.

I этап. Работы выполняются в пределах существующих задвижек.

Перед началом работ по основной нитке нефтепровода производится отключение её от магистрального нефтепровода и опорожнение от нефти внутренней полости.

Нефть из трубопровода откачивается передвижным насосным агрегатом марки ПНА в действующий нефтепровод. Вытеснение остатков нефти из демонтируемого участка нефтепровода производится компрессором марки АО-161 с помощью поршня-разделителя в автоцистерну.

После откачки нефти ремонтируемый участок трубопровода отрезается от существующих задвижек, концы труб оглушаются стальными сферическими заглушками.

Основная перекачка нефти по магистральному нефтепроводу ведётся по резервной нитке трубопровода.

После вскрытия трубопровод поднимается на бровку траншеи трубоукладчиками и разрезается на части и вывозится на НПС.

II этап. Нефтепровод временно отключается на участке в пределах ближайших к переходу линейных задвижек и опорожняется от нефти (вместе с резервной ниткой). Существующие задвижки на обеих берегах отрезаются от основной и резервной ниток и демонтируются, а резервная нитка глушится с обоих концов. На правом берегу, на расстоянии 80 метров от существующих задвижек и в месте установки новой задвижки, нефтепровод разрезается и его участок длиной 80 метров демонтируется. Участок вскрывается экскаватором, поднимается на бровку и разрезается на части и вывозится на НПС.

После демонтажа существующих задвижек и 80-ти метрового участка основной нитки монтируются новые узлы задвижек.

2.7 Сварочно-монтажные работы

Сварка трубопроводов выполняется из труб 720х10 мм ручной дуговой сваркой.

Проверка качества сварных швов производится лабораторией сварки эксплуатирующей организации, оснащенной необходимыми приборами и оборудованием.

Сварка труб производится на лежках, уложенных на спланированную поверхность.

Основным способом сварки неповоротных стыков магистральных трубопроводов при соединении секций или отдельных труб в непрерывную нитку в настоящее время остаётся ручная сварка электродами. Существенными преимуществами ручной сварки является простота процесса и возможность выполнения работ в разных климатических условиях с различным темпом продвижения вдоль трубопровода при высоком качестве швов.

К основным недостаткам ручной сварки относятся большая потребность в квалифицированных рабочих сварщиках не ниже 5 — 6 разрядов и в ряде случаев тяжелые условия труда сварщиков. В связи с простотой процесса и его большей гибкостью и при надлежащей организации работ ручная сварка может быть даже более экономичной по сравнению с другими способами сварки.

При сварке трубопроводов поточным методом сменный темп сварочной колонны в основном определяется числом стыков, собранных и сваренных первым слоем шва.

В данном проекте сварка трубопроводов производится поточным методом.

Эффективность поточных методов сварки определяется темпом сварки (или шагом потока).

Рис. 2.1. Сварочная колонна на сварке нитки подводного перехода: 1 — машинист трубоукладчика; 2 — такелажник; 3 — слесарь-трубоукладчик; 4 — электросварщик; 5 — машинист электростанции

Темп сварки (или шаг потока) — это промежуток времени между началом сборки двух последовательно выполненных стыков труб.

При организации поточного метода сварки укомплектовываются следующие звенья (или группы):

— звено, выполняющие подготовительные работы, и является неотъемлемой частью бригады при поточном методе;

— головная группа, в которую входят сварщики, выполняющие сварку корневого слоя шва и “горячего” прохода”;

— звено сварщиков, осуществляющих заполнение разделки после горячего “прохода” с электродами с основным покрытием;

— звено сварщиков, выполняющие облицовочный слой шва электродами с основным покрытием.

Указанные слои шва выполняют несколько пар сварщиков, каждая из которых доваривает свой стык до конца. Число сварщиков в этих звеньях определяется синхронизацией их работы с работой головой группы.

При поточном методе сварки в работу по сооружению трубопровода вовлекается большое количество квалифицированных рабочих, а также сложная и дорогостоящая техника. Главной задачей является обеспечение бесперебойно работы таких потоков. С этой целью создается специальное звено подготовительных работ.

Звено подготовительных работ выполняет следующие операции:

— отбор секций труб;

— очистку полости секций труб от наледи, земли, снега, посторонних предметов;

— правку вмятин, обрезку торцов труб (забитых фасок);

— механическую зачистку фасок.

Состав подготовительного звена следующий:

Машинист крана-трубоукладчика — 1 чел.

Слесарь-трубоукладчик — 1 чел.

Такелажник — 1 чел.

Газорезчик — 1 чел.

Машинист передвижной электростанции — 1 чел.

Звено подготовительных работ имеет в своем составе следующее оборудование:

— передвижная электростанция для питания шлифовальной машинки;

— газорежущая машинка для подготовки кромок торцов труб;

— механические или гидравлические приспособления для правки вмятин;

Читайте также:  Ремонт китайских импульсных блоков питания

— шлифовальная машинка с комплектом абразивных кругов для зачистки кромок;

По работе головной группы сварочной колонны определяется движение всей колонны. Поэтому организация её работы уделяется первостепенное внимание.

При поточно-групповом методе головная группа выполняет следующие основные операции:

— подвоз очередной секции труб и установку её на центраторе;

— центровка стыка и установка зазора;

— сварка корневого слоя шва;

— зачистка и шлифовка корневого слоя шва;

— сварка горячего прохода;

— перемещение центратора и оборудования к месту сборки и сварки следующего стыка.

Состав головной группы сварочной колонны следующий:

Машинист крана-трубоукладчика- 1 чел.

Слесарь трубоукладчика- 2 чел.

Машинист сварочного агрегата- 1 чел.

Бульдозерист- 1 чел.

2.8 Укладочные работы

Укладку трубопровода выполняют совмещенным методом, изоляционно-укладочной колонной, оснащенной кранами- трубоукладчиками, и вспомогательным оборудованием. Укладочные работы выполняются непосредственно перед укладкой трубопровода в траншею.

Изоляционные работы проводятся при температуре окружающего воздуха не ниже минус 40 °С. При температуре плюс 10 °С и ниже рулоны ленты перед нанесением необходимо выдержать не менее 48 часов в теплом помещении при температуре не ниже плюс 15 °С.

Контроль за качеством изоляционных материалов и покрытий производится согласно требованиям СНиП 3.05.02-88 и ВСН 012-88.

Тип изоляционного покрытия и его конструкция приняты согласно СНиП 2.05.06-85 и ГОСТ 25812-83.

Применяемые для изоляции трубопроводов материалы необходимо проверять на соответствие их требованиям ГОСТов или ТУ.

Укладка подводных трубопроводов на дноподводной траншеи является наиболее ответственной операцией, завершающей большой объем подготовительных работ. Поэтому к проведению укладки трубопровода требуется особо тщательная подготовка.

Суть способа заключается в протаскивании трубопровода по дну подводной траншеи с одного берега к другому с помощью троса, заранее проложенного в траншее.

Технологическая последовательность основных операций, связанных с укладкой протаскиванием следующая:

— сварка трубопровод на берегу в нитку, опрессовка, изоляция, футеровка, балластировка;

— укладка тягового троса на дно траншеи;

— протаскивание трубопровода через водную преграду с помощью трактора;

— после окончания протаскивания осуществление контроля фактического положения трубопровода, проведение испытания уложенного трубопровода, его засыпка.

Схема протаскивания трубопровода.

Длина протаскивания таким способом ограничивается размером площадок на обеих берегах реки, а также тяговым усилием и наличием для его создания тяговых средств. Как показывает опыт, при большом числе тракторов или других самоходных тягачей трудно добиться синхронности их работы. Например, использование одновременно более пяти машин на одном тяговом тросе из-за сложности синхронизации их работы не приводит к существенному увеличению тягового усилия. При всей кажущейся простоте схемы именно это вызывает задержки и остановки протаскивания. Поэтому накануне протаскивания проводится проверка согласованности в действиях машинистов и одновременно достаточности тяговых средств. Для этой цели укладываемый трубопровод один — два раза сдвигают с места, при этом расстановка тяговых механизмов должна быть такой же, как и во время протаскивания. Наибольшее усилие протаскивания возникает в момент трогания, поэтому при пробном трогании проверяется надежность тягового троса, креплений и достаточность тяговых средств.

Для уменьшения тягового усилия притаскиваемый по берегу трубопровод “разгружают” с помощью трубоукладчиков, устанавливаемых вдоль трубопровода. Это позволяет отказаться от устройства специальных спусковых дорожек.

Обычно при протаскивании используется один тяговый трос. Однако с увеличением длины и диаметра трубопровода усилие достигает таких значений, что для передачи его от лебёдки на трубопровод требуется трос, расчетный диаметр которого достигает 50 мм и более. Выполнять такелажные работы с таким тросом сложно, поэтому применяют два, а при необходимости большее число тросов. В таком случае тросы разводятся в разные направления. Каждая лебёдка создает своё усилие, однако суммарное усилие, приложенное к оголовку трубы, должно быть равно усилию, необходимому для протаскивания.

Машины и механизмы для протаскивания.

Для протаскивания подводных трубопроводов применяется различное оборудование, а также различные машины и механизмы: тяговые лебёдки, тракторы, бульдозеры, трубоукладчики и специальные механизмы.

При протаскивани подводных трубопроводов трубоукладчики используются не только для создания тягового усилия, но и для уменьшения сопротивления протаскиванию берегового участка при отсутствии спусковой дорожки, удерживая трубопровод на весу и перемещаясь с ним в направлении протаскивания до уреза.

2.9 Строительство трубопроводов на болотах

Расчистка трассы на болотах, как правило, осуществляется в зимний период, так как нагрузка от строительной техники в летнее время значительно превышает допускаемое давление на торфяную залеж. Технология работ по валке и трелевке древесины в условиях болот аналогично выполнению работ на линейных участках трассы. На болотах I и II типов наиболее целесообразно разрабатывать траншеи экскаваторами с обратной лопатой со сланей.

На болотах I и II типов глубиной до 0,5-0,6 м с основанием имеющим высокую несущую способность можно разрабатывать траншею без использования сланей, что достигается предварительной выторфовкой на полосе движения экскаватора.

Торф убирается на всю глубину болота бульдозером или экскаватором.

Сварочно-монтажные работы выполняются как в зимний, так и в летний период. Причем в летнее время сварочно-монтажные работы проводят в основном на трубосварочных базах, где выполняют автоматическую сварку поворотных стыков трубопровода. В зимний период сварочно-монтажные работы ведут непосредственно на трассе.

Трубопровод может быть уложен с бермы траншеи. Укладка с бермы траншеи возможна на болотах I и II типов любой протяженности, в любое время года.

Балластировку трубопроводов грунтом с применением нетканых синтетических материалов можно производить на участках с прогнозируемым обводнением, на обводненных и заболоченных участках трассы при условии отсутствия воды в траншее в процессе производства работ (производство работ в зимнее время, удаление воды техническими средствами).

2.10 Укладка трубопровода в траншею

На всем протяжении трассы трубопровода предусмотрена подземная прокладка, преимущественно параллельна рельефу местности с минимальной глубиной заложения 0,8 м от поверхности земли до верхней образующей трубы на землях не сельскохозяйственного назначения и 1,0 м на пашне.

Криволинейные очертания трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях при укладке в траншею достигаются:

укладкой сваренных плетей в соответственно спрофилированную траншею по кривым естественного изгиба труб под действием собственного веса;

применением гнутых колен и отводов, изготовленных согласно ГОСТ 24950-81 и ГОСТ 17375-83.

В процессе укладки трубопровод не должен касаться бровки или стенок траншеи, а должен опускаться непосредственно на дно траншеи или подстилающий слой грунта без зависаний. Бригадир укладочной колонны за спуском трубопровода в траншею проводит постоянный визуальный контроль — контролируется:

формы изгиба трубопровода (должна быть плавной) ;

высоты подъема трубопровода кранами-трубоукладчиками ;

степень загрузки кранами-трубоукладчиками ;

сохранность изоляционного покрытия.

Случайные повреждения изоляционного покрытия необходимо исправлять в процессе укладки трубопровода и подвергать их дополнительному контролю.

Радиус упругого изгиба уложенного в траншею трубопровода на любом участке должен быть не менее минимального радиуса установленного проектом. Контроль производят выборочно в сомнительных местах с помощью кривизиомера (прибора для измерения кривизны строительных конструкций) или путем геодезического нивелирования.

При закреплении трубопровода на дне траншеи анкерными устройствами контролируется расстояние между крепежными поясами. Эти расстояния должны быть не более проектных величин.

Толщину слоя грунта над трубопроводом, проложенным по сельскохозяйственным землям, контролируют после засыпки и естественного или принудительного уплотнения грунта.

При укладке трубопровода в проектное положение необходимо соблюдать следующие допуски:

минимальное расстояние (зазор) между трубопроводом и стенками траншеи — 20 см,

отклонение толщины слоя грунта над трубопроводом в уплотненном состоянии (до черной отметки) +20/-0 см;

отклонение суммарной массы балластных грузов на 50 м трассы должно быть в пределах +5/-0 %.

2.11 Балластировка трубопровода

Для обеспечения устойчивого положений подводного перехода на дне водной преграды применяют различные способы их балластировки и закрепления. С увеличением диаметра трубопровода значительно возрастают затраты на балластировку и закрепление. От способов балластировки и закрепления трубопроводов существенно зависит качество и темпы сооружения переходов. Поэтому рациональных способов и разработка новых более совершенных конструктивных устройств по балластировке и закреплению подводных трубопроводов имеют важное значение.

В начальный период строительства трубопроводов, когда диаметр стальных трубопроводов был относительно невелик и они предназначались к перекачке жидких продуктов, трубопроводы прокладывались без пригрузки. Подводные нефтепроводы диаметром более 529 мм балластировались чугунными пригрузами в соответствии с расчетом устойчивости на сдвиг и всплытие.

Чугунные кольцевые грузы и в настоящее время широко применяются при строительстве подводных трубопроводов. Грузы изготовляются на заводах из серого чугуна в соответствии с нормами НГ-1125 Гипрогаза и состоят из двух полуколец. Конструкция чугунного пригруза показана на рис. 9., а основные конструктивные размеры и масса грузов для трубопроводов различных диаметров приведены ниже в таблице.

Таблица 2.2. Характеристики чугунных пригрузов

Источник