Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ВВЕДЕНИЕ
Магистральные нефтепроводы (МН) включают в себя комплекс различных сооружений — линейную часть, нефтеперекачивающие станции, резервуарные парки. Линейная часть ряда МН имеет протяженность тысячи километров, проходит в различных природно-климатических и гидрогеологических условиях, пересекает множество естественных и искусственных преград.
Магистральные нефтепроводы предназначены для транспорта нефти от нефтепромыслов до нефтеперерабатывающих заводов и перевалочных нефтебаз. По многим показателям МН являются уникальными сооружениями, для них установлены нормативные требования. Одно из основных требований, предъявляемых к магистральным нефтепроводам, — высокая надежность, которая должна быть обеспечена экономически оправданными затратами. Уровень надежности МН зависит от качества проектирования и строительства. Высокоорганизованная и эффективная система технического обслуживания и ремонта позволяет поддерживать надежность МН на необходимом уровне.
Мировой и отечественный опыт эксплуатации МН показывает, что, несмотря на значительные достижения в области проектирования, строительства и эксплуатации МН, полностью исключить отказы не удается. По разным причинам происходят повреждения МН, остановки перекачки продукта, выход нефти из трубопровода через повреждения и загрязнение нефтью окружающей среды. Для ликвидации аварий организации, эксплуатирующие МН, создают аварийно- вос-становительную службу (АВС). Аварийновосстановительная служба обязана в кратчайшие сроки ликвидировать аварию, свести до минимума влияние разлитой нефти на окружающую среду, полностью восстановить работоспособность трубопровода.
Подразделения АВС укомплектовываются персоналом в соответствии со штатным расписанием и оснащаются машинами, механизмами и приспособлениями. Наукой и производством разрабатываются и выпускаются специальные технические средства для аварийного ремонта МН. Организация
и выполнение аварийно-восстановительных работ осуществляются в соответствии с действующими нормативными документами.
В настоящей работе рассматриваются виды и причины повреждений МН, вопросы организации аварийно-восстановительного ремонта и оснащения ремонтной техникой. Представлена технология проведения аварийных работ при повреждениях нефтепроводов, проложенных в различных природно-климатических и гидрогеологических условиях. Приведены сведения об используемых при аварийном ремонте МН транспортных средствах, землеройных и грузоподъемных машинах, средствах откачки и обратной закачки нефти в МН, средствах малой механизации. Подробно рассмотрены методы и средства охраны окружающей среды при аварийном ремонте магистральных нефтепроводов.
11
1
1
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
НАЗНАЧЕНИЕ И СОСТАВ РАБОТ
ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА
Надежная и эффективная работа МН зависит от характеристик надежности, которые закладываются на стадии проектирования и строительства и поддерживаются на стадии эксплуатации путем технического обслуживания и ремонта. Не имея возможности существенно изменять характеристики надежности в процессе эксплуатации, необходимо обеспечивать поддержание их в течение всего срока службы трубопровода за счет высокоорганизованной и эффективной системы технического обслуживания и ремонта.
Техническое обслуживание — это комплекс технических и организационных мероприятий, осуществляемых в процессе эксплуатации МН с целью обеспечения требуемой надежности и эффективности выполнения ими заданных функций. Техническое обслуживание включает осмотр объектов магистральных нефтепроводов, контроль параметров режима их работы, устранение незначительных дефектов.
Правильно организованное техническое обслуживание позволяет снизить эксплуатационные расходы за счет уменьшения числа ситуаций, приводящих к отказам, сокращения количества и объемов дорогостоящих ремонтных работ, снижения затрат на их проведение и способствует увеличению ресурса технического объекта.
Объемы и сроки технического обслуживания объекта зависят от конструктивных особенностей и режима его эксплуатации.
Ремонт линейных сооружений в зависимости от назначения, характера и объема подразделяется на текущий и капитальный. В случаях повреждения трубопровода с потерей герметичности проводится аварийный ремонт.
Текущий ремонт (ТР) — минимальный по объему и содержанию вид ремонта, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению преждевременного износа линейных сооружений, устранению мелких повреждений и неисправностей. Текущий ремонт подразделяется на профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению, и неплановый — по фактическому техническому состоянию, определяемый в процессе эксплуатации и осмотров.
Капитальный ремонт (КР) — наибольший по объему и содержанию вид ремонта, который производится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с разборкой, восстановлением и заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений. К этому виду ремонта относятся: замена дефектных участков трубопровода и антикоррозионной изоляции, запорной арматуры; устранение дефектов труб нефтепровода; прокладка нового дюкера; берего- и дноукрепительные работы на водных переходах; сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными и шоссейными дорогами; ремонт и восстановление защитных противопожарных сооружений, земляных дамб на переходах через овраги; ремонт блок-постов и т.п.
Капитальный ремонт линейных сооружений проводят без остановки и с остановкой перекачки.
Магистральный нефтепровод представляет собой сложное инженерное сооружение, содержащее целый комплекс технических систем: линейную часть, головные и промежуточные перекачивающие станции, резервуарные парки и др. Линейная часть магистрального нефтепровода — система линейно-протяженных объектов, предназначенных для обеспечения процесса перекачки нефти. Она включает: собственно трубопровод с отводами, лупингами и арматурными узлами; защитные противопожарные сооружения; линейные службы эксплуатации; устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохим- защиты; линии электропередачи и технологической связи; вдольтрассовые дороги и проезды, переходы через естественные и искусственные препятствия; устройства пуска и приема очистных устройств и приборов диагностики.
Таким образом, линейная часть магистрального трубопровода по конструкции и условиям эксплуатации является уникальной технической системой, для которой весьма затруднена выработка универсальных рекомендаций по выбору ра-
циональной стратегии технического обслуживания. К тому же имеются сложности в точной и полной оценке ее фактического технического состояния.
Выбирать стратегию технического обслуживания и ремонта линейной части магистрального трубопровода следует с учетом обеспечения безопасностои работ и охраны окружающей среды, бесперебойного снабжения потребителей нефтью требуемого качества. Необходимо найти разумное соотношение между затратами на техническое обслуживание и ремонт и уровнем надежности и эффективности функционирования трубопровода. Технический осмотр является одним из важнейших видов работ по техническому обслуживанию линейной части нефтепроводов. В состав работ по техническому осмотру входят: визуальный осмотр и контроль за состоянием трассы; выявление утечек нефти и выхода ее на поверхность земли, внешних ситуационных изменений в ох- ранной зоне, опасных для нормального функционирования нефтепроводов, неисправностей линейных сооружений и причин их появления; определение и уточнение объемов работ для проведения текущего и капитального ремонта; проверка готовности объектов к эксплуатации в паводковый и осенне-зимний периоды и т.д.
В состав работ по текущему техническому обслуживанию линейных сооружений, кроме вышеперечисленных, входят: устранение незначительных размывов нефтепроводов; отвод ливневых и талых вод; очистка водоотливных каналов; удаление растительности под нефтепроводом (при надземной прокладке) и внутри ограждений; очистка колодцев от мусора, грязи; удаление снега внутри ограждений; проведение водолазных осмотров и обследований переходов нефтепроводов через водные преграды, овраги; спуск воды из амбаров защитных противопожарных сооружений; приведение в порядок надписей на плакатах, указателях и т.д.
Основа обеспечения сохранности и работоспособности линейной части — текущий ремонт.
К текущему ремонту относятся следующие работы: ликвидация мелких повреждений земляного покрова над нефтепроводом, устройство и очистка водоотводных канав, укрепление оврагов в охранной зоне, вырубка кустарника, очистка внутренней полости трубопровода от парафина, грязи, воды и удаление воздуха; проверка состояния изоляции трубопровода шурфованием и измерением потенциала труба — земля, ревизия и ремонт запорной арматуры, связанный с заменой сальников, смазка; ремонт колодцев, ограждений береговых
укреплений переходов трубопроводов через водные преграды; подготовка линейных объектов нефтепровода к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего паводка; устранение мелких повреждений, причиненных паводком, работы по обеспечению и сохранению аварийного запаса труб; окраска линейных сооружений и т.п.
Мероприятия по техническому обслуживанию и ТР линейной части проводятся в основном без остановки перекачки по трубопроводу.
Поскольку сооружения, входящие в состав линейной части магистральных нефтепроводов, весьма разнообразны, техническое обслуживание и ремонт каждого из них имеют свои специфические особенности.
При назначении сроков проведения ремонтных работ исходят из фактического технического состояния и величины наработки по каждому линейному сооружению, учитывают специфические условия, влияющие на состояние линейной части в зависимости от климатических, геологических и других особенностей.
Данные, полученные на основании контрольных диагностических обследований, испытаний и технических осмотров, систематизируются и используются в качестве основы для планирования ремонтных работ. При этом составляется перечень первоочередных, не терпящих отлагательства ремонтных работ.
К первоочередным работам следует отнести восстановление герметичности трубопровода, узлов и оборудования, поврежденных линий связи и станций катодной защиты, дренажей, работоспособности линейной арматуры, исправления повреждений на трассе в результате стихийных бедствий, а также работы, планируемые на основании паводковых прогнозов.
В районах средней полосы весь основной комплекс работ выполняется летом, после окончания весеннего паводка. При этом имеется возможность выполнять текущие профилактические работы два раза в год (для целого ряда линейных сооружений этого достаточно). В остальное время проводятся работы первоочередного характера.
Обслуживание линейной части магистральных трубопроводов, проложенных в сложных климатических условиях, носит, как правило, сезонный характер. В условиях Западной Сибири и Крайнего Севера, когда летом трасса практически малодоступна для наземного транспорта, многие текущие ремонтные работы проводятся в зимний период.
Аварийные ремонтные работы по ликвидации отказов магистральных нефтепроводов требуют незамедлительного выполнения. При построении системы ремонта в первую очередь следует исходить из необходимости обеспечения работ по ликвидации отказов в кратчайшие сроки, снижения тяжести последствий, наносимых растекающейся нефтью поверхностным и грунтовым водам, сельскохозяйственным угодьям и т.д. Аварийные ситуации, возникающие на действующем нефтепроводе, носят разнообразный характер, отличаясь по виду, местоположению и тяжести последствий, поэтому применяемые методы и технические средства выбираются с учетом необходимости ликвидации всех возможных аварий и их последствий.
Магистральные трубопроводы эксплуатируются в течение нескольких десятков лет, что приводит к снижению показателей надежности. Создаются новые методы и средства технического обслуживания и ремонта. Все это требует постоянного совершенствования, модернизации системы технического обслуживания и ремонта.
Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта магистральных трубопроводов достигается тремя основными взаимообусловленными направлениями: техническим, экономическим и организационным. Содержание этих направлений включает следующие проблемы: совершенствование организации управления техническим обслуживанием и ремонтом; рациональная централизация обслуживания и ремонта и обоснование целесообразной мощности ремонтных предприятий или подразделений; всестороннее совершенствование технологии обслуживания и ремонта; выбор оптимальной стратегии обслуживания и ремонта магистральных трубопроводов.
Для рационального использования технического ресурса нефтепровода, оборудования и сооружений МН и установления научно обоснованных межремонтных сроков проведения технического обслуживания и ремонта необходимо наиболее полно учитывать фактическое техническое состояние и особенности оборудования и сооружений трубопровода с широким использованием системы эксплуатации и ремонта "по состоянию" с применением современных средств технической диагностики.
При ремонте "по состоянию" сроки вывода в ремонт трубопровода и объемы работ определяются не заранее, как среднестатистические величины, а индивидуально для каждого участка нефтепровода путем анализа данных о его техничес-
ком состоянии, полученных во время диагностических обследований.
Дальнейшие пути обеспечения надежности и повышения эффективности эксплуатации МН состоят в организации и производстве ремонтно-восстановительных работ по результатам технического диагностирования, организации контроля технического уровня эксплуатационных параметров объекта, полном выявлении и формирующихся, и накопленных дефектов, классификации их, прогнозировании технического состояния объектов магистральных нефтепроводов.
КОНТРОЛЬ ЗА ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Контроль технического состояния объектов линейной части магистральных нефтепроводов — это проверка соответствия фактических параметров, подверженных изменению в процессе эксплуатации, их проектным значениям.
Контролируемыми параметрами технического состояния действующих магистральных нефтепроводов являются толщина стенки труб, геометрия труб, герметичность нефтепровода, защитные свойства антикоррозионных покрытий, положение трубопровода в пространстве, положение переходов трубопроводов через реки, дороги, овраги и т.п. Режим технического обслуживания во многом определяется уровнем фактической надежности нефтепроводной системы, устанавливаемой контролем ее технического состояния.
Контроль технического состояния проводят специальными приборами и визуальным осмотром. Техническое состояние может быть оценено непосредственно (измерением) и косвенно. Например, по снижению давления перекачки на выходе из насосной станции можно установить нарушение герметичности в линейной части магистрального нефтепровода. Имеются приборы контроля переносные, для внешнего контроля, и внутритрубные, помещаемые внутрь трубы и передвигаемые потоком перекачиваемого продукта. Применяют также воздушное патрулирование трубопроводов.
Особенности нефтепроводов обусловлены непрерывным характером работы нефтепроводных магистралей и значительной их протяженностью.
Частота и метод контроля МН определяются сложностью трассы, сроком их эксплуатации, фактическими показателя-
ми надежности, наличием участков с эрозией грунта, оползней, состоянием подводных переходов и т.д.
Если осмотр проводится воздушным инспектированием, он должен быть дополнен данными наземной инспекции, обеспечивающей большую полноту контроля. По трассе трубопровода необходимо отмечать заросли леса, участки с эрозией грунта, изменение русел рек, повреждение или отсутствие ориентиров, плохое состояние дорог, места проведения строительных работ в полосе отвода или рядом с ней, которые могут повредить трубопровод или нарушить режим его эксплуатации. Инспектирование переходов через ручьи и реки требует наибольшего внимания с целью выявления провисов трубопроводов вследствие вымывания под ними грунта или вскрытия их под действием песчаной или гравийной эрозии. На крупных судоходных реках осмотры должны выполняться постоянно, в том числе постами, обеспечивающими контроль гидрологического режима реки и контроль за соблюдением правил прохождения судов в створе переходов. Особое внимание необходимо уделять прогнозу возможных ухудшений вдольтрассовых условий, размывов, затоплений, обрушений берегов рек в створе переходов и прочих изменений обстановки, требующих учета при планировании мероприятий весеннего и зимнего периода. В период паводков, осенней распутицы контроль (особенно воздушное патрулирование) должен быть усилен.
Данные, полученные на основании контрольных измерений, испытаний и профилактических осмотров, систематизируют и используют в качестве основы для планирования и проведения ремонтных работ.
Для выявления предельного напряженного состояния особо ответственных узлов в камерах пуска и приема скребков, на выкидных коллекторах, подводных и других переходах, в сложных местах прохождения трассы нефтепроводов эффективна специальная диагностическая система с использованием метода неразрушающего контроля на основе акустической эмиссии (АЭ) и магнитных шумов.
При техническом контроле подземных переходов через автомобильные и железные дороги используют визуальный осмотр, а также трассоискатели или шурфование для определения планово-высотного положения защитного кожуха, самого нефтепровода и соответствия расположения трубопровода и защитного кожуха относительно друг друга.
Действительные радиусы изгиба трубопровода определяют с помощью внутритрубных и геодезических приборов
(теодолита, нивелира, оптического дальномера), мерной ленты.
При техническом контроле запорно-регулирующей арматуры применяют визуальный осмотр, геодезический контроль, трассоискатели или шурфование для определения планово-высотного положения арматуры, опорного фундамента и прилегающих участков нефтепровода.
Результаты электрометрических измерений защитного потенциала, данные обследования состояния изоляции, результаты шурфовок, измерений удельного сопротивления грунта и сведения о коррозионных повреждениях составляют информацию об эффективности защиты от коррозии, накапливаемую с начала эксплуатации и включающую также сведения о выполнявшихся ремонтах изоляции и тела трубы, типе изоляции, рельефе местности и ситуации трассы.
Практика эксплуатации отечественных и зарубежных трубопроводов показывает, что ежедневного контроля установок катодной защиты не требуется. Дренажные установки, особенно вблизи грузонапряженных электрифицированных линий, следует контролировать ежедневно. Снятие характеристик этих установок связано со случайным характером блуждающих токов, что требует проведения периодических проверок.
Систематизация полученных данных позволяет правильно оценить коррозионную обстановку и эффективность защиты и на этом основании планировать объем и периодичность ремонтно-профилактических мероприятий, включающих корректировку параметров катодных и дренажных установок, изменение их мощности, установку новых катодных станций, частичную или полную замену изоляции и, наконец, замену пораженных коррозией участков трубопроводов.
По результатам электрометрических измерений, показывающих падение защитного потенциала ниже допускаемого уровня или систематическую тенденцию к ухудшению эффективности защиты, намечают проведение комплексных коррозионных обследований, включающих контроль качества изоляции с помощью приборов или визуально (путем шурфовок), проверку коррозионной активности грунтов, анализ коррозионной обстановки на трассе и повреждений трубопровода. Используемые в настоящее время искатели повреждений позволяют определить состояние изоляции без вскрытия трубопроводов. Один из таких приборов УКИ-1М — создан в Институте проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР).
Техническая характеристика УКИ-1М
Дальность обследования, км 3—10
Погрешность определения оси трубопроводов и глубины залегания, м 0,05
Погрешность определения места расположения дефекта в изоляции, м, не более 0,1
Минимальный размер определяемого дефекта в изоляции на фоне сплошного изоляционного покрытия, мм, не более 3
Входное сопротивление селективного индикатора, Мом, не менее 10
Ослабление помехи с частотой 50 Гц по отно
шению к сигналу с частотой: 100 Гц, раз Не менее 2000
964 Гц, раз Не менее 10 000
Напряжение питания селективного генератора, В 9
Устройство контроля изоляции подземных трубопроводов УКИ-1М позволяет:
обнаруживать трубопроводы, кабели и определять глубину их залегания, т.е. работает как трассоискатель;
определять места сквозных повреждений в противокоррозионном покрытии трубопроводов без их вскрытия;
определять места повреждений анодной линии установок катодной защиты;
осуществлять интегральную оценку состояния изоляции отдельных участков на основе бесконтактных измерений токов в трубе.
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ
Нарушение герметичности магистральных нефтепроводов приводит к потерям нефти и загрязнению окружающей среды.
Проблеме обнаружения места утечки и устранения повреждения, а также вопросам контроля герметичности магистральных нефтепроводов в процессе эксплуатации уделяется серьезное внимание. Быстрое обнаружение нарушений герметичности и оперативное ее восстановление позволяют существенно снизить ущерб от повреждений трубопровода.
Объем выхода нефти в окружающую среду при потере герметичности зависит от диаметра трубопровода, расстояния между задвижками, рельефа местности, места и размера повреждения, времени его обнаружения и устранения. Коли-
честно вытекшей нефти может оказаться значительным даже при относительно небольшом повреждении, если оно остается незамеченным в течение длительного времени.
С учетом указанных факторов проверка герметичности является основной функцией контроля технического состояния собственно трубопровода.
Проверка герметичности всей линейной части, необходимой по условиям эксплуатации, осложнена трудностью контроля такого протяженного объекта, как линейная часть магистральных нефтепроводов. Целесообразно организовать многоступенчатый контроль, включающий методы режимного анализа параметров перекачки и балансового учета, периодические аппаратурные телеметрические или вдольтрассовые измерения (в том числе пропуск специальных устройств внутри трубопровода), а также непосредственное наблюдение по трассе.
Применение различных методов обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов обусловливается многими факторами: режимом работы, параметрами и конструкцией трубопровода, профилем трассы, свойствами перекачиваемого продукта, климатическими и погодными условиями, режимом контроля, требованиями к охране окружающей среды, экономичностью и т.д.
Каждый из применяемых методов контроля имеет свои преимущества и недостатки. Недостатки контроля герметичности по режимным показаниям давления хорошо известны и ограничиваются возможностью обнаружения крупной утечки. Суть режимного контроля за герметичностью нефтепровода заключается в наблюдении за давлением в трубопроводе по всей трассе с помощью электроконтактных манометров с передачей показаний в диспетчерскую. Имея перед собой профиль нефтепровода с нанесенным на нем гидравлическим уклоном, диспетчер или оператор может сопоставлять фактические давления по трассе с давлением, установленным технологической картой. Давление в любой точке нефтепровода на графике представляет собой отрезок между линией гидравлического уклона и точкой пересечения профиля. Сравнение фактического давления и установленного технологической картой позволяет обнаружить утечку продукта. В то же время необходимо иметь в виду, что различия в давлениях имеют место при других повреждениях трубопровода: частичной закупорке посторонними предметами или запарафинивании высоковязкой парафинистой нефтью, не полностью открытой линейной за-
движке и пр. Данное обстоятельство затрудняет однозначное определение наличия утечки продукта. Во всех случаях при изменении гидравлического уклона необходимо направить подвижную аварийно-ремонтную бригаду для обследования трассы.
Контроль герметичности нефтепровода можно также вести путем сравнения количества откачанной и поступившей на конечный пункт нефти с учетом сброса ее в емкости промежуточных перекачивающих станций или путевых наливных пунктов и нефтебаз. Течь обнаруживается, если на конечный пункт поступает нефти меньше, чем откачано (балансовый учет нефти). Система балансовых учетов позволяет контролировать герметичность нефтепровода при соответствующей надежности замеров и точности первичных приборов. Поэтому путем проведения оперативного (обычно с двухчасовым интервалом) учета можно выявить лишь достаточно крупную аварию.
В большей степени функциям контроля герметичности отвечают инвентаризационные балансы перекачки, выполняемые при обязательном соблюдении одновременности и точности замера температуры и условий отбора нефтепродукта для анализа плотности. Обнаружение сверхнормативного дебаланса перекачки квалифицируется как ненормальная ситуация. При этом выполняются повторные инвентаризации для уточнения величины дебаланса. Периодические односторонние дебалансы со всей очевидностью указывают на наличие утечек. Если при проверке состояния оборудования станций не удается объяснить причины расхождения положения запорной арматуры на станционных коммуникациях и отводах, осуществляют поиск места потери герметичности линейной части.
Определение негерметичного перегона может быть выполнено замером уровней в промежуточных резервуарах, организацией контрольных перекачек по системе с подключенными резервуарами (при сбалансированных режимах насосных станций) или системе перекачки через резервуары.
Возможно использование гидроимпульсных акустических способов централизованного контроля герметичности, однако их разрешающие возможности позволяют обнаружить только крупные утечки.
Периодические вдольтрассовые проверки герметичности трубопровода устанавливаются на основании визуальных инспекций трассы непосредственным обходом или воздушным патрулированием, а также специальными локаторами, осно-
ванными на акустических, газоаналитических, спектрографических способах контроля.
Из других методов и способов контроля герметичности трубопроводов можно привести следующие.
Графоаналитический метод применяется в двух случаях. Первый — когда на нефтепроводе произошла авария с полным разрывом стыков труб, продольных и спиральных швов и большим выходом перекачиваемой нефти или нефтепродукта через повреждение. Такие аварии определяются по падению давления на насосах и увеличению расхода. Второй — когда через разрывы вытекает только часть перекачиваемой нефти, а остальная поступает на конечный пункт нефтепровода. В этом случае на профиле строят две линии гидравлического уклона: одну по производительности от предыдущей НПС до места разрыва, другую — по поступлению нефти на последующую НПС. Точка пересечения их указывает наиболее вероятное место повреждения нефтепровода.
Метод отрицательных ударных волн основан на регистрации волн понижения давления, возникающих в момент появления утечки нефти и распространяющихся в обе стороны по трубопроводу со скоростью звука.
При возникновении утечки отрицательная волна давления достигает измерительных точек по обе стороны от утечки. Время прибытия сигналов с преобразователей регистрируется в контрольном диспетчерском центре самописцем. Вычислительная машина по специальной программе обрабатывает результаты поступающей информации с учетом последовательности поступления сигналов, расстояния до преобразователей, скорости распространения волны, понижения давления, эксплуатационных параметров перекачки и вычисляет место появления утечки.
Достоинствами метода являются быстрое обнаружение утечек, возможность применения независимо от длины и конструкции трубопровода, обеспечение дистанционной автоматической передачи информации о появлении утечки, непрерывность контроля.
Недостатки метода: большая погрешность определения местонахождения утечки, низкая чувствительность к малым утечкам, пониженная чувствительность при последовательной перекачке различных жидкостей.
Сущность радиоактивного метода заключается в регистрации радиоактивного излучения вещества, проникающего в грунт через сквозные повреждения в стенке трубопровода. В качестве излучающих веществ применяются радиоактивные
изотопы натрия-24 с энергией излучения 1,4 —2,8 МэВ и периодом полураспада 15 ч и брома-82 с энергией гамма-лучей 1,32—1,48 МэВ и периодом полураспада 36 ч. Радиоактивное вещество, растворенное в воде, вводится в трубопровод и в месте сквозного повреждения проникает в грунт, скапливаясь в нем. Место утечки (наличие повышенной радиоактивности) обнаруживается либо автономным зондовым прибором, движущимся по трубопроводу в потоке перекачиваемого продукта, либо наземными радиометрами.
Метод позволяет точно обнаружить место незначительных утечек нефти на магистральных трубопроводах в процессе эксплуатации и гидроиспытаний. Он может быть применен для действующих трубопроводов любых диаметров без остановки перекачки, но особенно эффективен для обнаружения мест незначительных утечек с помощью зондового радиометра, пропускаемого по трубопроводу.
К недостаткам метода относится следующее: точность обнаружения незначительных утечек зависит от глубины залегания трубопровода, когда радиоактивность измеряется наземными радиометрами; метод неприменим на подводных переходах, где растворенный изотоп будет уноситься водой; метод не безопасен для обслуживающего персонала и окружающей среды; технология заполнения трубопровода радиоактивным изотопом и обнаружения мест утечек наземными радиометрами очень трудоемка.
Ультразвуковой метод основан на звуковом эффекте (ультразвуковой диапазон), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие (трещину) в стенке трубопровода.
Возникновение звука при утечке обусловлено, во-первых, локальными изменениями давления на выходе из отверстия стенки трубы, вызванными завихрениями жидкости (переход от ламинарного течения к турбулентному); во-вторых, наступлением процесса кавитации.
Ультразвуковые волны, распространяясь по жидкости, проникают через отверстие в стенке трубопровода и создают звуковое поле внутри трубопровода.
Акустический шум, создаваемый утечкой жидкости, успешно используется для разработки высокочувствительных автономных приборов (зондовых устройств), пропускаемых по трубопроводу с перекачиваемым продуктом, в целях обнаружения мест незначительных утечек нефти и нефтепродуктов в действующем трубопроводе.
Достоинства метода: эффективен для проведения периоди-
ческого контроля за незначительными утечками нефти и нефтепродуктов; характеризуется высокой чувствительностью к величине незначительных утечек; отличается достаточно высокой точностью определения мест незначительных утечек нефти и нефтепродуктов; позволяет осуществлять контроль герметичности магистральных трубопроводов, перекачивающих любые жидкости; не влияет на режим перекачки; безопасен в эксплуатации.
Недостатки метода: неприменим при наличии значительных утечек; возможна ложная информация при скорости перекачки продукта более 2 м/с; отсутствует непрерывная дистанционная информация о местонахождении автономного прибора и результатах контроля герметичности трубопровода; неприменим для трубопроводов с участками труб разных диаметров.
В основу акустического метода положена регистрация звукового эффекта (акустические волны звукового диапазона частот) при истечении жидкости через сквозное повреждение (свищ, трещина) в стенке трубопровода. Так как перекачка в магистральном трубопроводе и его гидростатические испытания проводятся под высоким давлением, жидкость из сквозного отверстия вытекает со значительной скоростью. На выходе из стенки трубы возникает турбулентное течение жидкости, которое создает звуковое поле. Спектр звуковых частот, измеренный с поверхности в непосредственной близости от места утечки, составляет 20 — 20 000 Гц.
Частотная характеристика шумов утечки имеет, как правило, несколько максимумов: 250, 1500, 4500, 7000 и 17 000 Гц. При прохождении акустических колебаний через грунт максимум частотной характеристики смещается в область более низких частот и носит менее выраженный характер. Это объясняется тем, что коэффициент звукопоглощения грунта неодинаков для различных частот.
Спектр акустических шумов от перекачиваемого продукта зачастую совпадает со спектром акустических шумов, возникающих при утечке.
Для определения мест скрытых утечек в подземных трубопроводах разработан ряд электронно-акустических течеис- кателей, принцип действия которых основан на прослушивании и оценке акустических шумов, создаваемых утечкой, с поверхности земли. Течеискатели представляют собой переносные автономные приборы, состоящие из микрофонов, избирательного усилителя, фильтров, выделяющих акустические шумы на фоне помех, стрелочного измерителя интенсив-
ности шумов и наушников. Место повреждения определяется по максимуму шумов при перемещении течеискателя по трассе трубопровода.
Достоинства метода: эффективен для нахождения точного места скрытых подземных утечек при гидростатических испытаниях магистральных трубопроводов; характеризуется высокой чувствительностью к величине незначительных утечек; применим для любых диаметров трубопроводов и любых перекачиваемых жидкостей; безопасен с экологической точки зрения. Переносные течеискатели просты по конструкции и удобны в эксплуатации.
Недостатки метода: очень трудоемок при обследовании трассы трубопровода для обнаружения мест незначительных утечек; неприменим в зимнее время и на трубопроводах, проложенных в труднодоступной местности; эффективность контроля снижается в ночное время и зависит от погодных условий; чувствительность аппаратуры уменьшается при залегании трубопровода на глубине более 1 м, в этом случае требуется повышение давления перекачиваемого продукта.
Сущность визуального метода заключается в обнаружении мест утечек нефти и нефтепродуктов из подземного трубопровода путем осмотра трассы трубопровода обходчиками, а также с помощью автотранспорта, речных катеров и авиации.
Основными признаками визуального обнаружения утечки являются: видимый выход нефти на поверхность трассы; изменение цвета (пожелтение) растительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление пены или пузырей на поверхности воды. Эти признаки позволяют установить наличие и район утечки нефти.
Достоинства метода: позволяет оперативно обнаружить места любых утечек нефти при выходе ее на поверхность земли; эффективен при контроле в дневное время с помощью вертолетов и автотранспорта.
Недостатки метода: регулярное патрулирование обходчиками и с помощью наземного транспорта утомительно и трудоемко; использование метода зависит от климатических и погодных условий, а также от времени суток; в труднодоступной местности осмотр трассы возможен только с помощью авиации в дневное время; затруднено обнаружение мест незначительных утечек.
Метод контроля гидравлическим испытанием предусматривает проведение испытаний нефтепровода на герметичность повышенным давлением, превышающим рабочее на
10 — 25 %, в течение 8 — 24 ч. В процессе гидравлических испытаний давление непрерывно контролируется манометрами, его изменение указывает на наличие утечки. В процессе повышения гидростатического давления в трубопроводе имеющиеся утечки быстро проявляют себя. Незначительные утечки появляются при повышенном давлении, а при снижении давления исчезают. Места утечек обнаруживают с помощью переносных наземных приборов, а также с помощью зондовых приборов.
Достоинства метода: обеспечивает надежность и безопасность работы магистрального трубопровода в целом (труб, запорной арматуры и т.п.); выявляет имеющиеся утечки и развивающиеся дефекты; определяет дефекты независимо от диаметра трубопровода и конструкции, а также климатических условий.
Недостатки метода: необходимость остановки трубопровода на длительное время; большая трудоемкость работ, особенно в зимнее время; значительный объем воды для испытаний, которую по окончании испытаний необходимо очистить от нефти.
Среди известных способов испытаний трубопроводов на герметичность наибольшей полнотой и точностью обладает метод испытания действующего нефте- и продуктопровода при закрытых задвижках.
Метод основан на замере давления между двумя участками нефтепровода, разделенными линейными задвижками. При этом учитываются следующие факторы, влияющие на точность испытания:
изменение температуры продукта во время испытания; объемное сжатие продукта под давлением;
увеличение объема внутренней полости трубопровода под давлением за счет упругой работы металла трубопровода.
Испытание предусматривает выдержку магистрали под давлением с перекрытыми задвижками. При этом периодически замеряется разница в давлениях (Ар) по обе стороны от каждой задвижки. При отсутствии утечки производная Ар по времени t асимптотически приближается к нулю:
d(A p)
→ dt
0 при t ^ от,
а в случае утечки
d(A p)dtd(A p)dt^ qX при t ^ от,^ qX при t ^ от,
d(A p)dt
d(A p)dt
^ qX при t ^ от,
^ qX при t ^ от,
„де„де
„де
„де
X =X =1
X =
X =
0,785D 21 Ip + — D1
I E 6j
q — объемный расход за единицу времени; D, 1, 8 — диаметр, длина и толщина стенки трубы соответственно; в — коэффициент объемного сжатия продукта; Е — модуль упругости материала труб.
Надежность перекрытия линейной арматурой внутренней полости трубы контролируется четкостью срабатывания и полнотой перекрытия сечения. Помимо испытания трубопровода возможен контроль герметичности арматуры. Отсутствие герметичного перекрытия трубопровода арматурой вызывает увеличение сроков ликвидации повреждений и усиливает тяжесть их последствий. Принципы контроля работоспособности арматуры телемеханизированных и обычных трубопроводов практически одинаковы, главное отличие состоит в организационном исполнении и трудоемкости выполнения операций.
На телемеханизированных трубопроводах контроль готовности (срабатывания) арматуры осуществляется непосредственно с диспетчерского пункта; имеющаяся тенденция к применению аппаратурного контроля сальниковых утечек позволяет также автоматизировать контроль герметичности конструкции арматуры. Герметичность затворов может быть проконтролирована непосредственно во время контрольных испытаний герметичности трубопровода при закрытых задвижках. Поскольку каждая секция характеризуется определенными условиями по скорости падения давлений, нулевые показания дифманометров, установленных на задвижках, свидетельствуют о герметичности последних. Однако по показаниям дифманометров не может быть установлена степень негерметичности.
Наиболее просто испытания затворов на герметичность проводятся последовательным нагружением секций. Длительность испытаний такого рода требует их приурочивания к плановым остановкам трубопровода и другим периодам возможного снижения производительности. Причиной нарушения герметичности линейной арматуры являются также утечки через сальниковые устройства.
Нарушение плотности сальников обычно бывает следствием неправильного выбора набивки без достаточного учета
особенностей ее работы, неудовлетворительной укладки набивки, конструктивных дефектов сальниковой коробки, неудовлетворительного надзора за работой сальника. Для создания необходимой плотности сальниковая набивка должна быть сжата грундбуксой (сальниковой втулкой) настолько, чтобы боковые давления на уплотнительные поверхности были достаточными для поддержания герметичности. В большинстве случаев сальниковая набивка является упругопластическим материалом. Поэтому созданное усилие затяжки со временем уменьшается, что приводит к снижению бокового давления на уплотнительные поверхности и негерметичности сальника. Это обусловливает необходимость регулярных осмотров линейных задвижек, а в случае утечек — подтяжки сальниковых втулок.
В институте ИПТЭР разработан ультразвуковой течеиска- тель нефти УТН-1, предназначенный для периодического контроля герметичности (обнаружения мест утечек) магистральных нефтепроводов в процессе строительства и эксплуатации.
УТН-1 представляет собой комплекс, состоящий из автономного прибора и пульта управления. Автономный прибор запасовывается в камеру скребков и путем переключения определенных задвижек выталкивается потоком нефти в трубопровод, где продолжает движение за счет парусности резиновых манжет, и извлекается в конце участка нефтепровода из камеры приема скребков.
Конструкция автономного прибора УТН-1 обеспечивает высокую проходимость его по магистральному трубопроводу за счет изменения сечения до 25 %.
Пульт управления предназначен для преобразования информации о техническом состоянии нефтепровода, записанной на магнитной ленте, в десятичный код и выдачи результатов на цифровую индикацию, а также для управления цифропечатающим автоматом при печатании результатов обследования на бумажную ленту.
Преимущества прибора УТН-1: эффективен для проведения периодического контроля за незначительными утечками нефти; характеризуется высокой чувствительностью к величине незначительных утечек; отличается достаточно высокой точностью определения мест незначительных утечек нефти и нефтепродуктов; не влияет на режим перекачки; безопасен в эксплуатации; обеспечивает автоматическую обработку информации.
Недостатки прибора: неприменим при наличии значительных утечек, так как движение автономного прибора по нефтепроводу практически прекращается; возможны застревания автономного прибора в трубопроводе при наличии большого диаметра, соизмеримого с основной магистралью, и малых радиусов поворотов трубопровода; отсутствует непрерывная дистанционная информация о местонахождении автономного прибора и результатах контроля герметичности трубопровода; неприменим для трубопроводов с участками труб разных диаметров; возможна ложная информация при скорости перекачки нефтепродукта более 2 м/с.
В НИИ интроскопии при Томском политехническом институте разработан течеискатель АЭТ-1М для обнаружения утечек на трубопроводах. Прибор АЭТ-1М способен определять местоположение сквозных дефектов (трещин, свищей) на речных и болотных переходах трубопроводов при гидравлических испытаниях на герметичность в процессе их сооружения и эксплуатации.
С помощью АЭТ-1 можно также обнаруживать утечки из подземных трубопроводов, места частичных закупорок трубопроводов при образовании ледяных пробок или в случае застревания очистных устройств, протечки в запорной арматуре.
Течеискатель АЭТ-1М состоит из двух блоков: акустического зонда и пульта управления, соединенных между собой кабелем длиной 5 м. Питание прибора осуществляется от аккумуляторного блока с напряжением 9,6 В.
Габариты, мм: пульт с источником питания343x225x68
акустический зонд 430x52x52
Масса, кг: пульт с источником питания4
акустический зонд 0,7
В том же институте создана система непрерывного контроля герметичности участков нефтепровода. Назначение системы — непрерывный автоматизированный контроль герметичности наиболее опасных в экологическом отношении участков нефтепроводов и продуктопроводов. Может работать как в составе АСУ трубопроводного транспорта, так и автономно.
Принцип действия основан на регистрации акустического шума, возникающего при истечении жидкости через сквозное отверстие при наличии в трубе избыточного давления.
22
2
2
£a No a е еа о a 9 о e e £е6и N69 a a a AIa ё1еАа й? о i 9 61 T6e е e £e Ne £
Повреждения магистральных нефтепроводов вызываются действием двух групп факторов. Первая группа связана со снижением несущей способности нефтепровода, вторая — с увеличением нагрузок и воздействий. Снижение несущей способности нефтепровода происходит из-за наличия дефектов в стенке труб и старения металла. Факторы второй группы появляются при эксплуатации действующего нефтепровода. В процессе эксплуатации на нефтепровод действует целый ряд силовых факторов. К их числу относятся внутреннее давление, напряжения от воздействий температур перекачиваемой нефти и окружающего трубу грунта, давление слоя грунта над трубой, различные статические и подвижные нагрузки, деформация земной поверхности на подрабатываемых территориях, сейсмические воздействия. Эти факторы формируют в трубах кольцевые и продольные напряжения, способствуют перемещениям трубопровода в продольном и поперечном направлениях.
a e е е e a a e 9 9 о 6 e e £е6и N6? а и
1 е 1 A e е е e £ e N e £
Линейная часть магистральных нефтепроводов сооружается в основном в подземном исполнении.
Подземные стальные трубопроводы в той или иной степени подвержены коррозии. Коррозия — это разрушение металлических поверхностей под влиянием химического или электрохимического воздействия окружающей среды. Подземные нефтепроводы могут подвергаться коррозии под воздействием почвы, блуждающих токов и переменного тока электрифицированного транспорта. Почвенная коррозия подразделяется на химическую и электрохимическую. Химическая коррозия обусловлена действием на металл различных
газов и жидких неэлектролитов. Эти химические соединения, действуя на металл, образуют на его поверхности пленку, состоящую из продуктов коррозии. При химической коррозии толщина стенки нефтепровода уменьшается равномерно, т.е. практически не возникают сквозные повреждения труб. Химической коррозии в большей степени подвергаются внутренние стенки нефтепровода. Это происходит из-за неполного заполнения трубы продуктом, при частичном опорожнении трубопровода или возникновении такого режима работы нефтепровода, при котором даже без остановки перекачки не происходит полного заполнения сечения трубы. В образовавшиеся полости выделяются растворенные в нефти пары воды и сероводорода, которые являются мощными коррозионными агентами. На пониженных участках образуются застойные зоны из осажденной воды, которая вызывает так называемую строчную коррозию нижней части стенки трубы.
Электрохимическая коррозия обусловлена взаимодействием металла трубы с агрессивными растворами грунта. При этом металл выполняет роль электродов, а агрессивные растворы — электролитов. Под действием электрохимической коррозии в теле трубы образуются местные каверны и сквозные отверстия. Поэтому этот вид коррозии является более опасным, чем химическая коррозия.
Еще более опасна электрическая коррозия. Она возникает под действием на нефтепровод электрических токов. Эти токи называют блуждающими, так как они проникают в грунт обычно из рельсов электрифицированного транспорта и попадают на нефтепровод в тех местах, где он оголен или имеет поврежденную изоляцию. Двигаясь по трубопроводу, токи выходят из него близ тяговых подстанций. Участки входа тока в нефтепровод называют катодными, а участки выхода — анодными.
Наиболее опасны анодные зоны, так как токи выходят из нефтепровода в виде положительных ионов, что сопровождается интенсивным выносом частичек металла и образованием сквозных отверстий. Для питания электрифицированного транспорта применяется постоянный ток, причем вторым проводом служат рельсы. Хотя рельсы являются хорошим проводником, тем не менее часть тока, особенно в местах соединений рельсов, попадает в грунт. Двигаясь в грунте, токи имеют тенденцию возвращаться к своим источникам по путям наименьшего сопротивления. Один из таких путей — подземные трубопроводы, имеющие поврежденную изоляцию. В местах повреждения изоляции блуждающие токи по-
падают на нефтепровод и выходят из него вблизи тяговой подстанции в виде положительных ионов металла. Таким образом начинается электролиз металла.
Коррозионный процесс разрушения металла под изоляционным покрытием протекает очень медленно и для подземных трубопроводов не представляет практической опасности. В зоне отслаивания изоляционного покрытия корродирование металла протекает также слабо; наиболее сильно коррозия развивается в дефекте покрытия.
Коррозию наружной стенки трубы в зоне дефекта изоляционного покрытия можно разделить на три области: максимальной коррозии, резкого уменьшения коррозии и постепенного снижения эффективности коррозионного процесса. Первый участок имеет площадь, определяемую 1—2 диаметрами дефекта изоляционного покрытия; второй распространяется не более чем на 2 — 3 диаметра дефекта; третий занимает всю зону отслаивания изоляционного покрытия. Интенсивность коррозии металла в зоне дефекта зависит от размера дефекта, вида покрытия и коррозионной среды.
Анализ отказов отечественных МН показывает, что отказы нефтепроводов из-за наружной коррозии составляют 30 — 35 % от общего их числа.
Подземная коррозия магистральных нефтепроводов наносит большой ущерб, приводя к их преждевременному износу, сокращению межремонтных периодов, авариям и потерям нефти. Поэтому защита нефтепроводов от подземной коррозии является важной народнохозяйственной задачей.
Магистральные нефтепроводы защищают от коррозии двумя способами:
наложением на поверхность нефтепровода изолирующих покрытий;
электрическими методами.
Для выбора способа защиты подземных нефтепроводов от коррозии необходимо определить коррозионную активность грунта и характер распространения блуждающих токов вдоль трассы нефтепровода.
Коррозионная активность грунта зависит от его состава, влажности, воздухопроницаемости и электропроводности. Влажные грунты воздействуют на металл более активно, чем сухие. Наибольшой коррозионной активностью обладают грунты при влажности 12—13 %. Увеличение влажности свыше 24 % приводит к снижению их коррозионной активности. Для оценки коррозионной активности грунта выбирают такую характеристику, которая одновременно учитывает все
основные факторы. Такой основной характеристикой является удельное электрическое сопротивление грунта. Чем выше электрическое сопротивление грунта, тем меньше его коррозионная активность.
Основной способ защиты нефтепроводов от коррозии — качественная, надежная наружная изоляция.
К изоляционным покрытиям предъявляются следующие требования:
постоянное низкое водопоглощение;
постоянное высокое электросопротивление;
отсутствие текучести при низких и высоких температурах;
прочность к механическим повреждениям, вызванным давлением грунта, а также проколами камнями и щебнем при засыпке траншей;
хорошая адгезия к металлу трубы;
эластичность, легкость и простота нанесения.
Современные изоляционные покрытия (например, типа "Пластобит") сохраняют свои качества на протяжении всего срока службы нефтепровода и обеспечивают надежную изоляцию, что позволяет сократить расход электроэнергии на электрозащиту нефтепровода от коррозии. Кроме защиты нефтепроводов изоляционными покрытиями на трассах нефтепроводов применяются электрические методы защиты, такие как электродренажная защита (прямой и поляризованный дренаж, дренажи с усиленным источником питания); катодная защита; протекторная защита; электрическое секционирование. Все эти методы направлены на исключение коррозионных повреждений или резкое сокращение их на нефтепроводах.
Электрический метод защиты нефтепроводов от коррозии заключается в том, что при помощи специальных установок трубопровод становится катодом, и поэтому его коррозионное разрушение исключается.
Электрозащита дополняет пассивную защиту, и ее (электрозащиту) необходимо подключать с момента засыпки трубопровода, так как во время засыпки может быть повреждена изоляция, и тогда сразу после засыпки начнется коррозионный процесс.
Коррозия на трубопроводном транспорте создает сложную проблему. В практике эксплуатации магистральных нефтепроводов известны случаи, когда отдельные участки выходили из строя из-за сквозного проржавления после двух-трех лет эксплуатации.
£а а и 9 а О £966 9 а i £e aNOa ё 1£а а
9 A lOi 9 а 6 Оё a e О ё e ё 1 e и 9 а О e e NaOa 9 о i ielAe е её £e Ne £
К внешним воздействиям на подземные трубопроводы относят возможные нагрузки при производстве различных работ вблизи нефтепровода, наезды тяжелого транспорта, оползни, землетрясения, взрывы и др. Результаты анализа отказов свидетельствуют о том, что одной из основных причин повреждений подземных трубопроводов является воздействие внешних сил, приводящее к образованию поверхностных вмятин, трещин, трещин во вмятинах, разрывов в сварных швах и по телу трубы. Если значительные механические повреждения, возникающие в период строительства трубопроводов, могут быть выявлены и устранены в результате гидравлической опрессовки трубопровода, то повреждения, возникающие после гидравлической опрессовки и обусловленные воздействием внешних сил, могут явиться причиной разрыва трубопровода не только непосредственно в момент его повреждения, но также через какой-то промежуток времени, продолжительность которого зависит от характера повреждения и степени нагружения трубопровода.
Наиболее распространены повреждения, возникающие в результате проведения ремонтных или строительных работ в непосредственной близости от действующего трубопровода; они относятся к числу потенциально наиболее опасных. Необходимо своевременно оценивать опасность таких повреждений и возможность дальнейшей эксплуатации поврежденного участка трубопровода. Из-за внешних воздействий на отечественных нефтепроводах происходит более 5 % аварий от общего их числа, а по наносимому ущербу они занимают первое место.
Климатические изменения в атмосфере также влияют на состояние трубопровода. Изменения температуры наружного воздуха вызывают изменение температуры грунта, в котором уложен нефтепровод. При замерзании или оттаивании грунтов эти изменения иногда приводят к разрушению трубопровода. Замороженные влажные грунты при оттаивании дают значительную осадку как за счет происходящего уплотнения, так и вследствие понижения сопротивления сдвигу; при этом чем больше глинистых частиц в грунте, тем меньшим сопротивлением сдвигу он обладает. В результате неравномерной осадки грунта, возникающей под действием веса трубы, происходит изгиб трубопровода. Создание в трубопроводе до-
полнительных изгибающих напряжений при наличии других неблагоприятных факторов (например, плохого качества сварки), как правило, приводит к нарушению прочности отдельных стыков.
Для нефтепроводов, проложенных в горных условиях, наиболее опасны по внешнему воздействию оползни. Меры по устранению возможности активизации оползневых явлений должны намечаться уже при проектировании нефтепровода и уточняться в строительный и эксплуатационный периоды. Часть их должна выполняться при строительстве, другая — в период эксплуатации, так как опыт борьбы с оползнями показал, что только постадийное осуществление комплекса противооползневых мероприятий дает наилучшие результаты.
Оползни грунтов приводят к силовому воздействию на трубопроводы, увеличивая их напряженное состояние, и при определенных условиях вызывают разрушение труб в виде полного или частичного разрыва.
Часто подземные нефтепроводы подвергаются внешнему воздействию от наездов на них тяжелой техники, при этом дефектами на теле трубы являются трещины, вмятины или порывы. Заполнение пространства между трубопроводом и стенками траншеи, а также под трубопроводом мягким грунтом с последующим его уплотнением значительно повышает сопротивление трубопровода таким внешним нагрузкам.
Магистральные нефтепроводы — сооружения большой протяженности, трассы которых пересекают леса, тундры, реки, озера, болота, овраги, железные и шоссейные дороги, подземные коммуникации и другие естественные и искусственные препятствия. Имеются участки нефтепроводов, где используются наземная и надземная схемы укладки. Обезопасить их от внешних воздействий, могущих привести к повреждениям и авариям, задача огромной важности. Для обеспечения сохранности, безопасности и создания нормальных условий эксплуатации введены "Правила охраны магистральных трубопроводов". Согласно этим Правилам устанавливается так называемая охранная зона в виде полосы земли, ограниченной линиями, проходящими в 25 м от оси нефтепровода с каждой стороны. Она предназначена для проезда и обхода обслуживающего персонала по трассе нефтепровода, а также для проведения работ, связанных с поддержанием магистрального нефтепровода в исправном состоянии.
По всей трассе нефтепровода через каждый километр и в местах поворота устанавливаются постоянные знаки, которые должны указывать ось нефтепровода, километр и пикет
трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации. Кроме того, на трассе должны быть знаки, запрещающие остановку на пересечениях нефтепровода с автомобильными и железными дорогами, у колодцев линейных задвижек, сборников нефти и в других опасных местах. Помимо постоянных знаков обслуживающий персонал во время проведения технического осмотра трассы нефтепровода должен иметь переносные предупредительные знаки для ограждения ремонтируемых участков, мест размыва нефтепровода и т.д.
Охранная зона магистрального нефтепровода должна быть отражена в картах землеустройства и землепользования.
В охранной зоне запрещается: возводить какие-либо постройки и сооружения, кроме сооружений, оговоренных в СНиПе и согласованных с организациями, эксплуатирующими магистральные нефтепроводы; производить всякого рода горные, карьерные, строительные, монтажные, взрывные и другие работы без соответствующего согласования. Объезд естественных и искусственных препятствий (овраги, небольшие речки, ручьи и т.д.), встречающихся по трассе нефтепровода, должен осуществляться по дорогам общего пользования, а там, где их нет, необходимо устроить земляные насыпи с водоспуском для проезда транспорта и аварийной техники.
В исполнительную документацию магистрального нефтепровода должны своевременно вноситься изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне, пересечений нефтепровода трубопроводами и коммуникациями другого назначения, и конструктивные изменения объектов линейной части нефтепровода.
Трассу нефтепровода в пределах 3 м от оси крайнего нефтепровода необходимо периодически расчищать от поросли и содержать в надлежащем противопожарном состоянии. По всей трассе должна поддерживаться проектная глубина заложения нефтепровода, а на участках с глубиной заложения менее 0,8 м — предусматриваться дополнительные меры от влияния внешних воздействий. Линейная арматура, вантузы, врезки и т.п., выступающие над поверхностью земли, должны иметь ограждения и предупредительные знаки.
Для защиты от размыва траншеи и обнажения нефтепровода необходимо предусматривать соответствующие мероприятия: организацию стока поверхностных вод, укрепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и др. В местах пересечения нефтепроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов, кюветов следует устраивать
глиняные (или из другого материала) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншее и проток ее вдоль трубопровода.
Для согласованных действий между организациями, чьи трубопроводы проходят в одном техническом коридоре, разработаны правила, определяющие взаимоотношения между ними.
NOT Оа 1 б OTeiA, ё ^Аё^ б 1 б ^е £ а а е 9 1AU А
Любое несоответствие контролируемого параметра качества материалов и изделий регламентированным нормам можно рассматривать как дефект. Дефекты труб можно классифицировать по двум видам: металлургические и чисто внешние (механические) дефекты стенки трубы. К металлургическим относятся следующие:
дефекты металла трубы: неметаллические шлаковые, флюсовые включения; плены, закаты, коррозия (атмосферная кристаллитная, атмосферная поверхностная, газовая высокотемпературная и т.д.); ликвация, науглероживание, перегрев, пережог, пузыри газовые, разнотолщинность листов, разрывы внутренние, раковины усадочные, трещины (водородные, горячие, термические, усталостные и т.д.), флоксны и др.;
дефекты стенки трубы: царапины, риски, задиры, забоины, вмятины с различными геометрическими характеристиками (глубина, радиус кривизны, длина, расположение на трубе и т.д.); эрозионные разрушения внутренней поверхности трубы; трещины, возникающие при нарушениях технологии проката; вмятины (в отличие от вмятин механического происхождения), образовавшиеся от вдавливания валками неудаленной окалины, металлической крошки или случайных ударов.
К механическим дефектам труб относятся риски, задиры, царапины, вмятины и т.д. Эти дефекты в большой степени связаны с транспортировкой труб от места изготовления и до места потребления и с погрузочно-разгрузочными работами. Для защиты от повреждений трубы на плетевозах должны быть надежно закреплены; сбрасывать и перемещать их волоком запрещается. Разгрузка и погрузка труб (секций) должны осуществляться механизмами, предусмотренными нормативными документами. При этом необходимо использовать только такие такелажные и другие приспособления, которые предназначены для работы с трубами данного диаметра.
Трубы в процессе хранения, погрузочно-разгрузочных работ и транспортировки могут заржаветь, потерять форму. Поэтому перед сборкой и сваркой выполняют ряд подготовительных работ. Так, при нарушении формы трубы необходима правка ее концов. Для холодной правки применяются специальные приспособления (домкраты, прессы, расширители). Холодная правка концов часто проводится в пределах упругих и упругопластических деформаций. Здесь возможны появления изломов и трещин. При горячей правке место вмятины нагревается до 900 °C. Нагрев в условиях трассы может привести к значительному изменению механических свойств стали.
Надежность магистрального трубопровода в процессе эксплуатации в значительной степени определяется качеством сварных соединений, которое, в свою очередь, зависит от целого ряда факторов (способа и технологии сварки, состояния сварочных материалов, квалификации сварщиков и др.).
К дефектам сварных швов относятся наплавы (натеки), непостоянные по длине, ширине и высоте швы, грубая че- шуйчатость шва, подрезы, трещины, непровары, поры, шлаковые включения, прожоги и др.
Наплавы чаще всего образуются при сварке горизонтальными швами вертикальных поверхностей в результате натекания жидкого металла на кромки холодного основного металла. Причины возникновения наплавов — большая сила сварочного тока, длинная дуга, неправильное положение электрода, большой угол наклона изделия при сварке на подъем и спуск. Подрезы представляют собой углубления (канавки), образующиеся в основном металле вдоль края шва при большой силе сварочного тока и длинной дуге. Подрезы приводят к ослаблению сечения основного металла и могут явиться причиной разрушения сварного соединения.
Прожоги — это проплавление основного металла или наплавленного металла с возможным образованием сквозных отверстий. Они возникают вследствие недостаточного притупления кромок, большого зазора между ними, большой силы сварочного тока.
Газовые поры образуются в сварных швах вследствие быстрого затвердевания газонасыщенного расплавленного металла, при котором выделяющиеся газы не успевают выйти в атмосферу.
Непровар — местное несплавление основного металла с наплавлением, а также несплавление между собой отдельных слоев шва при многослойной сварке (из-за наличия тонкой
прослойки окислов или шлаков). Трещины и непровары — наиболее опасные дефекты сварных швов.
Причины возникновения дефектов в сварных соединениях трубопроводов самые разнообразные. При ручной электро- дуговой сварке это могут быть неравномерный зазор между кромками свариваемых изделий, неравномерное передвижение и низкое качество электродов, неправильно подобранные сила тока и скорость сварки, попадание влаги на сварной шов и нарушение технологии сварки, неудовлетворительная зачистка кромок и т.д. При автоматической и полуавтоматической сварках — неравномерное вращение трубы, изменение скорости подачи сварочной проволоки, изменение силы сварочного тока, напряжения и зенита в процессе сварки, смещение сварочной головки на одну кромку, наличие инородных тел в стыке, малая толщина флюсовой подушки и выдувание ее ветром, значительная окислительная среда, большая длина дуги и т.д.
Изготовленные на заводах в соответствии с техническими условиями трубы поступают на склады сварочных баз. На сварочных базах производят сборку стыков труб в плети. Плети свариваются из двух и более труб длиной от 24 до 48 м. Плети доставляют на трассу с помощью плетевозов различных конструкций на колесном или гусеничном ходу и там собирают в нитку, которую затем опускают в подготовленную траншею. Сварку стыков труб на базе производят в поворотном положении и с применением высокопроизводительной автоматической сварки под флюсом, что способствует хорошему качеству швов. По окончании сварки плетей на заданную длину участка нефтепровода база перемещается на новое место. На сварочной базе выполняются подготовительные, сборочные, сварочные работы, а также производится контроль качества швов.
Один из способов повышения качества сварных соединений при автоматических и полуавтоматических методах сварки — обеспечение высокой степени очистки сварочной проволоки от ржавчины и других поверхностных наслоений и равномерное вращение секций (плетей) труб при сварке. Неравномерность вращения труб, наблюдаемая на практике, приводит к появлению различных дефектов (прожогов, наплавов, перетяжек и др.), снижающих качество сварки.
Контроль качества подготовки сварочных материалов включает проверку целостности упаковки, наличие сертификатов с указанием марки на каждую партию сварочных материалов, условий их хранения и режима прокаливания элек-
тродов и флюсов в соответствии с требованиями технологической инструкции на данный вид сварки. Применять сварочные материалы без сертификатов запрещается. Качество подготовки труб к сборке следует контролировать по степени очистки внутренней полости, зачистки фасок (кромок) и прилегающих к ним внутренней и наружной поверхностей до металлического блеска на ширину не менее 10 мм, а также по наличию, величине повреждений фасок (кромок), поверхности труб и качеству их ремонта.
Все стыки, выполненные электродуговой сваркой, очищают от шлака и подвергают внешнему осмотру, при этом в них не должно быть трещин, прожогов, подрезов глубиной более 0,5 мм, недопустимых смещений кромок, кратеров и выходящих на поверхность пор. Соединение стыков между плетями на трассе в неповоротном положении выполняют ручной электродуговой сваркой, газоэлектрической неповоротной сваркой, порошковой проволокой, прессовыми методами, но главным образом электроконтактной сваркой.
При монтаже труб в плеть одной из главных операций является центровка стыков. Для этого используются наружные и внутренние центраторы различной конструкции. Для получения доброкачественного стыкового соединения необходимо, чтобы две сопрягаемые трубы были соосными. Несовпадение кромок иногда наблюдается при совершенно правильной форме концов труб, что объясняется отклонением диаметра труб и толщины стенок от номинальных значений.
При сборке труб с заводским односторонним продольным швом шов одной трубы должен быть смещен не менее чем на 100 мм относительно шва другой трубы. Продольные швы можно не смещать при сборке спирально-шовных труб, а также труб, у которых заводской шов сварен с двух сторон. Перед сваркой внутренняя поверхность плетей должна быть очищена от посторонних предметов.
Качество траншеи имеет прямое отношение к обеспечению сохранности проектного положения трубопровода. С этой точки зрения наибольшее значение имеют геометрические размеры продольного и поперечного профилей траншеи. Дефектами траншеи могут быть недостаточная глубина или, наоборот, перезаглубление, заужение ширины траншеи по дну, неровное дно (мерзлые комья, куски твердого грунта, отсутствие подсыпки мягкого грунта), отсутствие уширения на поворотах.
Дно траншеи должно соответствовать проекту как по чистоте поверхности, так и по кривизне вертикальных и гори-
зонтальных поворотов. Несоответствие вырытой траншеи конфигурации нефтепровода может привести к образованию гофр при укладке в траншею и разрыву трубопровода при эксплуатации. Седловидные участки дна траншеи, получающиеся при работе экскаватора, засоренность траншеи комьями ссохшейся земли, а также отклонения дна траншеи от проектных отметок — все это может быть причиной повреждений или перенапряжения изоляционного покрытия труб, приводящего в дальнейшем к старению изоляции и нарушению ее свойств.
При засыпке нефтепровода также возможны повреждения изоляции и тела трубы твердыми крупными частицами грунта. Чтобы этого не произошло, засыпку трубопровода грунтом отвала выполняют с помощью бульдозера косопоперечными проходами. Перед засыпкой площадь отвала грунта разбивают на отдельные, последовательно расположенные захватки. В первой захватке находится наиболее мягкий грунт, которым трубу засыпают так, чтобы над ней был слой не менее 10— 15 см.
Анализ статистики причин повреждений показывает, что из-за дефектов труб, сварки и несоблюдения правил монтажа происходит более 15 % аварий. Увеличение диаметра труб, а также отсутствие необходимых технических средств для прокладки нефтепроводов сложной конфигурации приводят к увеличению числа аварий из-за дефектов сварных швов и несовершенства укладки труб.
Контроль качества сварочно-монтажных работ проводится на трассе.
Операционный контроль качества выполняемых работ обязателен для всех строительно-монтажных организаций, участвующих в строительстве. В число контролируемых параметров входят проверки соответствия труб, сварочных и изоляционных материалов требованиям проекта, СНиПов, ГОСТов и технических условий на их поставку; качества сварных стыков путем внешнего осмотра и при помощи специальных приборов.
Операционный контроль, как неотъемлемая часть всех технологических процессов, должен быть основным звеном в системе контроля качества.
До начала сварочно-монтажных работ визуально и простейшими измерительными инструментами осуществляют контроль труб и сварочных материалов, которые должны соответствовать требованиям ТУ, СНиПов и технологических инструкций.
Операционный контроль качества выполнения сварочномонтажных работ проводят систематически непосредственные исполнители, выборочно — линейные инженерно-технические работники, ответственные за производство работ, и представители технадзора заказчика. Лабораторный контроль качества сварных стыков (швов) на трубосварочных базах и трассе проводится инженерно-техническими работниками с помощью полевых испытательных лабораторий.
При выполнении сварочно-монтажных работ в трассовых условиях контролю подлежат:
качество очистки внутренней полости труб от попавших внутрь грунта, снега, льда и посторонних предметов;
качество сушки околошовной зоны стыка в осеннезимних условиях;
состояние и подготовка труб и сварочных материалов; подготовка кромок под сварку;
зазоры между стыкуемыми кромками труб;
температура предварительного подогрева металла труб в зоне стыка и др.
При скорости ветра более 10 м/с, а также при выпадении атмосферных осадков запрещается производить сварку без инвентарных укрытий.
e iaAao 9 61 16е ёе £e Ne £ ^ёа ONe 1£а 6 9 Аё 16 69 а и е ёА^а а йа ё е а lAiAn а а
Анализ причин отказов магистральных нефтепроводов показывает, что на долю отказов, происшедших из-за нарушения правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, приходится от 2 до 7 %. Сюда входят отказы по вине эксплуатационного персонала в связи с нарушением сроков и качества технического обслуживания и ремонта, несоблюдением правил техники безопасности при обслуживании и ремонте нефтепроводов и т.д. К дополнительным внешним нагрузкам, возникающим вследствие нарушения правил эксплуатации и вызывающим разрушение трубопровода, относятся гидравлические удары. Они представляют большую опасность для трубопроводов. Гидравлические удары являются следствием внезапного отключения перекачивающих станций или неправильного переключения задвижек, а также образования в трубопроводе воздушных пробок, которые в ряде случаев могут вызвать толчки давления, подобные гидравлическому удару. При переключении резервуаров, насосов или нефте-
провода во время перекачки действующие задвижки необходимо закрывать только после открытия задвижек в новом направлении перекачки. Воздух, скапливающийся в трубопроводе, необходимо удалять через вантузы или потоком жидкости, скорость которого рассчитывают математически. Изменения давления в трубопроводе приводят к появлению и росту трещин, ухудшению механических свойств металла, усталостному разрушению. На магистральных нефтепроводах всегда имеется большое количество различных дефектов. При статических нагрузках многие дефекты не приводят к авариям и повреждениям даже при длительной эксплуатации, но при изменениях давления в трубопроводе эти дефекты — потенциальный источник разрыва трубопровода. В целях повышения долговечности нефтепроводов и уменьшения усталостных повреждений необходимо стремиться к сохранению постоянства рабочего давления, избегая значительных колебаний, особенно остановок перекачки и полного сброса давления. Всякое нарушение режима перекачки связано с пропускной способностью нефтепровода. При увеличении объема перекачки нефти нужно проверить, не превысит ли фактическое давление в трубопроводе напряжение, допустимое для марки стали труб на данном участке.
Технологический режим перекачки должен быть разработан с учетом технологических карт эксплуатации резервуаров и установок. При каждом непредусмотренном изменении режима перекачки должны приниматься меры к немедленному устранению причин, вызывающих это изменение. Все работы по подготовке и проведению очистки нефтепровода с помощью скребков должны выполняться в соответствии с инструкцией по очистке магистральных нефтепроводов от внутренних отложений, так как эта операция сложная, трудоемкая и небезопасная. В случае застревания скребка или его поломки приходится останавливать перекачку, разрезать нефтепровод. Все это вызывает не только сокращение перекачки, но и потери нефти. Для безаварийной работы нефтепровода обслуживающий персонал в своей деятельности должен руководствоваться Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов и нормативными документами на данный нефтепровод.
Ущерб от отказов по эксплуатационным причинам колеблется в широких пределах. Ущербы больших размеров связаны с разрывами нефтепровода вследствие неправильного переключения задвижек и повышения давления сверх указанного в технологической карте, а также наездов тяжелого
транспорта на нефтепровод, которые происходят чаще всего из-за отсутствия предупредительных знаков. Эксплуатационный персонал обязан регулярно проверять наличие таких знаков и состояние всей трассы в целом.
е e £е 6U N 69 a u е e Na6a 9 о 1 ieiAe е ее £e Ne £ e 1 ua e e a iAlAn a e 9 9 о 1 9 Afeiae a a £e aN6a el£a a
Основными эксплуатационными нагрузками и воздействиями являются внутреннее давление продукта в трубопроводе и температурный перепад (разность между температурами металла труб при укладке и в процессе эксплуатации). При нормальной эксплуатации магистральных нефтепроводов в соответствии с правилами технической эксплуатации внутреннее давление существенно не меняется. Достаточно полно отработаны методы выбора материалов, оборудования и конструкций магистральных нефтепроводов с учетом внутреннего давления. Несколько сложнее учет температурного перепада. Влияние этого параметра на напряженно- деформированное состояние трубопровода зависит от многих факторов.
Нефть при движении по трубопроводу нагревается за счет трения и имеет достаточно высокую температуру, достигающую + 30... + 40 °C. Особенно это характерно для нефтепроводов большого диаметра.
В настоящее время в стране эксплуатируется ряд нефтепроводов, по которым перекачиваются подогретые нефти. Имеется сеть нефтепроводов, проложенных в заболоченных северных районах, в районах вечной мерзлоты и сооруженных в зимнее время. В связи с этим во многих нефтепроводах температура стенок труб в процессе эксплуатации значительно превышает температуру стенок труб в процессе строительства.
Различие в температурах может возникнуть и в том случае, если укладка трубопровода происходила при высокой положительной температуре, а в процессе эксплуатации перекачивается нефть с более низкой температурой.
В обоих случаях наблюдается значительный температурный перепад и в трубопроводе возникают продольные напряжения. В зависимости от знака температурного перепада напряжения будут сжимающими или растягивающими.
Величина продольных напряжений определяется по формуле
(2.1)(2.1)о = aEFA t,
(2.1)
(2.1)
где а — коэффициент линейного расширения материала труб; Е — модуль упругости материала труб; F — площадь стенки поперечного сечения трубы; At — расчетный температурный перепад, т.е. разность температур металла труб при укладке и в процессе эксплуатации.
Температура металла трубы при укладке принимается в расчетах равной температуре окружающего воздуха, а при эксплуатации — температуре перекачиваемой нефти. При транспорте высоковязких нефтей температура подогрева достигает 60...70 °C. Отметим, что с ростом диаметров магистральных нефтепроводов резко замедляется темп снижения температуры нефти по трассе. В некоторых же нефтепроводах больших диаметров с увеличением расстояния от головной насосной станции происходит даже повышение температуры нефти, так как при ее движении выделяется тепло.
Изменение температуры перекачиваемой нефти или нефтепродукта оказывает большое влияние на прочность трубопровода. Так, например, при понижении температуры металла трубы на 1 °C растягивающие продольные напряжения в металле труб увеличиваются на 2,5 МПа.
При возникновении в трубопроводе (из-за изменений температуры) больших сжимающих усилий изменяются условия деформирования материала труб, усиливаются продольно-поперечные изгибы трубопровода в грунте, а иногда разрушается засыпка и происходит полная потеря продольной устойчивости трубопровода, сопровождающаяся резким нарастанием прогибов и смятием труб. Следует учитывать, что при изгибе трубопровода внутреннее давление вызывает появление поперечно-распределяемого усилия и влияет на изгиб, эквивалентный сжатию в осевом направлении. Таким образом, изгиб действующего подземного трубопровода производится усилием N0, определяемым выражением
N0 = оF + (1 - 2рpFс, (2.2) где о — величина температурных напряжений; и — коэффициент Пуассона; F — площадь стенки поперечного сечения трубы; Fс — площадь сечения трубы в свету; р — рабочее давление в трубопроводе.
Усилие N0 на трубопроводах, уложенных зимой при отрицательной температуре, достигает значительных величин. Так, например, на трубопроводах диаметром 325 мм, уложенных при температуре окружающего воздуха —30 °C и температу-
ре продукта +50 °C, усилие N0 составляет более 200 т. Продольные усилия меняют условия работы материала трубы, находящегося в сложном напряженном состоянии, вызывают появление новых и рост старых трещин, поэтому следует ожидать, что несущая способность трубопровода снижается. Исследования прочности трубопроводов в условиях сжимающих усилий показывают, что продольные усилия влияют на несущую способность трубопровода на всех стадиях разрушения: образования и увеличения трещин, развития пластических деформаций (при вязком разрушении) и распространения трещин (при хрупком разрушении). При высоких значениях температурного перепада в слабонесущих грунтах или вскрытии подземного трубопровода возможны потеря устойчивости трубопровода и выброс его из траншеи.
Продольное критическое усилие Nкр, при котором возможна потеря продольной устойчивости трубопровода на прямолинейных участках, вычисляется по формуле
N Кр = K11 р2 q4 F2 E5I3, (2.3)
где K — коэффициент, определяемый в зависимости от конструкции прокладки трубопровода; р и q — соответственно сопротивление продольным и поперечным перемещениям трубопровода; I — момент инерции сечения трубопровода.
С уменьшением диаметра трубопровода и защемления его в грунте величина Nкр уменьшается. Например, устойчивость подземного трубопровода диаметром 325 мм и толщиной стенки 9 мм, сооруженного при температуре —30 °C, по которому перекачивается продукт с температурой +50 °C, не обеспечивается, а для открытых участков без грунтовой засыпки температура продукта + 20 °C представляет опасность для продольной устойчивости трубопровода. На участках трубопровода с начальными искривлениями продольные критические усилия Nкр значительно меньше, чем на прямолинейных участках. На упругоискривленных участках потеря устойчивости трубопровода возможна при
/ \2
nКр = в у I—q I , (2.4) \ A 0 /
где ву — коэффициент, определяемый в зависимости от параметров прокладки трубопровода; А0 — амплитуда начального прогиба.
На участках с гнутыми или сварными коленами
2
Nкр = в к I13(EI)3,
^ tgv^
где [% — коэффициент, зависящий от параметров прокладки трубопровода; ф — половина угла поворота трубопровода на рассматриваемом криволинейном участке.
Действие продольных сжимающих усилий не всегда приводит к выпучиванию трубопровода из траншеи или разрушению насыпи, т.е. к потере общей продольной устойчивости трубопровода. В то же время установлено, что даже при незначительных продольных сжимающих усилиях происходят продольные и поперечные перемещения трубопровода, которые могут вызвать повреждение стенки трубы от напряжения изгиба. В случае сооружения поворотов из гнутых колен максимальный изгибающий момент равен
2 1
Mюг = шк(EI • tgv)3q3, (2.6)
где шк — параметр, зависящий от действующих усилий и конструкции поворота.
Если поворот оформлен упругим изгибом трубопровода, указанный момент определяется по формуле
1
M юг = ш у( A о EIq )2, (2.7) где шу — параметр, зависящий от действующих усилий и характеристик упругого изгиба.
О повреждениях, вызванных перемещениями и действием напряжений изгиба, свидетельствуют смещение трубы относительно проектного положения, образование гофр, разрывы стенок труб в области плоскости начального прогиба трубопровода и неравномерное раскрытие кромок разрыва. Эти повреждения, как правило, сопровождаются продолжительными простоями трубопровода и большими потерями перекачиваемого нефтепродукта. Наиболее крупные повреждения являются следствием высоких напряжений изгиба.
При изменениях режима перекачки подземный трубопровод, удлиняясь при нагревании и сжимаясь при охлаждении, вызывает напряжения сдвига в местах контакта поверхности трубопровода с грунтом. Это приводит к повреждению изоляции трубопровода. В результате нарушения целостности защитного покрытия начинается интенсивная коррозия оголенных участков. Напряженно-деформированное состояние
самого подземного трубопровода в значительной степени зависит от характера его взаимодействия с грунтом. В зависимости от упругих свойств грунта, величины перемещения и времени действия сил при перемещениях могут устанавливаться упругая, упругопластичная и пластичная связи.
Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что значительное число нарушений прочности, особенно трубопроводов, проложенных в болотах, связано с явлением ползучести грунта. С течением времени без роста усилия происходит постепенное увеличение перемещений трубопроводов в грунте, выпучивание его и повреждение от напряжений изгиба.
Расчеты показывают, что для нефтепроводов, сооруженных в слабых грунтах, при значении угла поворота 4° и более напряжения изгиба в стенке трубы достигают величин, представляющих опасность для прочности трубопровода. Увеличение глубины заложения трубопровода способствует ограничению перемещений, однако даже при глубине заложения 1,5...2,0 м напряжения остаются довольно значительными.
К сильно загруженным элементам линейной части магистральных нефтепроводов относятся трубопроводные узлы подключения к магистрали, примыкания лупингов и резервных ниток, подключения насосных станций и подогревательных устройств, береговые узлы нефтепроводов и др. Анализ аварий, происходящих на нефтепроводах, показывает, что в ряде случаев они возникали из-за недостаточной надежности узлов подключения камер приема и пуска скребка.
Причиной повреждений чаще всего является совокупность недостаточной прочности тройниковых соединений и чрезмерных (из-за колебаний температуры и неравномерной осадки грунта) напряжений в наземных узлах.
На участках с узлами разветвленной конфигурации наряду с напряжениями возникают деформации, наиболее опасны из которых деформации изгиба. Во всех случаях, когда температурные деформации компенсируются изгибом узлов, возникают дополнительные концентрации напряжений в местах врезки. Трубопроводные узлы работают совместно с подземными прямолинейными участками трубопроводов. Наибольшую опасность для прочности соединения представляют местные напряжения в узлах пересечения труб. Кроме того, поскольку материал труб в местах сопряжений работает в упругопластичной области, следует рассматривать циклическую прочность соединений при колебаниях внутреннего давления и температуры. Иными словами, необходимо учиты-
вать возможность малоцикловой усталости материала при напряжениях, близких к пределу текучести и даже превышающих его.
Приведем некоторые рекомендации по повышению надежности трубопроводных узлов. Трубопроводный узел в силу своих конструктивных особенностей является компенсатором, поэтому технологическую схему необходимо рассчитывать с учетом перемещений трубопровода.
Компенсация повышается при удлинении свободных плеч подключения к магистрали. При этом необходимо устранить факторы, затрудняющие перемещение этих участков, — врезку дополнительных перемычек, арматуры, установку арматуры на фундаменте с невыровненной поверхностью. Особенно важно обеспечить подвижность тройниковых соединений и колен в узловых точках системы (надземная прокладка в канале, отсутствие задвижки).
На трубопроводах, предназначенных для перекачки нефти с температурой выше +30 °C, не следует совмещать на одной площадке два узла, например камеру скребка и подключение к станции.
Расстояние между узлами подключения, например между насосной станцией и площадкой пуска-приема скребка, назначается с учетом наиболее низких прочностных характеристик грунта, причем площадку скребка рекомендуется располагать с пониженной стороны.
Таким образом, для предотвращения аварийных повреждений узлов трубопроводов необходимо увеличить защемление на подземных участках, примыкающих к наземной площадке, уменьшить температурный перепад, снизить жесткость надземных узлов и оборудовать фундаменты под задвижки.
Для стабилизации положения подземных нефтепроводов, эксплуатирующихся при больших продольных усилиях, используют ряд технических, технологических и конструктивных решений.
При прокладке трубопроводов необходимо точно соблюдать проектные отметки заглубления и обеспечивать полную высоту засыпки на весь период эксплуатации. Грунт засыпки желательно периодически уплотнять. Зимой траншею необходимо засыпать преимущественно талым грунтом. Если для засыпки траншеи используется мерзлый грунт, то его нужно предварительно разрыхлять, а высота валика должна быть увеличена до 0,8... 1,0 м.
Самый распространенный метод стабилизации — утяже-
ление трубопровода путем установки грузов, сплошного обе- тонирования труб, закрепление анкерами и якорями.
Продольные перемещения трубопровода можно значительно уменьшить, применяя подземные компенсаторы, а также правильно используя повороты трассы. Для изготовления компенсаторов используются колена искусственного гнутья, радиусы которых выбираются с учетом обеспечения пропуска очистных устройств, диагностических приборов, разделителей. В местах установки компенсаторов траншея должна быть шире с учетом ожидаемого перемещения трубопровода при эксплуатации.
Повороты трассы могут выполнять роль компенсатора. По возможности повороты трассы следует выбирать на местах, прилегающих к участкам с потенциально опасными перемещениями трубопровода. Это позволит разделить суммарные перемещения трубопровода между поворотом трассы и опасным участком. Горизонтальные перемещения трубопровода на поворотах трассы не представляют опасности с точки зрения разрушения засыпки и выхода трубы из траншеи, однако большие поперечные горизонтальные перемещения трубопровода опасны для прочности трубы.
Необходимо также учесть, что даже незначительные перемещения, не представляющие опасности для трубопровода, приводят к резкому уменьшению продольных усилий от температурного перепада. В связи с этим наиболее эффективен такой метод пригрузки и закрепления, при котором трубопровод может перемещаться в допустимых пределах.
33
3
3
e e ЁА^ a aAn a u
A£Ae a a 9 e -
£ e ё ё i A 9 e £ a i Oa й 9 e Ёе eOa e 9 1A 9 Oi iOe e e £ e Ne £
e ё 9 e £9 e O ё e NOe U A9 a O e e ЁА9 a aAn a a eOa e 9 1 9 e -£e ё ё 1A9 e £a iOa й9 e a ё a 1U Ao
Ликвидация аварий на магистральных нефтепроводах выполняется силами аварийно-восстановительных служб с привлечением сил и средств местных органов власти и предприятий через местные органы управления, штабы ГО и МВД, в зависимости от тяжести аварии и возможных последствий для окружающей среды и населенных пунктов.
Аварийно-восстановительная служба включает:
аварийно-восстановительные пункты (АВП), создаваемые на линейных производственных диспетчерских станциях (ЛПДС) или нефтеперекачивающих станциях (НПС);
центральные аварийно-ремонтные службы (ЦАРС) или опорные аварийно-восстановительные пункты (ОАВП) при районном управлении магистральных нефтепроводов (РУМН) или территориальных производственных объединениях магистральных нефтепроводов (ПОМН);
специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварий (СУПЛАВ), а также аварийно-восстановительные поезда в отдельных ПОМН.
Подразделения АВС должны быть укомплектованы персоналом в полном соответствии со штатным расписанием. Персонал должен знать специфику и местонахождение закрепленных за ним объектов, их расположение относительно соседних трубопроводов, сооружений, линий электропередачи, связи и т.д., а также знать правила ведения работ в охранной зоне трубопроводов, кабелей, воздушных линий и других сооружений и коммуникаций, расположенных в зоне прохождения обслуживаемого трубопровода. Пожарная безопасность при ликвидации аварий обеспечивается силами вневедомственной пожарной охраны УВД, отрядами ведомствен-
ной военизированной охраны (ВВО) и добровольными пожарными дружинами (ДПД).
На период выполнения аварийно-восстановительных работ по устранению аварий организуется круглосуточное дежурство медперсонала.
Связь в аварийной ситуации организуется и обеспечивается работниками производственно-технического управления связи (ПТУС).
Для аварийно-восстановительного ремонта и технического обслуживания трассу магистральных трубопроводов разбивают на участки, закрепленные приказом за подразделениями АВС. Протяженность участка трассы, закрепляемого за каждым подразделением АВС, должна составлять не более 250 км, а на сложных участках она устанавливается в зависимости от диаметров и количества ниток трубопроводов, природно-климатических и местных условий.
На каждом участке трассы трубопровода должен быть создан аварийный запас труб в объеме 0,1 % от его общей протяженности в обычных условиях и 0,3 % для трубопроводов, проходящих в горах и в заболоченных районах.
В обязанности аварийно-восстановительной службы входят следующие функции:
оперативная ликвидация аварий;
содержание в постоянной готовности всех технических средств;
повышение уровня профессиональной подготовки ремонтного персонала путем организации обучения, тренировок и т.д.;
содержание всех объектов линейной части в состоянии, отвечающем требованиям "Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" и "Правил охраны магистральных трубопроводов";
осуществление контроля за состоянием трассы на своем участке путем регулярного патрулирования;
проведение плановых мероприятий на своем участке трубопровода с целью недопущения и предотвращения аварий (участие и надзор за всеми работами, выполняемыми другими службами и организациями в охранной зоне, проведение технического обслуживания и ремонта согласно графику);
своевременное пополнение запасов горюче-смазочных материалов, запчастей и материалов.
Аварийно-восстановительные пункты оснащаются всем необходимым для ликвидации в соответствии с "Нормативом- табелем технического оснащения аварийно-восстановитель-
ных пунктов магистральных нефте- и продуктопроводов". Ремонтная техника и технические средства аварийной службы используются только при ликвидаии аварий и выполнении плановых мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводов. Все табельные и используемые при ликвидации аварий и их последствий технические средства должны иметь в комплекте соответствующую Инструкцию по эксплуатации, а персонал АВС должен хорошо знать эти инструкции и применять технические средства в строгом соответствии с их требованиями.
Запрещается использовать персонал, аварийную технику и технические средства для работ, не связанных с техническим обслуживанием и ремонтом магистральных нефтепроводов.
При возникновении аварии на линейной части трубопровода каждая АВС действует в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, разработанным заранее для закрепленного за АВС участка трассы. С целью повышения оперативности и отработки технологии АВР в целом и его (их) отдельных операций в каждом ПОМН, РУМН и АВП должны проводиться учения и учебно-тренировочные занятия. Программы учений должны быть направлены на выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий. Количество занятий (учений) и их содержание определяются руководством организаций, эксплуатирующих нефтепроводы, в зависимости от квалификации ремонтного персонала, сложности обслуживаемого участка, трассы, природноклиматических условий и т.п.
Учения и учебно-тренировочные занятия (УТЗ) должны проводиться с периодичностью:
в АВП — не реже 1 раза в месяц;
в ОАВП — не реже 1 раза в квартал;
в СУПЛАВ — не реже 1 раза в полугодие.
Очередные учения и УТЗ могут не проводить в тех из перечисленных выше подразделениях АВС, которые были задействованы при ликвидации аварий или производстве врезок на обслуживаемых ими участках трубопроводов. Учения по обмену передовым опытом, новейшими техническими средствами и методами производства аварийно-восстановительных работ в масштабах отрасли организуются и проводятся по специальной программе один раз в 3 — 5 лет.
Для участков трассы каждого АВП разрабатываются планы ликвидации возможных аварий, определяющие обязанности и порядок действия ответственных должностных лиц и пер-
сонала аварийных служб, позволяющие более оперативно и организованно принимать экстренные меры по восстановлению трубопровода, обеспечению безопасности соседних объектов народного хозяйства, защите окружающей среды и тем самым значительно сократить ущерб от аварии. План ликвидации возможных аварий должен содержать:
оперативную часть;
техническую часть;
порядок взаимоотношений и взаимодействия с другими организациями в соответствии с "Правилами охраны магистральных трубопроводов", "Инструкцией по производству строительных работ...", "Положением о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре".
В оперативной части плана ликвидации возможных аварий должны быть отражены следующие вопросы:
распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;
списки, адреса, телефоны должностных лиц, которые должны быть извещены об аварии. Эти списки и адреса должны находиться у диспетчера ПОМН и РУМН;
действия группы патрулирования (контрольной группы) АВС в начальный период после обнаружения аварии;
перечень организаций, предприятий и хозяйств, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившегося при аварии продукта и о границах взрыво- и пожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, объектов народного хозяйства и по защите окружающей среды;
маршруты следования;
мероприятия по спасению и защите людей;
мероприятия по спасению (сохранению) материальных ценностей;
правила и сроки оформления установленной документации.
Техническая часть плана должна содержать:
оперативный журнал ликвидации аварии;
перечень необходимой технической документации для организации работ по ликвидации аварий на МН;
план и профиль участка трубопровода с указанием глубины залегания всех подземных коммуникаций;
перечень видов возможных аварий;
методы ликвидации аварий;
перечень технических средств, используемыех в зависимости от характера аварии и природно-климатических условий;
примерный график выполнения работ по ликвидации аварий;
объем предполагаемого стока продукта в зависимости от рельефа местности, предполагаемый характер растекания, опасность попадания в водоемы и т.д.;
мероприятия по предотвращению разлива и загорания продукта;
мероприятия по охране природных богатств;
мероприятия по обследованию состояния трубопровода после ликвидации аварии; порядок закрытия и открытия линейных задвижек;
мероприятия по сбору и утилизации разлитого продукта, а также по ликвидации последствий разлива нефти и нефтепродуктов.
Планом должны быть предусмотрены действия персонала АВС, ВВО, ДПД при возникновении вследствие аварии на трубопроводе угрозы жизни людей в близлежащих населенных пунктах, а также мероприятия по спасению людей и материальных ценностей.
Предприятия, эксплуатирующие в техническом коридоре магистральные трубопроводы, линии электропередачи и связи, обязаны совместно разработать и иметь у себя для руководства общую схему объектов с точным указанием их взаиморасположения, а также иметь планы ликвидации возможных аварий на подведомственных объектах, в которых должны быть предусмотрены меры по защите всех объектов технического коридора от повреждений при производстве аварийно-восстановительных работ и ликвидации последствий аварии.
Планы должны быть согласованы со всеми предприятиями — владельцами объектов в техническом коридоре.
Все планы, независимо от условий пролегания трубопроводов, согласовываются с органами Госпожнадзора, Госгортехнадзора и инспектирующими органами охраны природы. Планы ликвидации возможных аварий разрабатываются и пересматриваются комиссией в составе начальника отдела эксплуатации, старшего диспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по технике безопасности, представителя ПТУС, начальника АВС СУПЛАВ, начальника пожарной части, подписываются членами комиссии и утверждаются главным инженером районного управления.
Планы ликвидации возможных аварий рзарабатываются в
соответствии с фактическим состоянием линейной части трубопровода, аварийной техники и подъездных путей, наличием кадров и т.д. При изменении фактического состояния в план в течение месяца необходимо внести соответствующие изменения и дополнения.
Планы ликвидации возможных аварий должны находиться у главного инженера районного управления, диспетчера районного управления, начальника АВС. Сменный оператор ЛПДС и начальник караула ВОХР должны иметь выписки из разделов плана, касающиеся этих служб. К плану, находящемуся у диспетчера, должен быть приложен оперативный журнал аварий.
План ликвидации возможных аварий должен быть тщательно изучен всеми инженерно-техническими работниками ЛПДС и всеми членами бригады АВС. Знание плана проверяется во время учебно-тренировочных занятий. Все изменения, вносимые в план ликвидации возможных аварий, должны своевременно доводиться до сведения всех инженернотехнических работников ЛПДС, РУМН и всех членов бригады АВС.
161 9 а 6 6ё а е 6 е ё 9 Ао 69 а 6
А^Ае а а 9 е а ё a 1U Ао
Комплекс технических средств для аварийных служб определяется в соответствии с функциями службы, объемом работ и их характером, принятой технологией, регламентом и продолжительностью выполнения работ, экономической целесообразностью, экологическими соображениями и наличием соответствующих выпускаемых промышленностью технических средств.
Состав технического оснащения АВП должен предусматривать ликвидацию аварии любой категории сложности.
Количество и виды технических средств определяются из расчета выполнения в заданное время всех операций и объемов работ аварии, условно названной "расчетной".
Выбрав "расчетную" аварию и определив ее параметры, приступают к подбору конкретных технических средств для оснащения аварийно-восстановительных пунктов транспортными средствами, ремонтными механизмами, приспособлениями, инвентарем, инструментами и средствами по технике безопасности.
Основные показатели расчетной аварии приведены в табл. 3.1.
Т а б л и ца 3.1
Показатели
Обоснование значений
Диаметр нефтепровода, мм
Примечание
530
720
820
1020
1220
Средняя длина вставляемой катушки, м
Из статистики
2,25
3,21
2,95
5,70
6,0
За расчетную принята длина L = 6 м для всех диаметров
Глубина заложения трубопровода, м
СНиП 2.05.06-85
0,8
0,8
0,8
1,0
1,0
Расстояние от нижней образующей до дна котлована в местах сварки потолочных стыков, м
Размеры ремонтного котлована по дну, м:
Требование техники безопасности по производству работ
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
длина
Из расчетной длины L = 6 м и условий работы
8
8
8
8
8
ширина
глубина
2 ё + D + 0,6
2,73
1,8
2,92
2,0
3,02
2,1
3,22
2,5
3,42
2,7
Здесь C — ширина ковша экскаватора; D — диаметр нефтепровода
Средний объем стока,
Из статистики об авариях
554
1508
1498
2482
3548
Расчетное расстояние от АВП до места аварии, км
В соответствии с расчетом о размещении АВП
65
65
65
65
65
Для успешного проведения ремонтных работ необходима доставка в кратчайшее время людей, транспортных и технических средств к месту аварии. Для этого каждый АВП должен иметь транспортные средства с высокой проходимостью для маневрирования в процессе подготовки и ликвидации аварии. Такие транспортные средства необходимы, даже если имеются шоссейные дороги, идущие параллельно трассе нефтепроводов.
Для производства грузоподъемных операций каждый аварийно-восстановительный пункт оснащается автокранами грузоподъемностью до 60 т и трубоукладчиками типа ТО- 1224Г на базе трактора Т-130Б в зависимости от диаметра нефтепровода. В процессе производства ремонтных работ необходимо поддерживать постоянную связь с руководством и диспетчером. Для этого в АВП предусмотрены радиостанции различной мощности в зависимости от расстояния. Это передвижная радиостанция мощностью 10 кВт с дальностью связи 40 км Р-40-1М на базе автомобиля высокой проходимости ГАЗ-66, радиостанции "Ангара-РА", 40 РТМ-А2-4М или "Марс". Одной из трудоемких операций при ликвидации аварии являются земляные работы по обнаружению и вскрытию аварийного участка нефтепровода и созданию ремонтного котлована, обеспечивающего свободный доступ к месту повреждения. Для этих целей каждый АВП должен иметь: самоходную бурильно-крановую установку типа УГБ-50М на базе автомобиля ГАЗ-66 (или типа УРБ-2,5А на базе автомобиля ЗиЛ-131); экскаваторы на гусеничном и колесном ходу с емкостью ковша от 0,3 до 1,0 м3; компрессор передвижной типа ПКС-5 производительностью до 300 м3/ч на прицепе с комплектом отбойных молотков; бетоноломы и шланги длиной не менее 50 м.
Аварии сопровождаются большим истечением нефти из трубопровода в ремонтный котлован, поэтому необходимы откачивающие средства для нефти, нефтяных эмульсий и воды. Для этого используются самовсасывающие насосы типа С-569М и НЦС-1 с подачей 130 — 200 м3/ч, погружные насосы типа ГНОМ с подачей от 25 до 100 м3/ч, водоотливная установка АВ-701, насосные агрегаты ПНА-1 и ПНА-2. Для сбора разлившейся нефти АВП оснащаются резинотканевыми резервуарами. Необходимы также технические средства для проведения электросварочных работ; для работы в ночное время — средства освещения; для работы в условиях болот и горной местности — дополнительные технические средства, такие как техника в болотоходном исполнении, средства для
усиления несущей способности болот. Для выполнения ремонтных аварийных работ предусматриваются запасные детали для трубопроводов и арматуры, средства для герметизации трубопроводов, измерительные приборы и слесарный инструмент, а также различные материалы и средства по технике безопасности и пожаробезопасности.
По техническому оснащению аварийной службы имеется нормативный документ — "Норматив-табель технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефте- и продуктопроводов". Табель устанавливает количество и виды технических средств для оснащения одного АВП.
Приведенные в Табеле технические средства предназначены для выполнения ремонтных работ по существующей технологии. При внедрении новых методов и средств для выполнения АВР требуется замена табельных средств новыми.
Техническое оснащение АВП, обслуживающего несколько нефтепроводов, определяется в соответствии с нормами Табеля для большего диаметра трубопровода. При этом запасные детали, арматура, инструменты и прочие средства должны обеспечивать возможность ремонта всех обслуживаемых трубопроводов.
Из каждых трех АВП один является опорным, его техническое оснащение обеспечивает выполнение наиболее трудоемких ремонтных работ на участках всех закрепленных за ним АВП.
Технические средства, указанные в табеле, предназначены для оснащения АВП, обслуживающего участок трассы нефтепроводов протяженностью 200 — 250 км в обычных условиях и в пустынях. На болотистых и горных трассах протяженность закрепляемого за АВП участка составляет 80— 100 км.
Аварийно-восстановительные пункты, обслуживающие переходы через крупные водные преграды и участки трассы с длительным стоянием паводка, следует дополнительно оснащать плавающими средствами (лодками, катерами, понтонами, баржами и т.п.), типы и количество которых должны обосновываться расчетом.
Транспортные средства, спецтехника, механизмы должны находиться в работоспособном состоянии и использоваться только для работ, связанных с техническим обслуживанием и ремонтом трубопроводов. При выработке установленного ресурса до 25 %-ного уровня (по пробегу, моточасам и т.п.) специальное или транспортное средство АВП должно быть заменено новым.
Количество труб аварийного запаса по каждому обслуживаемому одним АВП новому нефтепроводу должно быть не менее 0,1 % от протяженности участка для обычных условий и 0,3 % — для болотистой трассы и солончаков; по мере старения трубопроводов запас должен быть увеличен до 0,3 %.
Персонал АВП обеспечивается спецодеждой, спецобувью, средствами по охране труда, технике безопасности и пром- санитарии, а также спецпитанием в соответствии с действующими нормами и указаниями.
В каждом территориальном управлении магистральными нефтепроводами для АВП должен быть разработан "Перечень неснижаемого запаса материалов и инструмента". Запасы материалов, инструмента, инвентаря, приспособлений и прочих средств должны пополняться до нормы после каждой аварии (расхода).
3
.3. е е EAs a aAn а и
A^Ae a a s е -^е ё ё iAs е £а 16а й£ о 1 еААе i
Оперативное развертывание сил и средств позволяет существенно снизить ущерб от аварий.
Сразу с момента получения сигнала об аварии организуется выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий, которые осуществляются в три этапа.
UUaO 1. Поиск места аварии и определение ее характера. Организует работы и отвечает за их выполнение начальник ЛПДС или руководитель подразделения, за которым закреплена трасса.
UmaO 2. Сбор, выезд и доставка персонала и технических средств АВС к месту производства восстановительных работ. Ответственным исполнителем является начальник АВС.
UUaO 3. Организация и выполнение аварийно-восстановительных работ на трубопроводе. Ответственный назначается распоряжением по территориальному производственному объединению из числа руководителей территориальных объединений, РУМН, АВС, лПдС и др.
До начала аварийно-восстановительных работ уточняются и доводятся до сведения каждого работника конкретные обязанности, объемы и сроки предстоящих работ, меры техники безопасности и пожарной безопасности, а также действия на случай возможных обвалов, осыпей, селей и других опасных явлений. При необходимости назначается лицо,
ответственное за выполнение работ по локализации и сбору нефти.
При получении сигнала об аварии начальник ЛПДС или диспетчер должны оперативно (в рабочее время — в течение 1 ч, в нерабочее время — не позднее чем через 2 ч) выслать патрульную группу из числа работников АВС для контрольного осмотра трассы с целью определения точного места аварии.
Патрульная группа, выезжающая на контрольный осмотр трассы, должна иметь средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограждения места разлива перекачиваемого продукта, необходимый инструмент, инвентарь, материалы и средства связи. В группе назначается старший.
При обнаружении следов выхода продукта на поверхность патрульная служба должна:
немедленно сообщить о выходе перекачиваемого продукта начальнику ЛПДС, диспетчеру районного управления, оператору НПС;
при угрозе попадания продукта в район транспортных магистралей остановить движение по шоссе, железным дорогам и рекам;
приступить к действию согласно плану ликвидации возможных аварий.
При облете трассы и при обнаружении выхода продукта необходимо:
сделать круг над ближайшей нефтеперекачивающей станцией;
сбросить вымпел с сообщением об обнаружении выхода продукта;
продублировать свое сообщение диспетчеру районного управления через диспетчера ближайшего аэропорта;
выйти на связь с диспетчером и продублировать сообщение о выходе продукта, ждать от диспетчера дальнейших указаний.
Руководитель ЛПДС (начальник АВС), на участке которого произошла авария, после получения сообщения от патрульной группы о возникновении аварии обязан продублировать это сообщение диспетчеру РУМН и принять на себя руководство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя РУМН или ответственного руководителя, назначенного распоряжением по ПОМН.
При обнаружении выхода продукта, не приводящего к изменению технологических параметров перекачки и не представляющего угрозы населенным пунктам, водоемам, оста-
новка перекачки производится после обследования поврежденного участка и соответствующей подготовки средств для ликвидации аварии.
Все аварийные бригады, участвующие в ликвидации аварии, в обязательном порядке должны быть укомплектованы всем необходимым инструментом, приспособлениями, спецодеждой, средствами защиты, сигнализации и связи.
Руководитель ЛПДС, АВП до прибытия лица, ответственного за ликвидациию аварии, назначаемого ПОМН, прибыв на место аварии, уточняет обстановку, организует ограждение сигнальными знаками места разлива продукта, при разливе обеспечивает удаление людей из опасных мест, принимает меры к предупреждению дальнейшего растекания продукта, локализует поврежденный участок закрытием задвижек по согласованию с диспетчером РУМН, исключая попадание нефти в водоемы, населенные пункты, определяет места расстановки техники, нахождения людей, обустройства рабочей площадки, котлована сбора продукта и других сооружений, приступает к восстановлению трубопровода.
Ответственное за ликвидацию аварии лицо проводит следующие мероприятия:
прибывает лично к месту аварии, сообщив об этом диспетчеру, и возглавляет руководство аварийно-восстановительными работами;
уточняет характер аварии и передает уточненные данные диспетчеру;
сообщает о возможных последствиях аварии местным органам власти и управления, а также по мере необходимости — службе "Скорой помощи", ГАИ, милиции и т.д.; в зависимости от конкретных условий и технологии ремонта определяет необходимость организации дежурств работников пожарной охраны и медперсонала;
применительно к конкретным условиям принимает решение о способе ликвидации аварии;
в соответствии с принятым способом ликвидации аварии уточняет необходимое количество аварийных бригад, техники и технических средств для обеспечения непрерывной работы по ликвидации аварии, сообщает руководству о необходимости оповещения населения и подключения дополнительных средств ремонта;
назначает своего заместителя, связных и ответственного за ведение оперативного журнала, а также других ответственных лиц, исходя из конкретной сложившейся обстановки;
организовывает размещение бригад, обеспечивает их отдых и питание;
после завершения монтажных работ по ликвидации аварии, ознакомившись с результатами контроля сварных соединений, если они положительны, сообщает телефонограммой диспетчеру об окончании монтажных работ и готовности трубопровода к возобновлению перекачки;
укомплектовывает группы, назначает ответственных за открытие линейных задвижек, по распоряжению диспетчера приступает к их открытию;
осматривает отремонтированный участок, сварные швы и другие технологические соединения на герметичность после пуска трубопровода и достижения в нем рабочего давления, докладывает о состоянии участка диспетчеру;
при обнаружении неплотности швов, трещин, подтеков принимает все меры для их устранения одним из способов, рекомендованных для данного случая;
заносит все данные по монтажу участка в журнал сварочных работ; после выполнения изоляции и засыпки трубы составляет акт на скрытые работы;
в течение всего времени производства работ по ликвидации аварии поддерживает постоянную связь с диспетчером.
Диспетчер РУМН, получив информацию о возможной аварии, осуществляет следующие действия:
немедленно извещает об этом руководство РУМН, диспетчера ПОМН и СУПЛАВ;
связывается с руководством ЛПДС (начальником АВС), на участке которого произошла авария, дает распоряжение о сборе аварийных бригад;
организовывает контрольный осмотр трассы;
останавливает перекачку, уточняет с ответственным за ликвидацию аварии лицом номера и расположение линейных задвижек, закрывает их, локализовав место аварии;
постоянно находится на связи с лицом, ответственным за ликвидацию аварии.
Диспетчер ПОМН при получении сведений об аварии осуществляет следующие действия:
немедленно извещает об этом начальника (главного инженера), зам. начальника по эксплуатации, зам. начальника по товарно-транспортным операциям ПОМН, информирует о характере аварии и принятых мерах;
согласовывает с диспетчером РУМН схему и порядок отключения аварийного участка, контролирует ход выполнения мероприятий по ликвидации аварии.
Начальник (главный инженер) районного управления, получив сведения об аварии, проводит следующие мероприятия:
изучает создавшуюся обстановку, уточняет на месте аварии действия ответственных лиц и в случае необходимости корректирует действия аварийных служб согласно оперативной части плана ликвидации аварии;
принимает решение о необходимости выделения дополнительных сил РУМН;
уточняет ожидаемый объем стока перекачиваемого продукта, определяет возможность освобождения аварийного участка от продукта в ближайшие резервуары ЛПДС, используя при этом параллельно проложенные трубопроводы;
дает указание диспетчеру РУМН о выполнении принятых решений, предварительно согласовав их с диспетчером ПОМН; выезжает к месту аварии;
по прибытии на место знакомится с изменениями обстоятельств, происшедших за время нахождения его в пути, и принимает руководство по ликвидации аварии на себя до прибытия ответственного лица.
С момента приема сообщения об аварии диспетчером или специально назначенным лицом ведется учет характера и хода ликвидации аварии. Любые переключения, связанные с ремонтируемым участком трубопровода, могут производиться только по распоряжению лица, ответственного за ликвидацию аварии.
На время ликвидации аварии руководством ПТУС организуется связь диспетчера с местом производства аварийновосстановительных работ и назначается лицо, ответственное за ее обеспечение.
Ответственный руководитель работ должен иметь надежную и постоянную связь с ближайшей НПС, районным (территориальным) управлением магистральными трубопроводами, а при необходимости — с метеослужбой, селевой станцией.
На участках трубопроводов, проходящих в одном техническом коридоре, допускается приступать к ликвидации аварии без предварительного согласования с владельцами коммуникаций, приняв меры к обеспечению сохранности других коммуникаций коридора во время производства работ и сообщив о работах всем заинтересованным организациям.
Персонал службы должен хорошо знать район участков трассы нефтепроводов, в том числе расположение соседних коммуникаций, населенных пунктов, объектов народного хо-
зяйства, сельскохозяйственных угодий, направление и скорость водотоков и т.д.
Повреждения коммуникаций, происшедшие вследствие неисправностей или при производстве работ на соседних коммуникациях, расследуются комиссией с привлечением всех заинтересованных сторон и устраняются за счет виновной организации и с привлечением ее сил. Ликвидация последствий аварии (повреждения) в техническом коридоре производится по плану, согласованному со всеми соответствующими организациями — владельцами коммуникаций. Устранение последствий стихийных бедствий (оползней, размывов трассы и т.п.) выполняется владельцами коммуникаций технического коридора совместными силами.
Ликвидация аварий на магистральных нефтепроводах может производиться без согласования с землепользователем, но с обязательным последующим его уведомлением.
3.4. ё ё ё А 69 9 ё ё 1 а ё ё ЁА9 а аАп а а
ё6а ё 9 19 ё а ёа 1U Ао V ёа ё U 9 о 1 1ёа ё £а и 1
Под сложными условиями подразумеваются участки нефтепровода, проложенные в горах, болотах, песках, районах вечной мерзлоты.
К особенностям в организации ремонтной службы в сложных условиях относятся, во-первых, уменьшение расстояния между аварийно-восстановительными пунктами, обслуживающими участки трассы нефтепроводов. Так, если для обычных условий, о чем говорилось выше, это расстояние составляет 200 — 250 км, то для сложных — 80—100 км. Во вторых, будет иным и техническое оснащение АВП.
Болотистой трасса считается в том случае, если суммарная протяженность болот на участке составляет 2 % и более либо если имеется болото протяженностью более 2 км.
Аварийный ремонт на болотах в основном проводится с использованием транспортных средств на гусеничном ходу, плавающих средств, сборно-разборных дорожных покрытий и настилов. Для производства земляных работ применяются бульдозеры и экскаваторы на болотном ходу. Кроме того, аварийные службы должны иметь шпунты для укрепления стенок ремонтного котлована, вибромолоты для забивки шпунтов и др. Нашли широкое применение в условиях болот мощные водоотливные установки.
При сооружении настилов необходимо учесть, что общая нагрузка технических средств на настил не должна превышать расчетной величины.
В сложных условиях трассы руководитель аварийных работ на период производства АВР должен иметь постоянную связь с селевой и метеорологическими станциями и своевременно оповещать персонал о резких изменениях погоды и надвигающихся стихийных бедствиях (пурга, ураганный ветер, снегопад, сель, гроза и т.п.). Одновременно с этим должны быть приняты меры по обеспечению безопасности людей (заранее определены безопасные места и укрытия, организована страховка работающих, система сигнализации и т.д.).
В районах вечной мерзлоты при организации ремонтной службы в первую очередь обращают внимание на особенности разработки мерзлых грунтов. Аварийно-ремонтные службы должны быть обеспечены техникой, необходимой для создания ремонтных котлованов в мерзлых грунтах. После завершения ремонтных работ требуются тщательная засыпка котлована, восстановление разрушенного и загрязненного нефтью грунта, полная очистка грунта от нефти. Даже незначительные остатки нефти приводят к таянию мерзлого грунта и обрушению.
К горным участкам трассы относятся участки, проложенные на местности с продольными и поперечными уклонами более 10 град., большим числом поворотов в горизонтальной и вертикальной плоскостях и подверженные воздействию обвалов, оползней, осыпей.
При организации аварийно-восстановительной службы на нефтепроводах, проложенных в горных условиях, должны быть заранее (для реальных условий) разработаны мероприятия по задержанию, локализации и сбору разлитой нефти, а также по обеспечению пожарной безопасности; определены маршруты доставки спецтехники, материалов и людей к месту производства аварийно-восстановительных работ в осенне-зимний и летний периоды, установлены места хранения аварийного запаса труб и материалов на труднодоступных участках; составлены проекты производства аварийновосстановительных работ на конкретных сложных участках горной трассы (крутые склоны, полки, надземные переходы, тоннели); подготовлена система оповещения населения при пожарной опасности от разлитой нефти, система сигнализации в различных ситуациях при опасности в горах; определены горные участки трассы для возможных путей стока нефти, возможные места установки нефтезаградительных
средств на горных водотоках и реках. На наиболее опасных участках трассы должны быть выполнены запруды для улавливания нефти, подготовлены необходимые запасы боновых заграждений, матов из камыша, соломы и других заградительных материалов.
На крутых склонах трассы, куда невозможен доступ спец- техники, должны быть предусмотрены канатные подъемники для доставки к месту работ материалов, приспособлений, инструментов, воды, пищи и т.д.
Аварийно-восстановительные службы в обязательном порядке должны оснащаться дополнительными механизмами и приспособлениями: лебедками, отбойными молотками, треногами и т.д.
44
4
4
iOi 9 e ae Ea u
A£Ae a a 9 e -
£e ё ё iA? e £a iOa й 9 e Ee
eOa e 9 1A 9O1 iOe ee £e Ne £
iAeAa 1бёаё1а aA A£Aea a 9 e Ee eOa e? 1A
961 IOe ee £e Ne £
Аварийный ремонт нефтепроводов — особый вид работ, характеризующийся повышенными требованиями к соблюдению мер техники безопасности и противопожарной безопасности, выполняемый в большинстве случаев с остановкой перекачки по нефтепроводу на все время ликвидации повреждения. Отсюда и ограниченные сроки работ в условиях необходимого обеспечения высокого качества ремонта, отвечающего нормативным требованиям. Аварийные работы приходится вести в любое время года и суток, в сложных климатических и географических условиях (снег, дождь, мороз, горы, болота и т.д.).
К ситуациям, требующим аварийно-восстановительного ремонта нефтепровода, относятся:
разрывы стенок трубопровода и запорной арматуры, сварных стыков, приводящие к прекращению работы нефтепровода и представляющие большую опасность для близлежащих населенных пунктов, окружающей среды;
небольшие нарушения герметичности или механические повреждения, не влияющие на процесс перекачки, но снижающие безопасность и представляющие потенциальную угрозу;
небольшие нарушения герметичности и прочности трубопровода, не сказывающиеся на режиме перекачки, не перерастающие в аварию и не представляющие серьезной опасности для жизни людей и природной среды.
Информация о повреждениях на нефтепроводе поступает в результате любых проверок на герметичность и непосредственных наблюдений по трассе. Следствием повреждений является резкое падение давления в напорной линии насосной станции, а также срабатывание аварийной защиты следующей по потоку станции.
На технологию и организацию АВР большое влияние оказывают как характер аварии, так и ее последствия, трассовые и климатические условия, место расположения повреждения на трубопроводе и т.д.
По месту расположения повреждения на трубопроводе аварии распределяются следующим образом:
по основному металлу;
в сварных соединениях (продольные или поперечные швы);
на запорной арматуре.
По условиям трассы и климата аварии подразделяются на происшедшие на обычных, болотистых, горных и пустынных участках трассы, участках вечной мерзлоты, переходах трубопроводов через дороги и реки.
К технологии ликвидации аварий предъявляются следующие требования:
снижение до минимума вредного воздействия на окружающую среду, соседние коммуникации и объекты народного хозяйства;
надежное восстановление герметичности трубопровода;
обеспечение проектного уровня несущей способности трубопровода;
обеспечение минимального ущерба и времени простоя трубопровода при ремонте.
В каждом конкретном случае в зависимости от характера и места аварии должен быть выбран соответствующий способ ремонта.
Организация и производство аварийно-восстановительных работ на магистральных нефте- и продуктопроводах должны соответствовать требованиям "Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" и других нормативных документов по видам работ.
Перед началом работ по ликвидации аварий весь привлекаемый к ним персонал должен быть дополнительно проинструктирован ответственным производителем работ по безопасным методам и приемам ведения АВР, а также по правилам поведения во взрыво- и пожароопасной обстановке, других опасных условиях и обстоятельствах данной аварии.
Персонал, выполняющий работы по ликвидации аварий и их последствий, должет быть одет в спецодежду и спецобувь согласно "Нормам бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты" и "Нормативу- табелю технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефте- и продуктопроводов".
Выхлопные трубы от двигателей внутреннего сгорания машин и механизмов должны быть выполнены с соблюдением противопожарных требований и оборудованы глушителями-искрогасителями, полностью исключающими возможность попадания искр от работающего двигателя в атмосферу.
До начала ремонтных работ необходимо установить наличие и обозначить знаками расположение всех коммуникаций в радиусе работ. Организационный порядок ведения работ и взаимодействие с другими организациями следует выполнять в соответствии с "Положением о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре".
На слабых грунтах и в топких местах необходимо устроить настилы из бревен, брусьев, инвентарных щитов или сланей.
Общая нагрузка технических средств на настил не должна превышать расчетной величины, а для инвентарных покрытий — паспортных данных. Устойчивость работающих на настилах (покрытиях) механизмов при необходимости должна обеспечиваться заякориванием либо оборудованием контргрузов.
Огневые работы должны выполняться в соответствии с "Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов", "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов", "Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных объектах нефтяной промышленности" и "Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продукто- проводов под давлением".
На проведение огневых работ необходимо оформить письменное разрешение по специальной форме. Перед началом огневых работ для исполнителей работ должен быть проведен инструктаж по соблюдению мер безопасности.
Работы по противокоррозионной изоляции трубопроводов при ликвидации аварий также относятся к разряду огнеопасных и требуют соблюдения соответствующих требований "Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов" и нормативных документов по хранению и использованию применяемых изоляционных материалов.
Транспортные средства, землеройные и грузоподъемные механизмы при производстве аварийно-восстановительных работ должны использоваться в строгом соответствии с их
назначением, инструкциями по их эксплуатации и "Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов".
1019 ® а ® Ёа u а а а £а NAn а а А^Аёа а
Технология ликвидации аварии включает следующие операции:
локализацию и сбор перекачиваемого продукта;
земляные работы;
герметизацию внутренней полости;
сварочно-монтажные работы;
контроль сварных соединений;
изоляцию трубопроводов;
ликвидацию последствий аварий.
Аварийно-восстановительные работы необходимо обеспечить выполнением подготовительных мероприятий:
уточнением места аварии и задержанием нефти (продукта); доставкой ремонтных средств и персонала к месту аварии; размещением технических средств в районе аварии;
подготовкой ремонтной площадки;
организацией водоотлива и водоотвода;
обеспечением безопасности соседних коммуникаций и объектов народного хозяйства.
Все мероприятия выполняются в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, требованиями техники безопасности, инструкциями по эксплуатации используемых технических средств.
Уточнение места аварии предполагает изучение аварийного участка трубопровода (повреждение трубы, арматуры, перехода или чего-либо другого, рельеф, условия пролегания, характер разлива продукта, наличие поверхностных вод, зале- сенность, возможность подъезда и т.д.) с целью уточнения потребности в технических средствах и рабочей силе, конкретизации всех мероприятий по выполнению аварийновосстановительного ремонта. При этом в первую очередь определяют и обозначают границы территории, загрязненной нефтью (следует учитывать скрытность растекания ее под снегом), и принимают срочные меры по задержанию вытекшего продукта.
Доставка ремонтных средств и персонала в район аварии осуществляется, как правило, наземным (колесным, гусеничным) транспортом, имеющимся в распоряжении АВП, РУМН,
ПОМН. В зависимости от конкретных обстоятельств могут быть использованы воздушные, водные и железнодорожные транспортные средства, применение которых было предусмотрено заранее (план ликвидации возможных аварий) либо целесообразно с точки зрения руководства ПОМН. При применении перечисленных нетрадиционных транспортных средств необходимо выполнение всех технических и организационных требований, оговоренных в специальном соглашении между ПОМН и транспортной организацией.
Подготовка ремонтной площадки выполняется в зависимости от технологии ликвидации данной аварии, привлекаемых для этого технических средств, природно-климатических и погодных условий, а также в соответствии с требованиями техники безопасности и пожарной безопасности.
Сварочные агрегаты, насосные установки, компрессоры и другие несамоходные механизмы должны устанавливаться на спланированные горизонтальные площадки, которые либо подбирают на местности, либо подготавливают специально.
Размеры площадок определяются габаритами механизма, запасом устойчивости площадки на уклоне, условиями обслуживания и т.д. таким образом, чтобы во всех случаях от крайних габаритных точек до конца площадки со всех сторон было не менее 1 м.
Если устроить горизонтальные площадки в горных условиях невозможно, необходимо обеспечить устойчивость механизмов путем закрепления их упорами, якорением за деревья, скалы или тракторы.
Одновременно с производством подготовительных работ следует обеспечить сохранность и работоспособность соседних коммуникаций в соответствии с требованиями "Положения о взаимоотношении ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре", а также принять все меры, предусмотренные в плане ликвидации возможных аварий, по безопасности близко расположенных объектов народного хозяйства и защите окружающей среды.
При получении сигнала об аварии диспетчером РУМН (ПОМН) принимаются меры по сокращению объема вытекающего продукта: остановка перекачки по поврежденному участку трубопровода; определение места аварии; перекрытие линейных задвижек на поврежденном трубопроводе.
Команду на закрытие линейных задвижек дает ответственный руководитель или руководитель ЛИДС (АВС) после согласования с диспетчером. Порядок отключения задвижек зависит от профиля трассы трубопровода. Прежде всего за-
Рис. 4.1. Запруда для улавливания нефти на водотоке:
1 — решетка; 2 — трубка; 3 — насыпь; 4 — стальная приварная пластина; 5 — бетонированный лоток
крывают линейную задвижку со стороны наиболее высокой отметки по отношению к месту утечки.
Если на пути движения разлитого продукта заблаговременно созданы запруды на водотоках или амбары для продукта, руководитель аварийной службы организует дежурство на них с целью своевременного принятия мер по предотвращению перелива перекачиваемого продукта и регулирования сброса воды. В тех местах, где отсутствуют сооружения для задержания продукта, устраиваются временные запруды (рис. 4.1 и 4.2).
Для исключения воронкообразования концы сбросных труб, опускаемых в воду временных запруд, оснащаются спецголовками (рис. 4.3).
Рис. 4.2. Амбар для нефти с регулируемым сбросом (А — с задвижкой, А — с хлопушкой):
1 — бетонированный приямок; 2 — решетка; 3 — насыпь; 4 — труба; 5 — фланец; 6 — стальные пластины; 7 — бетонированный лоток; 8 — задвижка; 9 — хлопушка; 10 — трос; 11 — ручная лебедка; 12 — блок
Обвалования земляных амбаров должны устраиваться, начиная с пониженных мест со стороны жилых поселков, водоемов, рек, дорог, лесных массивов. Амбар для продукта должен быть устроен не далее 50 м от места производства ремонтных работ. Высота земляного вала — не более 1,5 м при ширине по верху не менее 0,5 м и крутизне откосов не более 45°.
Чтобы не допустить перелива амбара при его наполнении, необходимо посыпкой грунта или регулированием водотока обеспечить разность отметок уровня продукта и верха обвалования не менее 0,5 м. При попадании в амбар воды следует устроить дренаж для ее сброса.
Места устройства заграждений на водотоках определяются руководителем АВР заблаговременно в каждом конкретном
Рис. 4.3. Запруда для улавливания нефти на водотоке:
1 — оголовок; 2 — труба; 3 — насыпь; 4 — стальные приварные пластины; 5 — бетонированный лоток; 6 — ребра жесткости; 7 — заглушка; 8 — монтажные лапы; 9 — шпилька
случае с таким расчетом, чтобы к подходу нефтяного потока были закончены работы по сооружению заграждений.
По прибытии на место аварии старший патрульный груп-
пы (руководитель работ или руководитель РУМН) докладывает диспетчеру о ситуации и принимает срочные меры по обеспечению безопасности населения, объектов народного хозяйства, транспортных средств.
С этой целью необходимо:
ограничить растекание нефти (продукта) на местности;
остановить движение транспортных средств на участках шоссе, железных дорог или рек, находящихся в опасной близости к разлившейся нефти (продукту);
оповестить (при необходимости) население близлежащих поселков об опасности и мерах предосторожности (вплоть до эвакуации).
Диспетчер ПОМН (РУМН) через местные органы власти (чрезвычайная комиссия, штабы ГО и т.п.) предупреждает население и владельцев объектов народного хозяйства о возможной угрозе попадания перекачиваемого продукта в населенные пункты и на объекты народного хозяйства согласно заранее разработанной системе оповещения.
В зависимости от характера аварии и местных условий для сбора разлитого и освобожденного из трубопровода продукта могут быть использованы следующие сооружения и емкости:
резервуарные парки нефтеперекачивающих станций;
неповрежденные учатки аварийного трубопровода или параллельно проложенные трубопроводы;
земляные амбары, котлованы, обвалования или ямы- накопители;
емкости существующих защитных противопожарных сооружений или естественные складки местности;
система заранее подготовленных (например, мелиоративных) каналов, траншей;
мягкие резинотканевые резервуары или другие емкости.
Объемы используемых емкостей должны обеспечивать прием разлитого и откачиваемого (или сливаемого самотеком) из аварийного участка трубопровода продукта.
Задержанный продукт должет быть собран, закачан в трубопровод или вывезен на ближайшую НПС.
Земляные работы по ликвидации аварии на трубопроводе включают:
устройство земляного амбара, сооружение запруд или обвалований для сбора и улавливания разлитого продукта, траншей для отвода перекачиваемого продукта;
подготовку площадки для производства АВР, вспомогательных площадок, устройство проездов, переездов и т.п.;
создание ремонтного котлована и его засыпку.
Для того, чтобы предотвратить возгорание поступающих из трубопровода перекачиваемого продукта и газов, а также не допустить загазованности места производства АВР, необходимо надежно герметизировать внутреннюю полость трубопровода — изолировать ее специальными средствами от внешней среды на весь период производства сварочномонтажных работ.
Герметизация производится с помощью тампонов или механических перекрывающих устройств. В качестве материала для создания тампонов могут применяться глина, необожженный кирпич и быстросхватывающиеся композиционные материалы.
В зависимости от принятой технологии АВР используются два метода герметизации:
с открытого торца;
через специальные "окна" или патрубки с задвижками.
В тех случаях, когда вырезка дефектного участка возможна с помощью УКЗ, труборезов типа "Файн", "МР" и т.д., т.е. возможно создание открытых торцов до перекрытия внутренней полости трубопровода, целесообразно применение метода герметизации с открытого торца.
После вырезки дефектного участка и опорожнения от продукта с торца трубопровода устанавливают механический тампон-герметизатор либо создают тампоны из композиционных материалов.
Вслед за перекрытием внутренней полости нефтепровода приступают к сварочно-монтажным работам. До начала этих работ по исполнительной документации должны быть определены толщина стенки и материал поврежденного участка трубопровода, которые уточняются на месте производства АВР.
Контроль качества сварочно-монтажных работ при ремонте трубопровода организуется ответственным руководителем работ и выполняется:
пооперационным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки стыков;
визуальным осмотром и обмером геометрических параметров сварных швов;
проверкой сплошности наплавленного металла неразрушающими методами контроля.
Для противокоррозионной защиты отремонтированного участка трубопровода должна применяться усиленная изоляция. Изоляция должна наноситься на очищенную
поверхность трубопровода. Очистка выполняется в два этапа:
предварительный — после вскрытия трубопровода и создания ремонтного котлована;
окончательный — после окончания сварочно-монтажных работ.
Очистку производят пневматическими или механическими щетками, скребками с последующей протиркой ветошью. Острые выступы, заусеницы и брызги металла срубают зубилом и зачищают специальным инструментом.
На сухую, чистую поверхность трубопровода и на 500 мм старой изоляции с обеих сторон отремонтированного участка ровным слоем без подтеков, сгустков и пропусков с помощью брезентового полотенца наносят грунтовку. На старую изоляцию грунтовка можен наноситься кистью.
В качестве грунтовок используются:
раствор битума в бензине в отношении 1:3 (по объему);
клей № 88, разбавленный бензином (Б-70 или "Калоша") в отношении 1:1, вязкостью не более 30 с по ВЗ-4.
Качество грунтовки проверяют внешним осмотром. На высохшую грунтовку должна наматываться изоляционная лента в 3 — 4 слоя с нахлестом не менее 20 мм. Нахлест конца каждого слоя новой ленты на предыдущий составляет 300 мм и на старую изоляцию — 500 мм с обеих сторон от отремонтированного участка.
Ленту наносят вручную двое рабочих, стоящих по обе стороны трубопровода и передающих друг другу рулон ленты по мере ее намотки. Концы ленты должны быть залиты битумной мастикой для улучшения герметизации заизолирован- ного участка.
Качество изолированного покрытия контролируют внешним осмотром, проверкой на прилипаемость и сплошность. Внешний осмотр изолированного покрытия производится в процессе наложения слоя изоляции. В изоляционном покрытии не должно быть пузырей, складок, зазоров между витками, разрывов и морщин.
Проверка прилипаемости изоляционного покрытия к трубопроводу заключается в следующем: в покрытии делают два надреза ножом под углом 60°, и, если слои сами не отслаиваются, а поднимаются ножом с некоторым усилием, то прилипаемость считается удовлетворительной.
Контроль изоляционного покрытия на сплошность выполняют искровым дефектоскопом. При выявлении дефекта ремонт изоляции производят, вырезая поврежденный участок
(пузырь, складки, морщины) и наклеивая 3-слойную заплату из той же изоляционной ленты, из которой выполнено изоляционное покрытие. Заплата должна перекрывать вырезанный участок изоляции по периметру не менее чем на 100 мм. Во всех случаях, когда имеется опасность нарушения изоляции (при засыпке ремонтного котлована или при протаскивании отремонтированного участка трубопровода в сложных условиях), необходимо защищать ее футеровкой.
После восстановления поврежденного участка трубопровода перекачиваемый продукт из ям-накопителей (земляного амбара, обвалования или других емкостей) закачивают в отремонтированный или другой параллельно проложенный трубопровод передвижными насосными агрегатами ПНА-1, ПНА- 2 или другими высоконапорными агрегатами либо перевозят в специальных емкостях на ближайшую НПС.
Закачку продукта в трубопровод производят через специально подготовленную обвязку с задвижкой и обратным клапаном. Обвязка должна быть предварительно опрессована на рабочее (проектное) давление трубопрвода. После закачки задвижка должна быть демонтирована по специальной технологии. Разрешается оставлять задвижку, но в этом случае она должна быть заглушена, заключена в колодец (или ограждение), у которого выставляют постоянный предупредительный знак.
Параллельно с откачкой продукта из ям-накопителей проводятся работы по восстановлению загрязненного нефтью грунта.
4
.3. е е е е е А о £о е е а 9 69 а и аба а и 9 о 1 еААе 1
е еа А^Аеа а 9 е а еба е 9 io
Земляные работы, выполняемые при аварийном ремонте нефтепровода, достаточно трудоемки. Они начинаются с создания обвалования для ограничения зоны растекания нефти и заканчиваются рекультивацией земли. От того, насколько механизированы земляные работы, зависят быстрота ликвидации аварии и влияние аварии на окружающую среду. Ручной труд при производстве земляных работ допускается только в местах, где работа механизмов затруднена (в горных районах; на участках, непроходимых для механизмов; на поворотах трассы; вблизи линейных задвижек; при пересечении места аварии другими трубопроводами).
По прибытии аварийной бригады на место аварии в первую очередь принимают меры по локализации зоны растекания нефти, исключающие попадание ее в опасные в пожарном и экологическом отношении места, и по обеспечению нормальной жизнедеятельности населения. Для создания обвалований, отводных канав, земляных амбаров, ремонтного котлована используют в основном одноковшовые экскаваторы и бульдозеры.
После принятия всех необходимых мер предосторожности в соответствии со специальной инструкцией по технике безопасности и противопожарным мероприятиям при ликвидации утечек из магистральных нефтепроводов аварийная бригада приступает к рытью котлована в месте повреждения нефтепровода. Если это место окажется залитым нефтью, то ее предварительно откачивают в специально открытый котлован или обвалование. Если нефть будет продолжать поступать из трубы, ее необходимо откачивать одновременно с рытьем котлована до полного удаления из поврежденного участка.
Одна из основных задач при аварийных ремонтах на нефтепроводе — выявление и вскрытие поврежденного участка, а затем устройство ремонтного котлована, обеспечивающего возможность свободной работы членам аварийной бригады. Чтобы свести к минимуму объем земляных работ, необходимо точно определить местонахождение нефтепровода. Для этого при необходимости используют различные типы тру- боискателей или другие методы обнаружения, а затем разбивают границы ремонтного котлована.
Вскрывают поврежденный участок нефтепровода и устраивают ремонтный котлован с помощью имеющейся в наличии землеройной техники. При вскрытии следует обратить особое внимание на недопустимость ударов о трубопровод рабочего органа землеройного механизма. Размеры котлована должны обеспечивать производство таких работ, как центровка концов труб, сварка потолочных швов, изоляция трубопровода и т.д., и возможность работы трубоукладчика или крана с допустимым вылетом стрелы. Глубина котлована должна быть не менее чем на 0,6 м ниже нижней образующей трубы. При разработке мерзлого грунта применяется рыхление механическим или взрывным способами. При сильном притоке грунтовых вод используются откачивающие средства (водоотливная установка АВ-701, передвижные насосные агрегаты ПНА-1, ПНА-2, самовсасывающий насос С-569 и др.) или водопонижающие установки типа ЛИУ-5,
ЛИУ-6. В болотистых и переувлажненных грунтах, где невозможно создать котлован обычными способами, применяется укрепление стенок с помощью шпунтов и свай.
При авариях на нефтепроводах, проложенных в болотистой местности, районах вечной мерзлоты, горах, создание земляных емкостей способом взрыва отличается большей оперативностью, характеризуется быстротой и несложностью образования емкости любого размера, исключает необходимость доставки тихоходной землеройной техники. Разработка котлованов с помощью энергии взрыва широко используется в различных отраслях промышленности. Однако при этом существует опасность повреждения самого нефтепровода. Для того чтобы этого не случилось, были проведены исследования по определению воздействия взрыва на подземные трубопроводы в зависимости от расстояния. По результатам исследований установлены безопасные расстояния.
Использование удлиненных шнуровых зарядов позволяет создавать траншеи и обвалования для локализации и сбора нефтяных разливов. Выбор взрывчатых веществ и массы заряда, заглубление, расположение зарядов в плане, а также все расчеты, связанные с проведением буровзрывных работ, должны выполняться в соответствии с действующими рекомендациями. Земляные работы, проведенные с помощью взрыва, значительно сокращают время восстановления нефтепровода и снижают ущерб от разлива нефти. Размеры амбаров зависят от диаметра нефтепровода, расстояния между отсекающими задвижками и профиля трассы.
На горных участках с поперечным уклоном от 8 до 12° площадки должны устраиваться в виде полунасыпи-полувыемки, от 12 до 18° — с уступами в виде насыпи, более 18° — в виде чистой выемки.
Земляные работы на участках с поперечным уклоном не более 8° и продольным уклоном до 15° выполняются механизмами на гусеничном и колесном ходу обычными методами. На косогорах с поперечным уклоном более 8° и продольным более 15° необходимо обеспечивать устойчивость работающих механизмов путем устройства полок и анкеровкой. С этой целью необходимо закреплять работающий механизм стальным канатом (тросом) за находящиеся на вершине склона (или выше про склону) лебедки, тракторы и другие механизмы, выполняющие роль якоря. Примерная схема закрепления представлена на рис. 4.4 (лебедка может быть заменена каким-либо гусеничным механизмом, обеспечивающим надежную анкеровку трубоукладчика). Лебедку устанав-
Рис. 4.4. Схема анкеровки трубоукладчика при помощи лебедки:
1 — трубоукладчик; 2 — трос; 3 — лебедка; 4 — транспортируемый груз (труба); 5 — анкер
ливают на заранее подготовленный фундамент либо на площадку с обязательным надежным ее закреплением.
Стальные тросы (канаты) для заякоривания работающих на склоне механизмов должны выбираться на основании предварительных расчетов. В тех случаях, когда по расчету необходимо применение троса диаметром более 26 — 28 мм, рекомендуется использовать вместо одного два каната меньшего диаметра. При этом каждый канат крепится к отдельному якорю и к разным точкам работающего механизма. Длина троса должна обеспечивать якорящему механизму возможность располагаться на горизонтальной площади или на более высоком участке косогора.
При уклонах более 15° необходимо закреплять экскаватор тросами за расположенные выше по склону тракторы, бульдозеры, лебедки и т.п. Способ закрепления, число, марка удерживающих механизмов, выбор каната (троса) должны определяться расчетом. При этом в зависимости от условий возможны два варианта выполнения работ:
Рис. 4.5. Схема крепления экскаватора на уклоне:
1, 2 — бульдозер; 3 — трос; 4 — экскаватор; 5 — отвал; 6 — котлован; 7 — трубопровод
при небольшой (до 50 м) протяженности склона удерживающие механизмы располагаются на его вершине на горизонтальной площадке. По мере разработки грунта трос разматывается на длину передвижки экскаватора;
на склонах большой протяженности экскаватор удерживается несколькими тракторами или бульдозерами, расположенными на склоне. Каждый трос крепится к отдельному якорю (трактору) и тумбе экскаватора или балкам его ходовой части (рис. 4.5). При перемещении тракторов по мере разработки котлована экскаватор заякоривается ковшом в грунт и продолжает работу только после постановки тракторов на тормоз и плавного натяжения канатов опусканием экскаватора вниз по склону. При использовании в качестве подвижного якоря бульдозера его устанавливают отвалом в сторону спуска, ддя большой устойчивости заглубляя отвал.
Рис. 4.6. Схема разработки ремонтного котлована бульдозером на уклоне:
1 — трубопровод; 2 — ремонтный котлован; 3 — бульдозер; 4 — трос
На продольных уклонах 36° и более работа экскаватора даже при его надежном закреплении недопустима. На полках и участках трассы с продольным уклоном до 15° работа по сооружению ремонтного котлована выполняется обычными методами с помощью экскаватора, оборудованного обратной лопатой, в направлении сверху — вниз по склону.
На продольных уклонах свыше 36° разработку грунта ведут лотковым способом с помощью бульдозера сверху-вниз последовательными слоями толщиной 0,2-0,6 м. При этом обязательна анкеровка бульдозера одним или двумя тракто-
рами (бульдозерами), которые находятся вверху на склоне и вытаскивают бульдозер на исходную позицию (рис. 4.6).
Разработку ремонтного котлована на уклонах более 45° ведут вручную с применением средств малой механизации, отбойных молотков и т.д.
Работы по засыпке траншей и ремонтных котлованов на уклонах могут выполняться бульдозерами или экскаваторами при обеспечении их устойчивости.
После окончания всех ремонтных работ трубопровод должен быть засыпан грунтом. Для сохранности изоляции трубопровода засыпку необходимо вначале производить рыхлым грунтом на толщину 10 — 20 см, а затем оставшейся частью отвала. Для того чтобы механизировать процесс присыпки под вывешенный при ремонте в траншее трубопровод, во избежание пазухов под трубой используют устройство для подбивки грунта под трубопровод. По верху засыпанного котлована устраивают валик с учетом последующей осадки грунта. По ширине валик должен перекрывать котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону.
Нарушенные и загрязненные плодородные земли в результате проведения ремонтных работ должны быть восстановлены. Восстановление загрязненных нефтью земель выполняется поэтапно, в соответствии с инструкцией по рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварийном и капитальном ремонтах магистральных нефтепроводов. Производство земляных работ в грунтах, пропитанных горючим продуктом, с помощью механизмов, оборудованных двигателями в невзрывозащищенном исполнении, запрещается.
Правильная организация земляных работ позволяет существенно уменьшить ущерб от аварий, снизить загрязнение окружающей среды.
ёОа ё 9 1 NOT Oa 1ё £ 1ё1А а ё ^Аё^ о 1 6 £ё £
Ряд дефектов труб и сварных швов ремонтируют без вырезки дефектного участка. Коррозионные язвы могут завариваться при ремонте нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 3,5 МПа.
Повреждения стенки трубопровода глубиной до 5 % от толщины трубы (царапины, язвы, задиры, забоины) ликвидируют шлифованием. При этом толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусового допуска труб.
Коррозионные повреждения глубиной более 5 % от толщины стенки труб могут быть отремонтированы в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением". При наличии сплошной коррозии ремонт нефтепровода производят путем приварки накладных усилительных элементов (заплат, муфт).
Технология заварки коррозионных повреждений состоит из двух этапов: подготовительной работы (зачистка поверхности) и непосредственно заварки. Место заварки зачищают до металлического блеска в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров). Зачистку поверхности можно проводить вручную с использованием пескоструйных аппаратов. Возможно применение других методов очистки (например, химического) для полного удаления продуктов коррозии.
Перед началом заварки выбирают режим сварки. Первый (корневой) шов выполняется электродами диаметром 3 мм на токах не более 100 А, а последующие слои разрешается выполнять электродами диаметром 4 мм на токах не более 140 А. Перед наложением каждого валика поверхность наплавленного металла необходимо очистить от шлака и брызг. После зачистки каждый валик или слой следует просмотреть вначале невооруженным глазом, а потом с помощью лупы 4— 10-кратного увеличения.
Ручную электродуговую сварку следует выполнять на возможно более короткой дуге. Перед гашением дуги сварщик должен заполнить кратер путем постепенного отвода электрода и вывода дуги назад на 15 — 20 мм на только что наложенный шов. Последующее зажигание дуги производят на металле шва на расстоянии 12—15 мм от кратера. Заварку коррозионной язвы разрешается вести ниточными швами (без поперечных колебаний электрода). В этом случае швы накладывают по периметру навстречу друг другу. Центральную часть повреждения заваривают в последнюю очередь. При заварке незначительных коррозионных повреждений (3...6 мм по диаметру) электрод должен оставаться на одной точке не более 7 с во избежание прожога стенки. Затем следует прервать заварку, выводя кратер на наплавленный металл. Последующий шов можно накладывать после остывания наплавленного металла шва и удаления шлака.
Некачественные сварные соединения разрешается ремонтировать, если в них имеются любые недопустимые дефекты (кроме трещин длиной более 50 мм), при условии, что сум-
марная длина участков ремонта не превышает 1/6 периметра стыка. Стыки, имеющие трещины длиной более 50 мм или суммарную протяженность участков дефектов более 1/6 периметра стыка, необходимо вырезать. Дефекты сварных соединений должны быть полностью удалены с помощью абразивных кругов или газовой резки с последующей зачисткой разделки до металлического блеска.
При ремонте стыка с трещиной длиной до 50 мм засвер- ливают два отверстия на расстоянии не менее 30 мм от краев трещины с каждой стороны. Дефектный участок вышлифовывают полностью и заваривают вновь. Сварные швы после устранения всех дефектов подвергают неразрушающим методам контроля в объеме 100 %.
Повторный ремонт сварных соединений не допускается.
В случае обнаружения вмятин глубиной до 3,5 % от диаметра трубопровода разрешается выправлять их с помощью безударных устройств.
Повреждения трубопровода в виде свищей и трещин длиной до 50 мм ремонтируют без опорожнения от перекачиваемого продукта приваркой накладных элементов заплат, хомутов, муфт (рис. 4.7 — 4.9).
Рис. 4.7. Аварийный хомутРис. 4.7. Аварийный хомутРис. 4.8. Прижимное устройство:
Рис. 4.7. Аварийный хомут
Рис. 4.7. Аварийный хомут
1 — скобы; 2 — прокладка; 3, 8 — планки; 4 — гайка; 5 — маховичок; 6 — червяк; 7 — пята; 9 — сварной шов; 10 — трубопровод; 11 — шар-нир
Рис. 4.9. Галтельная муфта: 1 - трубопровод; 2 - муфта
Размеры накладных элементов и муфт должны перекрывать место дефекта не менее чем на 40 мм от его краев. Заплата должна иметь эллипсовидную форму. Допустимые размеры заплат и муфт представлены в табл. 4.1, в которой принято: a - размер элемента в направлении оси трубопровода (большая ось эллипса); b - ширина заплаты (рис. 4.10). Муфты необходимо использовать в случае, если дефектный участок больше допустимых размеров заплат. Длина муфты без технологических колец должна быть в пределах 150300 мм. При длине муфты более 300 мм должны быть использованы технологические кольца. Длина технологического кольца должна быть не менее 65; 80; 110; 150; 120; 180 мм соответственно для трубопроводов диаметром 426; 530; 720; 820; 1020; 1220 мм.
Та бл и ца 4.1
Допустимые размеры заплат и муфт
Диаметр трубы D, мм
Заплата
Муфта
a < b
без колец
с кольцами
a, мм
b, мм
a, мм
b, мм
219
150
150
150-200
245
150
150
150-200
273
150
150
150-250
325
150-200
150-200
150-300
350
150-200
150-200
150-300
377
150-200
150-200
150-300
426
150-250
150-250
150-300
300-400
530
150-300
150-300
150-300
300-500
720
150-400
150-400
150-300
300-700
820
150-400
150-400
150-300
300-800
1020
150-500
150-500
150-300
300-1000
1220
150-600
150-600
150-800
300-1200
Рис. 4.10. Размещение заплат:
1 — дефект; 2 — продольный шов трубы
Для трубопроводов диаметром 219 — 377 мм следует использовать муфты без технологических колец.
Заплаты, муфты и технологические кольца должны быть изготовлены из труб, механические свойства, химический состав и толщина стенок которых такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода. Муфты и кольца изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфты или кольца должен быть равномерным по всему продольному направлению и составлять 1—3,5 мм. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты или кольца допускается приваривать сборочные скобы.
Продольные кромки половин муфты и колец должны быть обработаны под стандартную V-образную разделку с углом скоса кромок 30±5° и выборкой под металлическую прокладку. При выполнении сварного шва вдоль боковой образующей трубопровода скос нижней кромки следует уменьшить до 10±2°. Поперечные кромки муфты и технологических колец должны быть обработаны под углом 20 — 25° без притупления. Кольца обрабатывают с одной стороны. Муфта и кольца должны плотно прилегать к наружной поверхности трубы. При наличии утечки между трубой и накладным элементом помещают прокладку из уплотняющего материала (резины или свинца).
Прижатие латок к очищенному трубопроводу должно обеспечивать необходимую плотность и устойчивость прилегания по всей площади соединения. С этой целью следует применять специальные устройства (наружные центраторы, прижимные хомуты, струбцины, домкраты и т.п.). Может быть рекомендовано приспособление (рис. 4.11), которое
Рис. 4.11. Прижимное устройство:
1 — трубопровод; 2 — заплата; 3 — трос; 4 — опора; 5 — винт; 6 — гайка; 7 — стержень; 8,9 — зажимы; 10 — винт установочный
позволяет двум рабочим проводить прижатие латок на трубопроводах диаметром от 300 до 1200 мм с минимальными затратами времени. Оно состоит из специальной гайки с винтом, опоры, стержня-ручки, троса диаметром 12,5 мм, установочного винта и двух зажимов заводского изготовления марки К-055. Винт изготавливается из металлического стержня диаметром 42 мм с отверстием диаметром 25 мм для стержня-ручки, канавкой для фиксации опоры. Опора изготавливается из металлического стержня диаметром 65 мм с сетчатой накаткой и отверстием для установочного винта. Трос крепится одним концом жестко к гайке, второй конец закрепляется зажимом при установке приспособления на трубопроводе.
Технология монтажа:
установка опоры и винта на латку;
запасовка троса в ушко специальной гайкой и закрепление зажимов;
вращение рукоятки винта — прижатие латки;
приварка латки.
Непосредственно перед сваркой кромки заплат и муфт на ширину не менее 10 мм должны быть зачищены до металлического блеска. Участки поверхности трубы, примыкающие
к кромкам заплат и муфт, шириной не менее четырех толщин стенки трубопровода также должны быть зачищены до металлического блеска. Участки поверхности трубы под заплатой и муфтой очищают от ржавчины, грязи, масел. Места, подверженные коррозии, должны быть заполнены материалом, предотвращающим дальнейшее распространение местного коррозионного процесса. Муфту следует собирать на поврежденном участке трубопровода, стягивать полумуфты между собой при помощи сборочных скоб или наружного центратора до получения минимально допустимого зазора, а затем продольные кромки фиксировать прихватками. Полумуфты с приваренными сборочными скобами стягивают болтами или шпильками, пропущенными в отверстие скоб. Технологические кольца следует собирать по обе стороны от муфты, а скошенная кромка кольца должна быть обращена к муфте. Продольные швы муфты, технологического кольца и трубопровода должны быть смещены относительно друг друга на величину не менее 100 мм. Приварка продольных швов и колец к стенке трубопровода запрещена. Для этого в местах сборки продольных швов на поверхность трубопровода следует наклеить (с помощью жидкого стекла) полоску стеклоткани или асбеста либо металлическую пластину толщиной 1,5 — 2 мм, шириной 200 мм.
Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами показана на рис. 4.12.
Заплаты и муфты следует располагать на расстоянии не менее 100 мм друг от друга, от заводских и строительномонтажных швов. При несоблюдении этого условия дефектный участок следует заменить катушкой.
После прихватки двух половин муфты и колец необходимо удалить все технологические элементы их сборки, а также скобы, временно приваренные к сборочным элементам, и зачистить электрошлифмашинкой поверхность металла. Затем проводят сварку продольных швов.
После заварки продольных швов муфты и колец должны быть заварены поперечные швы с обязательным оплавлением всех трех элементов — стенки трубопровода, кромок муфты и колец. Необработанные поперечные кромки колец не должны завариваться.
Разрешается одновременная сварка продольных или поперечных швов двумя сварщиками.
При повреждениях трубопровода в виде гофр, вмятин, овальности и т.п. без нарушения герметичности, а также при небольших трещинах и свищах, закрытых временными сред-
Рис. 4.12. Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами:
1 — стенка трубы; 2 — стенка нижней полумуфты; 3 — нефтепровод; 4, 6 — технологическое кольцо; 5 — полумуфта; 6 — поперечный строительный шов; 8 — продольный заводской шов; 9 — стенка верхней полумуфты; 10 — асбестовая прокладка толщи-ной 1 — 2 мм
ствами (чопики, накладки и т.д.), восстановление трубопровода может быть выполнено с помощью специальных муфт.
Муфты заблаговременно изготавливают для всех диаметров обслуживаемых аварийно-восстановительными пунктами магистральных трубопроводов. Размеры муфт и их деталей приведены в табл. 4.2 и рис. 4.13.
Центральную цилиндрическую часть длиной L вырезают из трубы следующего большего по номинальному ряду диаметра D. В качестве конической части муфты используют соответствующий переходник заводского изготовления.
Т а б л и ца 4.2
Размеры муфты для ремонта
Размеры трубы, мм
Размеры муфты, мм
d
S
D
S1
L, не менее
530
7
720
10
350
530
10
720
12
350
530
12
720
14
350
530
10
630
10
300
530
12
630
12
300
720
7
820
10
400
720
10
820
12
400
720
12
820
14
400
720
14
820
16
450
720
16
820
18
450
820
10
1020
12
500
820
12
1020
14
500
820
14
1020
16
500
820
16
1020
18
550
1020
10
1220
14
600
1020
12
1220
16
600
1020
14
1220
18
650
1020
16
1220
20
650
1220
10
1420
14
700
1220
14
1420
16
700
1220
16
1420
18
850
1220
18
1420
22
750
1420
10
1620
14
800
1420
14
1620
16
800
1420
16
1620
20
900
1420
10
1620
24
900
1420
20
1620
28
900
Примечание. Для всех размеров труб 1 > d, 11 = 12 > 0,1 d, 13 > > 0,5d, K = 0,2d.
Цилиндрические части муфты длиной 13 изготавливают из двух полуобечаек, вырезанных из трубы диаметром D. Из той же трубы готовят и кольца "К". Все детали муфты (кроме технологических колец) с помощью прихваток собирают на шаблоне и приваривают корень всех кольцевых швов. Затем муфту разрезают вдоль продольной оси на две половинки так, чтобы рез был продолжением незаваренных пазов конической части муфты. Обе половинки снимают с шаблона, абразивным кругом расчищают корень всех швов и приваривают их изнутри. Усиление подварочных швов, соединяющих коническую часть муфты с цилиндрической длиной 13, снимают абразивным кругом заподлицо с основным металлом.
Ремонт по данной технологии возможен без удаления перекачиваемого продукта из трубопровода при остаточном давлении не более 2,0 МПа.
Рис. 4.13. Муфта для ремонта трубопроводов:
1 — пробка; 2 — бобышка
Полумуфты собирают на поврежденном участке трубопровода, стягивают их между собой до получения минимального зазора, а затем сваривают продольные швы.
При этом бобышка должна находиться в верхней точке муфты.
После заварки продольных швов муфты устанавливают технологические кольца "К" и сваривают их продольные швы.
Продольные швы муфты и продольные швы колец должны быть смещены относительно друг друга на величину не менее 100 мм, а зазор между муфтой и кольцом должен быть 6 — 8 мм.
Сварка выполняется с полным проваром.
После сварки продольных швов муфту кольцевыми швами приваривают к трубе и технологическим кольцам.
Через бобышку заливают нагретую антикоррозионную жидкость так, чтобы в полости между наружной стенкой трубы и внутренней стенкой муфты не осталось воздушных пузырьков.
После заполнения полости в бобышку вставляют пробку и обваривают ее по периметру.
В качестве антикоррозионной жидкости могут использоваться трансформаторное масло, нефть.
После окончания сварочных работ со швов тщательно удаляют шлак и на отремонтированный участок наносят изоляцию.
Перед наложением аварийных хомутов, состоящих из двух половин (см. рис. 4.7) с прокладкой из резины или свинца, а также с лапами и болтовыми стяжками (прокладка перекрывает дефекты не менее чем на 40 мм в каждую сторону), необходимо определить границы дефекта (трещины). С этой целью участок трубопровода по 20 мм в каждую сторону от дефекта тщательно очищают от перекачиваемого продукта, изоляции и ржавчины, протирают ветошью, смоченной в керосине, и просушивают.
После этого с помощью специальных приборов (ультразвуковых либо оптических) следует установить границы дефекта. Концы трещин засверливают на расстоянии не менее 30 мм от краев; эти глухие отверстия забивают металлическими пробками и обваривают.
Половины хомута шириной 200 — 300 мм устанавливают на поврежденное место и стягивают болтами. Зазор между трубой и хомутом не должен превышать 1,5 — 2,0 мм.
Прихватками закрепляют половину хомута, закрывающую дефектное место трубопровода. Затем выворачивают болты, обрезают лапы и приваривают к трубопроводу прихваченную половину хомута.
Аварии при трещинах длиной до 50 мм на продольных стыках ликвидируют также с помощью аварийных хомутов, но при условии предварительного сошлифовывания сварного шва заподлицо с трубой. Сквозные трещины поперечных сварных стыков длиной до 50 мм должны ликвидироваться с помощью специальных галтельных хомутов, имеющих желоб. При монтаже в желоб помещается дефектный стык с прокладкой из бензостойкой резины или свинца. Прокладка должна перекрывать трещину на 50 — 70 мм с каждой стороны.
При отсутствии заводских галтельных хомутов разрешается применять хомуты, изготовленные собственными силами в управлениях магистральными нефтепроводами, технология изготовления которых заключается в следующем (рис. 4.14 и 4.15):
вырезают три кольца из трубы соответствующего диаметра (1020 или 1220 мм) с толщиной стенки 12—15 мм: шириной 260 мм — два кольца и 300 мм — одно кольцо;
кольца разрезают на две части вдоль продольных заводских швов; швы сдувают полностью газорезкой со снятием фасок под углом 30° и притуплением кромок на 1,5 — 2 мм;
кольцо 03 накладывают на кольца 01 и 02, при этом между кольцами 01 и 02 образуется желоб шириной 100 мм;
Рис. 4.14. Эскиз сварного галтельного хомута для нефтепровода диаметром 1020— 1220 мм:
1 — вставка 05; 2 — сварные швы сплошные; 3 — сварной шов сплошной; 4 — место приварки хомута к трубе (шов сплошной высотой 14,4 мм)
кольцо 03 прихватывают к кольцам 01 и 02 в шести точках сначала изнутри, затем снаружи;
приваривают кольцо 03 к кольцам 01 и 02 электродами типа УОНИ 13/55 или "Гарант" с внутренней стороны нормальным швом, а потом снаружи усиленным швом согласно ГОСТ 16037-80;
приваривают лапы из металла толщиной 10 мм с усиливающими ребрами;
на стенде из труб соответствующего диаметра устанавливают половинки хомута и определяют длину вставки 05, которую изготавливают по той же технологии, что и сами половинки;
на стенде имитируют установку хомута, проверяют необходимые зазоры, работу стяжных болтов, соответствие вставки и т.п.
Монтаж (установка) галтельного хомута должен выполняться в следующем порядке:
устанавливают половинки хомута на поврежденном месте трубопровода;
07 05
Рис. 4.15. Сварной галтельный хомут:
1 — труба; 2 — шов усиленный; 3 — хомут; 4 — шов нормальный
болтами (шпильками) стягивают хомут таким образом, чтобы сплошной шов 06 имел зазор 2...3 мм, а внутреннюю поверхность хомута подгоняют к поверхности трубопровода;
приваривают половинки хомута между собой усиленным швом 06 согласно ГОСТ 16037 — 80;
приваривают хомут к трубопроводу усиленными кольцевыми швами (сначала одну сторону, потом — другую);
окончательно подгоняют вставку 05 по месту и приваривают усиленными швами. При этом не допускается приваривание хомута к трубе — на месте всех продольных швов между хомутом и трубопроводом накладывается асбестовый лист толщиной 3 мм;
после окончания приварки хомута к трубопроводу лапы приваренных половин обрезают заподлицо и производят визуальный контроль сварных швов на наличие дефектов.
Рис. 4.16. Забивка и обварка чопика: 1 — стенка трубы; 2 — чопик; 3 — отверстие
Количество слоев сварного шва при приварке хомутов, заплат, муфт зависит от толщины их материала: при толщине 7 — 9 мм выполняют 3 слоя, при толщине более 9 мм — 4 слоя.
Отдельные сквозные отверстия (свищи) диаметром до 8 мм могут быть устранены забивкой стальных пробок (чопиков) (рис. 4.16). Для обеспечения плотности чопик выполняется конической формы. Чопик забивают до полного перекрытия течи. Затем выступающую часть чопика срезают электросваркой и формируют на поверхности трубы усиление высотой не более 3 мм. Наплавкой должно быть захвачено тело трубы на 4 — 5 мм по периметру отверстия.
На нефтепроводах, частично заполненных нефтью, сварочные работы проводить запрещается. Следует выполнять систематический контроль процесса сварочных работ. В него входят: проверка правильности выбора и исправности применяемого оборудования и инструмента, качества подготовки ремонтируемых объектов, соответствия режимов сварки требованиям "Инструкции по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением", визуальный осмотр и обмер геометрических параметров сварных швов, проверка сплошности наплавленного металла методами неразрушающего контроля (радиографический, магнитографический, ультразвуковой). Контроль качества
сварных швов должны выполнять специалисты по радиографической, магнитографической и ультразвуковой дефектоскопии в соответствии с действующими нормативными документами.
РЕМОНТ УЗЛОВ СОЕДИНЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
При авариях трубопроводов из-за дефектов тройников (отводов) следует вырезать тройниковый узел целиком и заменить его новым. В этом случае работы производятся аналогично вырезке и замене участка трубопровода (катушки).
Демонтаж (вырезку) тройника выполняют одновременно (при применении энергии взрыва) по трем сторонам узла либо (при механических труборезах) сначала отрезают соединение со стороны отвода, затем из основной магистрали вырезают тройник (как катушку). Монтаж нового тройника начинается со вставки его в основную магистраль (как катушки), затем соединяют отвод с соответствующим трубопроводом (при необходимости — через катушку).
В тех случаях, когда дефект сварного стыка тройникового соединения (для тройников не заводского изготовления) незначителен (трещина до 50 мм или слабый свищ), а замена тройника новым невозможна (не позволяет режим перекачки или отсутствует новый тройник), производят ремонт тройникового узла.
Течь устраняется без применения накладных элементов (например, для свища — чопиком, трещины — заваркой); затем на тройнике собирают усиливающие элементы.
Работы по изготовлению, подгонке, сборке и прихватке деталей усиления выполняют на месте монтажа без остановки перекачки.
Схема ремонта показана на рис. 4.17, а конструктивные размеры тройников и элементов усиления приведены в табл. 4.3.
Из трубы диаметром, равным диаметру трубопровода, вырезают технологическое кольцо, катушку под корыто, другое технологическое кольцо и маркируют в той же последовательности. Разделку кромок производят под углом 30° без притупления.
На катушке вырезают отверстие под усиливающий воротник ремонтируемого тройника с разделкой кромок под прямым углом. Место отверстия должно быть определено с учетом последующей разрезки катушки на два корыта. Резы
Рис. 4.17. Схема усиления тройника
выполняют по заводским продольным швам, один из которых должен располагаться по центру отверстия под отвод. Кольцевой зазор между основаниями шва воротника и коры- том не должен превышать 3 мм. Продольные заводские швы катушки и технологические кольца вырезают с разделкой кромок под углом 30° и притуплением их на 3 — 4 мм. К каждому корыту привариваются грузозахватные петли.
Участок тройника, на котором будут монтироваться усиливающие детали, необходимо очистить от изоляции и загрязнений. После удаления грата, окалины и обеспечения плотного прилегания корыта к телу трубопровода производят подгонку и прихватку нижнего корыта в 4 — 5 местах по кольцевому шву. Длина каждой прихватки должна быть не менее 50 мм. В такой же последовательности выполняют подгонку и прихватку верхнего корыта. Зазор между корытами
Т а б л и ца 4.3
Основные размеры тройников и деталей
Размеры трубы, мм
Толщина обечайки S 1, мм
Высота патрубка, мм
Строительная
ддина обечай
ки, мм
Ширина кольца “ К", мм
основной
патрубка
Ст 17ГС
ВСт.3
И 1, I слой (стакан)
н2, II слой (гильза)
530x10
237x7
10
12
н1 = н -
н2 = 0,6 н1
21 = 3 н,
120
530x10
325x7
10
12
- 100
но не
530x10
377x7
10
12
более
530x10
377x7
7
12
1500
530x10
426x10
12
14
530x10
530x10
12
14
530x12
530x12
14
16
720x10
325x9
12
12
н1 = н -
н2 = (0,5
21 = 3 н,
150
720x10
377x7
12
14
- 100
-0,8) н1
но не
720x14
426x7
14
16
более
720x10
426x7
14
14
2000
720x12
530x10
16
16
720x14
530x12
16
18
720x14
720x14
16
18
720x16
620x10
18
20
820x12
426x7
12
14
820x12
530x10
14
16
н1 = н -
н2 = (0,5
21 = 3 н,
180
820x12
720x12
14
18
- 100
-0,8) н1
но не
820x14
820x14
16
20
более
1020x12
325x9
12
12
2500
1020x12
426x10
12
14
1020x12
530x10
12
16
1020x12
720x12
14
18
н1 = н -
н2 = (0,5
21 =3 н,
200
1020x12
820x12
14
20
-100
-0,8) н1
но не
1020x12
820x14
16
20
более
1020x12
530x10
16
20
3000
1020x16
720x12
16
20
1020x16
820x12
18
22
1020x16
1020x16
18
22
1220x14
325x9
14
14
1220x14
426x10
14
14
н1 = н -
н2 = (0,5
21 = 3 н,
250
1220x14
530x10
14
18
- 100
-0,8) н1
но не
1220x14
720x12
14
20
более
1220x14
820x12
16
20
3500
1220x16
530x10
16
20
1220x18
720x10
10
22
1220x18
820x12
20
22
1220x18
1020x16
22
24
1220x20
1220x20
24
26
со стороны отвода должен быть в пределах 2 — 3 мм ("нижнее" и "верхнее" корыта названы так при горизонтальном отводе). В противоположной отводу стороне между двумя корытами вставляют металлическую полоску шириной
150 — 250 мм с зазором 2 — 3 мм. Разделку кромок производят аналогично кромкам корыт.
На отводе монтируют подкрепляющий стакан из двух половин трубы соответствующего диаметра с вырезами под укрепляющие накладки. Продольные швы стакана не должны совпадать с продольным швом отвода и не должны привариваться к телу трубопровода; с этой целью под продольные швы приклеивают полоску стеклоткани или асбеста. Продольные кромки разделывают под углом 30° с притуплением 3 — 4 мм и зазором 2 — 3 мм, а кольцевые — под прямым углом. После плотной стяжки половинки стакана прихватывают между собой в 4 местах и обваривают. На подкрепляющий стакан подгоняют гильзу из двух половин трубы соответствующего диаметра. Продольные швы гильзы не должны совпадать с продольными швами стакана. Смещение должно составлять не менее 100 мм. Продольные кромки разделывают под углом 30° с притуплением 3 мм. Прихватку половинок гильзы производят после сварки продольных швов подкрепляющего стакана при остановленной перекачке продукта по трубопроводу. По обе стороны от собранной обечайки тройника устанавливают кольца. Скошенная кромка кольца должна быть обращена к обечайке тройника. Зазор между кольцом и обечайкой тройника должен составлять 6 — 8 мм. Сварочные работы проводят после тщательной проверки качества сборки деталей усиления при остановленной перекачке по трубопроводу или без остановки, при рабочем давлении не более 2 МПа. Швы приварки укрепляющих накладок и усиливающего кольца зачищают стальными щетками до металлического блеска. Сварку обечайки тройника следует начинать с продольных швов электродами типа УОНИ 13/45 или УОНИ 13/55 диаметром 3 мм от середины к краям. Допускается одновременная сварка двух продольных швов двумя или четырьмя сварщиками. Сварка корневых продольных швов должна производиться на режимах, исключающих расплавление трубы. После сварки продольных корневых швов разделку заполнить электродами диаметром 4 мм. Также заваривают продольные швы на обоих кольцах.
После заварки продольных швов усиливающую обечайку приваривают к усиливающему кольцу. Сварку продольных швов подкрепляющего стакана следует выполнять электродами УОНИ 13/45 или УОНИ 13/55. Усиление швов удаляют абразивным кругом. По приведенной выше технологии на стакане монтируют гильзу, стягивают ее половинки и заварива-
ют продольные швы. Нижнюю часть гильзы приваривают к усиливающей обечайке тройника угловым швом, катет которого соответствует толщине стенки отвода (гильзы). Верхнюю часть гильзы приваривают к стакану кольцевым швом в два прохода (не менее). Готовят и монтируют на тройнике новый усиливающий воротник из двух половин. Необходимым условием является перекрытие новым воротником периферийного шва старого воротника не менее чем на 100 мм. В последнюю очередь с помощью установленных технологических колец шириной К (см. табл. 4.3) усиливающую обечайку кольцевыми швами приваривают к обечайке тройника. Сварку корневых кольцевых швов между обечайкой тройника, трубой и кольцом выполняют снизу вверх электродами типа УОНИ 13 диаметром 3 мм с обязательным сплавлением всех трех элементов. После заварки всех швов, необходимых для усиления тройника, следует удалить все технологические элементы, временно приваренные к сборочным элементам, и зачистить абразивным кругом поверхность металла.
На усиленный тройник необходимо нанести антикоррозионное покрытие.
Для ускорения опорожнения трубопровода от перекачиваемого продукта, сооружения и подключения обводной линии, подключения резервной нитки и т.д. при выполнении аварийно-восстановительного ремонта может быть принято решение о врезке отвода в основную магистраль.
В зависимости от диаметра врезаемого отвода выбирают соответствующую технологию врезки.
Рассмотрим технологические требования для присоединения отводов при соотношении d/D < 0,5 (d — диаметр отвода, D — диаметр магистрали).
При врезке отводов диаметром до 150 мм может быть применена технология врезки патрубков с соблюдением следующих требований:
врезаемый патрубок с задвижкой по прочностным характеристикам должен соответствовать основному трубопроводу;
высоту патрубка (отвода) необходимо определять технологически, исходя из конструкции применяемого прибора для врезки;
обязательна установка усиливающего воротника (рис. 4.18) при врезке отвода диаметром 100 мм и более, а сам воротник должен изготавливаться из трубы диаметром, равным диаметру магистрали, с большей или равной толщиной стенки; ширина воротника В должна быть равна 0,4d (d — диаметр отвода), но не менее 100 мм.
Рис. 4.18. Схема сборки тройника:
1 — стенка верхней полумуфты; 2 — стенка нижней полумуфты; 3 — стенка трубы; 4 — прокладка
Рис. 4.19. Присоединение патрубка (отвода):
1 — продольный шов трубы; 2 — продольный шов воротника; 3 — продольный шов патрубка; 4 — сварной шов; S0 — толщина стенки патрубка
Схема разделки кромок свариваемых деталей показана на рис. 4.19; по всему периметру соединения отвода с магистралью должна быть выполнена внутренняя подварка.
Врезка отводов диаметром 200 мм и более должна выполняться путем присоединения к трубопроводу составного тройника заводского изготовления (тройник состоит из двух полуобечаек, одна из которых имеет отвод и усиливающие полукольца).
Подготовка к монтажным работам включает следующие операции:
очистку места присоединения от изоляции;
определение местоположения продольных и поперечных сварных швов;
определение толщины стенки трубы и ее качества (ультразвуковым методом контролируется пояс шириной 40 — 60 мм под предполагаемые кольцевые швы; стенка трубы не должна иметь дефектов и отклонений толщины, более допускаемых по СНиП);
зачистку до металлического блеска с помощью шлифма- шинки, напильников, щеток мест под сварку;
очистку от грязи и ржавчины кромок свариваемых деталей тройника.
Работы по присоединению тройников разрешается выполнять на опорожненных и заполненных перекачиваемым продуктом трубопроводах при внутреннем давлении до 2,0 МПа. Тройник следует собирать на трубопроводе с помощью технологических скоб или наружных центраторов, добиваясь плотного прилегания полуобечаек к стенке трубы и обеспечения зазора между их кромками в 2 — 5 мм.
Наружные центраторы и другие сборочные технологические элементы снимают только после сварки корневого слоя продольных швов как тройника, так и силовых элементов.
Сварка продольных кромок полуобечаек тройника, особенно первых двух проходов, должна выполняться от середины к краям обратно-ступенчатым методом. Допускается одновременная сварка двух продольных швов двумя или четырьмя сварщиками.
После сварки продольных швов силовых элементов и тройника должны выполняться кольцевые швы способом сварки "на подъем" с обязательным оплавлением всех составных элементов — стенки трубопровода, кромок тройника и силовых элементов.
ЛИКВИДАЦИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ НА ЛИНЕЙНОЙ АРМАТУРЕ
При повреждении корпуса задвижки (обратного клапана) необходимо вырезать задвижку из трубопровода и вставить на ее место новую. Поврежденную арматуру вырезают таким же образом, как и поврежденный участок трубопровода; соединение арматуры с трубопроводом должно производиться с помощью переходников заводского изготовления или кату-
шек из труб с промежуточной толщиной стенки и длиной не менее 250 мм. Работы выполняются с соблюдением требований завода — изготовителя задвижки.
В исключительных случаях (отсутствие арматуры на замену или невозможность длительной остановки трубопроводов), при утечках в корпусе в виде отпотин, допускается ремонт путем зачистки дефектного места с последующей его заваркой либо приваркой заплаты.
При утечках во фланцевых соединениях, а также неисправности в деталях арматуры аварию ликвидируют после освобождения ремонтируемого участка от перекачиваемого продукта до уровня ремонтируемого разъема.
Набивку сальников задвижек производят после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления в трубопроводе. Допускается набивка сальниковых уплотнений без остановки перекачки, которая должна выполняться по специальной инструкции.
Используются также следующие способ и технология набивки сальниковой камеры. В качестве набивки применяется крошка маслобензостойкой резины (может быть получена из бывших в употреблении шаровых разделителей или манжет скребков; размеры зерен крошки должны быть в пределах от 10x10x0,5 до 5х5х0,2 мм). Смоченная в масле (машинном, трансформаторном, автоле и т.д.) крошка нагнетается в сальниковую камеру через специально подготовленное отверстие с помощью приспособления для набивки сальника (рис. 4.20).
Технологическая последовательность выполнения операций:
сверление отверстия под резьбу диаметром 22 мм на глубину (В-5), мм, где В — толщина стенок сальниковой камеры;
нарезка резьбы М24;
вворачивание приспособления для сверления под давлением, состоящего из пробкового крана высокого давления и камеры уплотнения;
после сверления — закрытие крана и отвинчивание уплотнительной камеры сверла;
монтаж нагнетателя вместо снятой уплотнительной камеры;
открытие крана;
ослабление грундбуксы;
нагнетание набивки до появления масла в щели между штоком задвижки и грундбуксой;
проверка легкости вращения или хода штока задвижки; перекрытие крана и демонтаж нагнетателя.
Рис. 4.20. Набивка сальника под давлением:
а — засверливание: 1 — сверло; 2 — дрель; 3 — грундбукса; 4 — шток; 5 — сальниковая набивка; • — нарезка резьбы: 1 — грундбукса; 2 — стенка камеры; , — монтаж устройства и досверливание: 1 — сверло; 2 — кран; 3 — камера управления; 4 — дрель; „ — нагнетание набивки: 1 — нагнетатель;
2 — спрессованная стружка
Нагнетание наполнителя в сальниковую камеру производится гидротрансформатором (нагнетателем), который приводится в действие с помощью ручного насоса, соединяемого шлангом высокого давления с цилиндром низкого давления нагнетателя. Этот цилиндр и манжеты могут быть взяты от главного цилиндра экскаватора ЭО-2621.
55
5
5
аАа О? А
ё е £eOU NO? ? о i 16 Аё 1а е £ а АЕа ё 1еАа й? о i
?Oi 1Оё ее £е Ne £
iOi ? е а е Еа и аАа О? о ё e £eEU NO? ? е Ее
16 Аё 1а А ? О1 1Оё ее £ёNА
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.
В зависимости от принятой технологии ведения работ замена участка трубы может осуществляться: с остановкой перекачки нефти по трубопроводу на весь период восстановительных работ, при этом аварийный участок может полностью или частично освобождаться от нефти;
с прокладкой обводной (байпасной) линии, требующей остановки перекачки лишь на период ее монтажа и подсоединения.
Технология замены поврежденного участка с остановкой перекачки широко применяется при ремонте отечественных нефтепроводов. По этой технологии после остановки перекачки обнаруженный аварийный участок перекрывают от остальной трассы двумя линейными задвижками. При авариях на нефтепроводах с системой телемеханизации происходит автоматическое отключение насосных агрегатов и локализация поврежденного участка линейными задвижками.
По прибытии бригады на место аварии в первую очередь принимаются меры по ограничению зоны растекания нефти, исключающие попадание ее в опасные в пожарном отношении места и водоемы, а также по обеспечению нормальной жизнедеятельности населения. Устанавливается связь с де-
Рис. 5.1. Технология замены поврежденного участка нефтепровода без прокладки обводной линии:
1 — обнаружение места аварии; • — вскрытие места аварии и откачка нефти; , — вырезка и удаление поврежденного участка; „ — перекрытие полости трубопровода тампоном из карбамидной композиции; %о — подгонка и вварка новой катушки, пуск нефтепровода; А — засыпка трубы;
1 — прибор для обнаружения места аварии; 2 — нефтепровод; 3 — место разрыва трубы; 4 — вырезанная катушка; 5 — передвижная установка для заливки карбамидной композиции; 6 — подающий шланг; 7 — тампон; 8 — вваренная катушка; 9 — земляной валик
журным диспетчером, ведется подготовка к вскрытию участка нефтепровода и разработке земляной емкости для сбора вытекающего нефтепродукта. Порядок организации работ для случая замены поврежденного участка нефтепровода без прокладки обводной линии (рис. 5.1) следующий:
определяют место аварии;
вскрывают участок с одновременной откачкой вытекающей нефти;
вырезают безогневым методом окна в трубопроводе и производят откачку нефти из трубы;
перекрывают внутреннюю полость трубопровода и вырезают дефектный участок;
размечают новую катушку;
производят центровку и вварку новой катушки;
осуществляют контроль качества сварных швов;
изолируют отремонтированный участок и засыпают грунтом.
Сущность способа замены поврежденного участка с прокладкой обводной линии состоит в том, что в аварийном порядке производят перекрытие поврежденного участка трубопровода, врезку и прокладку обводной линии для возобновления перекачки. Основные же восстановительные работы по замене участка трубы выполняются в обычном ритме, что способствует повышению качества монтажно-сварочных работ.
Схема производства работ при замене дефектного участка трубы с применением обводной линии показана на рис. 5.2. Одновременно с началом аварийно-восстановительных работ по вскрытию участка трубопровода, сбору и откачке вытекающего нефтепродукта с обеих сторон удаляемой секции трубопровода (без его опорожнения) устанавливают перекрывающие устройства для отсечения поврежденного участка от основной магистрали.
При производстве этих работ выполняются два вида сложных и ответственных операций: вырезка отверстий в трубопроводе и ввод через них перекрывающих устройств. Для этого в месте ввода перекрывающих устройств к трубопроводу привариваются два патрубка или разрезные тройники. Во фланце тройника имеются специальные пазы для установки заглушек после окончания ремонтных работ. К патрубкам присоединяют специальную запорную арматуру, к которой монтируют механизм для вырезки отверстия. Конструкция механизма позволяет вырезать отверстия в трубопроводе, находящемся под давлением перекачиваемого нефтепродукта.
После вырезки отверстий механизм демонтируют, арматуру закрывают и на его место устанавливают приспособление для ввода перекрывающих устройств. Перекрывающее устройство представляет собой заглушку в форме ребристого конуса, смонтированную на тягах. Заглушка в трубопроводе располагается основанием конуса в сторону повышенного давления жидкости в целях обеспечения плотного прилегания краев неопреоновой чашки к стенкам трубопровода.
Конструкция заглушек позволяет удерживать рабочее давление жидкости в трубопроводе. Сверление отверстий производят цилиндрической трубчатой фрезой с торцевой рабочей частью. Фрезу устанавливают точно по оси предполагаемого отверстия, а раму крепят к фланцу. Фрезерный шпиндель
Рис. 5.2. Схема производства работ с применением обводной линии: t — установка перекрывающих устройств для отсечения поврежденного участка от основной магистрали; • — установка обводной линии; , — удаление поврежденного участка и замена новым; „ — демонтаж перекрывающих участков и ввод в действие трубопровода
снабжен специальным устройством, которое удерживает вырезанный кусок металла и позволяет его извлечь. Вращательное движение фрезы и ее подача обеспечиваются встроенным в рамку пневмо- или гидроприводом. После вырезки отверстий в трубопроводе и демонтажа сверлильного устройства к запорной арматуре подсоединяют обводной трубопровод, по которому и направляется поток перекачиваемого продукта. Поврежденный участок удаляют и заменяют новым.
После выполнения этих операций перекрывающие устрой-
ства демонтируют, патрубки заглушают специальными сегментными заглушками, запорную арматуру на обводной линии перекрывают, и поток нефтепродукта направляется по основному трубопроводу.
При замене поврежденного участка наиболее ответственными являются работы по вырезке дефектного участка трубопровода и вварке новой "катушки". Эти работы должны выполняться с соблюдением определенных требований.
Длина вырезанного дефектного участка трубопровода должна быть больше длины самого дефекта не менее чем на 100 мм с каждой стороны.
Способ вырезки дефектного участка трубопровода должен назначаться в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующих технических средств и примененной технологии АВР. Могут быть использованы:
холодная резка (с помощью специальных машинок для резки труб во взрывоопасном исполнении типа МРТ, "Файн");
газовая резка (резка пламенем от сгорания пропанокислородной смеси);
резка с применением энергии взрыва.
При выборе способа вырезки необходимо иметь в виду следующее:
холодная резка требует обеспечения свободного вращения вокруг трубопровода двигателя с редуктором, т.е. соответствующей подготовки котлована, а также охлаждения рабочего органа (фрезы) смазочно-охлаждающей жидкостью для обеспечения пожарной безопасности;
газовая резка возможна только при условии выполнения всех противопожарных требований, предъявляемых к ведению огневых работ во взрывоопасных условиях (т.е. трубопровод должен быть опорожнен и загерметизирован);
вырезка дефектного участка трубопровода с помощью энергии взрыва применяется на заполненных перекачиваемым продуктом или опорожненных трубопроводах в соответствии с действующим руководством по их применению.
Подготовка концов трубопровода под монтаж и сварку необходима для правильного формирования сварного шва и соответствия размеров вставки размерам вырезанной части трубопровода. С этой целью рекомендуется применять специальные приспособления для разметки, которые позволяют переносить размеры вставки на конец трубопровода или наоборот — размеры вырезанной части трубопровода на вставку. В этом случае концы трубопровода отрезаются по
тем же размерам, что и новая вставка, с учетом зазоров и притупления кромок, благодаря чему обеспечиваются качество и быстрота выполнения монтажных работ.
Минимальная длина катушки должна составлять для труб диаметром до 530 мм не менее 0,5 м; для труб диаметром 530 мм и более — быть равной диаметру трубопровода, а толщина стенки ввариваемой трубы должна быть равна толщине стенки магистрали. Катушку необходимо изготавливать из предварительно опрессованной трубы. Давление опрессовки должно соответствовать 0,95 от(от — предел текучести металла трубы), а время с момента опрессовки до ремонта не должно превышать полгода.
Монтаж катушки производят с помощью специальных приспособлений (домкрата, струбцины, наружного центратора и т.п.) и грузоподъемных механизмов (автокрана, крана- трубоукладчика) и т.д.
Расстояние между швами приварки катушки и кольцевыми стыками на основном трубопроводе должно быть не менее диаметра трубы. В исключительных случаях допускается уменьшение этого расстояния до 250 мм, но при этом старый сварной стык на трубопроводе должен быть подварен изнутри и просвечен.
При сборке труб под сварку смещение кромок при одинаковой толщине стенок допускается до 20 % толщины стенки трубы, но не более 3 мм на 1/3 окружности стыка. Смещение кромок на нижней (потолочной) части стыка недопустимо.
Соединение разностенных труб, труб с деталями трубопроводов или труб с запорной арматурой допускается при следующем соответствии (табл. 5.1).
При значениях разностенности, больше указанных в табл. 5.1, между стыкуемыми элементами должны быть вмонтированы переходник заводского изготовления или вставка из труб промежуточной толщины длиной не менее 250 мм. Допускается соединение разностенных труб при разностенности до 1,5 толщины стенки путем специальной обработки кромок, а при разностенности более 1,5 толщины стенки —
Т а б л и ца 5.1
Допускаемая разностенность свариваемых труб
Наибольшая толщина стенки, мм
Разность толщин стыкуемых элементов, мм
Не более 12,0
Более 12,0
Не более 2,5
Не более 3,0
обработкой кромок с двух сторон. Сборка труб с заводским продольным швом, сваренным с одной стороны, производится таким образом, чтобы продольные швы обеих труб имели смещение не менее 100 мм. При сборке труб, у которых заводской шов выполнен с внутренним подваром, смещение продольных швов необязательно. Допускается правка плавных вмятин на торцах труб глубиной до 3,5 % диаметра труб и деформированных концов труб безударными разжимными устройствами. При этом на трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву до 539 МПа (55 кгс/мм2) допускается правка вмятин и деформационных концов труб при положительных температурах без подогрева. При отрицательных температурах окружающего воздуха необходим подогрев на 100— 150 °C. На трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением 539 МПа (55 кгс/мм2) и выше — с местным подогревом на 150 — 200 °C при любых температурах окружающего воздуха.
Стыкуемые трубы фиксируются при помощи прихваток, которые располагаются равномерно по периметру стыка; длина прихваток зависит от диаметра труб и должна соответствовать значениям, представленным в табл. 5.2.
Наложение шва поверх прихваток допускается только после их тщательной очистки от шлака. Неудовлетворительно выполненные прихватки должны быть полностью удалены.
Допускается производить сварку стыка двумя сварщиками при диаметре трубопровода 529— 1220 мм, а при длине вставляемой катушки более 3 м разрешается сварка одновременно двух стыков.
Если после вырезки дефектного участка наблюдается значительное нарушение соосности и "уход" концов трубопровода, то для облегчения центровки катушки и восстановления соосности трубопровода необходимо концы трубопровода освободить от грунта на расстоянии 15 — 20 м в обе стороны от дефектного участка. Если же вскрытие трубопровода не обеспечивает выполнение центровки, то следует применить кривые вставки холодного гнутья.
Т а б л и ца 5.2
Количество и длина прихваток
Показатели
Диаметр, мм
до 400
400-1000
1000-1400
Количествоприхва-
2
3
4
ток, не менее
Длина прихваток, мм
30-50
60-100
100-200
Аварийно-восстановительные работы с заменой дефектного участка трубопровода, проложенного в ущельях, труднодоступных для технических средств, производятся путем демонтажа участка трубопровода с его извлечением из ущелья с помощью лебедок. Восстановительная работа выполняется вне ущелья, после чего трубопровод протаскивают по опорам с постепенным нарушением и укладывают вновь в ущелье.
Контроль качества сварочно-монтажных работ при ремонте трубопроводов организуется ответственным руководителем работ и осуществляется в форме пооперационного контроля в процессе сборки и сварки стыков; визуального осмотра и обмера геометрических параметров сварных швов; проверки сплошности наплавленного металла неразрушающими методами контроля.
По результатам контроля оценивается качество работ и дается заключение о готовности трубопровода к пуску.
Некачественные сварные соединения разрешается ремонтировать, если в них имеются любые недопустимые дефекты (кроме трещин длиной более 50 мм) при условии, что суммарная длина участков ремонта не превышает 1/6 периметра стыка. Стыки, имеющие трещины длиной более 50 мм или суммарную протяженность участков дефектов более 1/6 периметра стыка, необходимо вырезать. Дефекты сварных соединений должны быть полностью удалены с помощью абразивных кругов или газовой резки с последующей зачисткой разделки до металлического блеска.
При ремонте стыка с трещиной длиной до 50 мм засвер- ливают два отверстия на расстоянии не менее 30 мм от краев трещины с каждой стороны. Дефектный участок вышлифовывают полностью и заваривают. Сварные швы после устранения всех дефектов подвергают контролю неразрушающими методами в объеме 100 %.
Повторный ремонт сварных соединений не допускается.
ОСВОБОЖДЕНИЕ АВАРИЙНОГО УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА ОТ НЕФТИ И ОБРАТНАЯ ЗАКАЧКА НЕФТИ В НЕФТЕПРОВОД
Выполнение работ по замене поврежденного участка магистральных нефтепроводов без байпасной линии связано с остановкой перекачки, отсечением участка от основной магистрали и опорожнением его от нефти. Опорожнение локали-
зованного участка является в большинстве случаев самой длительной операцией и занимает больше половины общего времени восстановления. Время опорожнения зависит от ряда факторов: рельефа местности, по которой проходит трасса нефтепровода, расстояния между задвижками, места расположения повреждения на трубе и т.д.
Для ускорения опорожнения применяется откачка нефти насосами в проложенный вблизи нефтепровод, а если такого нет, то в земляной котлован. Насосы должны иметь высокую всасывающую способность и большую подачу. Использование различных конструкций герметизирующих тампонов, выдерживающих статическое давление в нефтепроводе, дает возможность намного сократить объемы откачиваемой из трубопровода нефти. Но даже принудительная откачка не позволяет значительно ускорить процесс опорожнения. Многое зависит от скорости притока нефти к месту приема насоса. Для ускорения подтекания нефти к месту откачки в повышенных местах нефтепровода проделывают отверстия для того, чтобы не создавалось разрежение, или подгоняют нефть различными разделителями (поршнями) с помощью компрессорных установок.
Если нефть выходит из нефтепровода самотеком в большом объеме, то ее откачивают насосом из ремонтного котлована в котлован для нефти. В случае, когда нефть слабо выходит из трубы или совсем не выходит, в трубопроводе вырезают окна и через них производят откачку нефти насосами. После окончания ремонта собранную нефть обратно закачивают в трубопровод. Эффект от использования насосной установки будет более высоким, если применять ее для откачки и закачки нефти. К таким установкам относятся передвижные насосные агрегаты ПНА-1 и ПНА-2. Агрегат ПНА-2 имеет по сравнению с ПНА-1 большую подачу как на режиме опорожнения, так и на режиме закачки, благодаря чему сокращается время простоя нефтепровода. Передвижной насосный агрегат ПНА-2 монтируется на шасси трехосного грузового автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б1. Он имеет основной центробежный насос НПС 200-700 и вспомогательный подпорный центробежный самовсасывающий насос С-569М. Наибольшая подача насоса НПС 200-700 при откачке нефти — 250 м3/ч.
Откачка и закачка нефти с применением агрегата ПНА-2 производится следующим образом (рис. 5.3). Если котлован для сбора нефти удален от нефтепровода более чем на 50 м, в работе участвуют оба насоса — основной и подпорный.
Рис. 5.3. Схема откачки нефти из трубопровода с применением агрегата ПНА-2:
1 — агрегат ПНА-2; 2 — насос подпорный; 3 — рукав всасывающий; 4 — трубопровод; 5 — рукав напорный; 6 — муфта соединительная; 7 — быстроразборный трубопровод; 8 — кабель; 9 — магистральный нефтепровод; 10, 11 — манометры; 12 — насос основной; 13, 14 — котлованы; 15 — котлован ремонтный; 16 — электродвигатель; 17 — силовая установка
Подпорный насос 2 забирает нефть из ремонтного котлована 15 или нефтепровода 9 и подает ее по трубопроводу 4 на основной насос 12, а от него нефть по трубопроводу 7 откачивается в котлован 13 для сбора.
При опорожнении нефтепровода, когда котлован находится на расстоянии не более 50 м, откачка ведется только подпорным насосом 2 по трубопроводу 4, заканчивающемуся гибким напорным рукавом 5, опущенным в котлован 14 для сбора нефти. После окончания ремонтных работ собранная в котловане 13 или 14 нефть закачивается обратно в нефтепровод 9. Для этого в нефтепровод врезают штуцер с фланцем, к которому подсоединяют напорный трубопровод 7, а подпорный насос 2 устанавливают у котлована с собранной нефтью. Всасывающий рукав 3 подпорного насоса на конце должен иметь фильтр.
Ёбе a Ola aAn а и £9 Иеб^ 9 ба е е ае ё 1а 9 61 1бе ее £е NA
Герметизация внутренней полости нефтепровода относится к подготовительным операциям, выполняемым для соблюдения требований техники безопасности и противопожарных норм при проведении монтажных работ.
Одним из широко известных и до сих пор применяемых методов герметизации внутренней полости трубопровода является создание глиняной пробки. Глиняная пробка набивается для ограждения места ведения огневых работ от основной магистрали, заполненной взрывоопасными и горючими парами нефтепродукта. Необходимая длина пробки зависит от характера местности, качества глины, времени года, диаметра трубопровода и т.д., но должна составлять не менее двух диаметров трубы и гарантировать безопасность огневых работ, выполняемых вручную.
Набивку и трамбование глиняной пробки обычно производят вручную. Глину предварительно тщательно перемешивают до густого тестообразного состояния. В зимнее время глину предварительно оттаивают и добавляют солидол для предотвращения смерзания. Затем глину набивают в полость труб через окна, которые вырезают одним из безогневых способов.
Для герметизации внутренней полости трубопровода кроме глиняных пробок, создание которых является весьма тру-
доемкой и малопроизводительной операцией, применяют и другие способы, принцип действия которых основан на введении внутрь трубопровода различных шаров, пробок, скребков и иных механических разделителей, используемых при замене участков нефтепроводов в плановом порядке.
Одним из таких способов перекрытия является установка резинового разделителя, выпускаемого американской фирмой International Pipeline Equpment. Перекрывающая пробка состоит из мягкого надувного цилиндра и металлической направляющей конструкции. В том месте, где должна быть установлена перекрывающая пробка, приваривают два патрубка с фланцами под углом 90 ° к оси трубопровода и к ним монтируют запорную арматуру высокого давления. Арматура служит для пропуска улавливающих штифтов специальной конструкции, позволяющих закачивать через них жидкость в полость пробки под высоким давлением. Пробка вводится в трубопровод в ближайшей камере пуска скребков и течением перекачивающей жидкости перемещается к улавливающим штифтам.
Конструкция направляющей головки пробки позволяет штифтам входить в контакт с пружинным клапаном, расположенным в ее металлической части. Жидкость насосами закачивается через штифты и пружинный клапан в надувную часть пробки, которая, расширяясь, герметично прижимается к стенкам трубопровода.
Этот способ герметизации заслуживает особого внимания при плановых ремонтных работах с заменой участка, так как отпадает необходимость сброса большого количества перекачиваемого нефтепродукта, находящегося между перекрытыми задвижками.
Американская фирма Regent Jack Mfg Co разработала способ и изготавливает оборудование для перекрытия сечения трубопровода путем обжатия (сплющивания) стенок трубы. Сплющивание производится прессом массой 630 т.
Для восстановления сечения трубы губки пресса поворачивают на 90°, и пережатый участок выравнивается до первоначальной формы. Данное оборудование может быть использовано только на участках трубопроводов малых диаметров, изготовленных из наиболее вязких сталей и работающих под давлением до 1,4 МПа.
Необходимо отметить, что перечисленные способы перекрытия сечения трубопровода, разработанные за рубежом, на практике находят ограниченное применение из-за технических и организационных трудностей.
Рис. 5.4. Тампон-герметизатор:
1 — скоба; 2 — манжета; 3 — патрубок; 4 — автомобильная резиновая камера; 5 — скоба; 6 — труба диаметром 219x8; 7 — манжета; 8 — серьга; 9 — труба; 10 — стыковочный узел
Из отечественных механических перекрывающих устройств представляет интерес тампон-герметизатор (рис. 5.4), состоящий из двух одинаковых частей, соединенных между собой стыковочным узлом 10. Каждая часть включает манжету 7, катушку и уплотняющий элемент, состоящий из трубы 6 соответствующего диаметра, автомобильной резиновой камеры 4 и манжеты-покрышки 2, изготавливаемой на специальной пресс-форме.
После опорожнения нефтепровода, вырезки дефектного участка, очистки концов труб от остатков нефти и парафина приступают к запасовке тампона-герметизатора. Обе части тампона запасовываются в открытые торцы нефтепровода таким образом, чтобы после монтажа, сварки катушки и пуска перекачки, перемещаясь с потоком нефти, эти части соединились в единое целое. С этой целью части тампона устанавливают в открытые торцы нефтепровода в следующем порядке (по ходу перекачки): вначале часть тампона со стыковочной осью, а в противоположном торце — часть тампона с раструбом-ловушкой.
Перед установкой тампона-герметизатора в трубопровод из его уплотнительных элементов стравливают воздух до давления 0,001^0,005 МПа.
После установки обеих частей тампона в трубопровод в уплотняющих элементах создается давление воздуха 0,2^ 0,01 МПа.
Проверяют герметичность уплотняющих элементов, после чего приступают к подгонке концов труб и врезке "катушки". После врезки "катушки" и вывода нефтепровода на режим тампон принимается в ближайшей по ходу перекачки нефти камере приема-пуска скребка.
Другим герметизирующим устройством служит так называемая пробка-герметизатор для нефтепровода диаметром 720 мм (рис. 5.5.). Она состоит из баллона с намотанным на него кожухом, предназначенным для создания уплотнения и повышения силы трения между стенкой трубопровода и пробкой, удерживающей ее в рабочем положении; брезентового кожуха, служащего для создания жесткости пробки; резинового кожуха, предназначенного для уплотнения пробки по всему сечению трубопровода, и пояса из листовой сырой резины, служащего мягкой прокладкой между стенкой трубопровода и пробкой.
Пробка герметизации собирается следующим образом. Баллон, накачанный до размера 680 мм по наружному диаметру, монтируют в брезентовый кожух. В подгиб лепестков
Рис. 5.5. Пробка-герметизатор:
1 — полоса сырой резины; 2 — баллон; 3 — шнур капроновый; 4 — флиппер; 5 — кожух брезентовый; 6 — кожух резиновый
брезентового кожуха вставляют капроновый шнур диаметром 10 мм и лепестки кожуха стягивают при помощи этого шнура. Затем баллон с брезентовым кожухом помещают в резиновый. При установке пробки герметизации внутрь трубопровода на ее наружный диаметр накладывают пояс из листовой сырой резины шириной 250 мм. Пробку устанавливают перпендикулярно оси трубопровода и в ней создают давление 0,2...0,3 МПа.
Для перекрытия внутренней полости трубопровода при ликвидации аварии применяется также резиновый запорный шар. Используется он совместно с глиняными тампонами. Резиновый запорный шар (рис. 5.6) представляет собой камеру типа футбольного мяча диаметром 500... 1220 мм, изготовленную из бензостойкой резины толщиной 2 мм. Шар заводят во внутреннюю полость нефтепровода через вырезанное в его стенке окно и с помощью шланга длиной 20 м соединяют с выхлопной трубой автомобиля. Не полностью накачанный шар проталкивают по нефтепроводу на 750 — 800 мм от окна, удерживают в таком положении и накачивают выхлопными газами до давления 0,04 МПа. Далее производят набивку глиняного тампона на длину 600 — 700 мм, не доходя до окна 150 мм. Шланг отсоединяют от ниппеля шара, ниппель перегибают и стягивают проволокой. Аналогично выполняется операция по установке шара со стороны второго окна. После очистки полости между тампонами и соответствующего контроля концентрации паров приступают к огневым работам.
Созданы тампоны-герметизаторы из резинокордной оболочки. Тампон-герметизатор (рис. 5.7) состоит из оболочки 2, имеющей ребристую поверхность для плотного контакта с
Рис. 5.6. Резиновый запорный шар:
1 — шар из бензостойкой резины; 2 — шланг резиновый; 3 — место закачки отработанных газов автомобиля или инертного газа; 4 — окно для заправки шара и набивки тампона; 5 — дефектный участок трубопровода;
6 — тампон из глины
внутренней поверхностью трубы, ушек 1 и ниппеля 3 для закачки воздуха.
Тампоны устанавливают с открытого торца трубопровода и применяют при температуре окружающего воздуха от минус 4 до плюс 25 °C.
На рис. 5.8 показана схема перекрытия нефтепровода с помощью тампонов-герметизаторов из резинокордной оболочки.
К трубопроводу 1 для откачки нефти на расстоянии 30 м от намеченного места среза дефектного участка приваривают отвод с задвижкой. Исходя из допустимого значения гидростатического давления в трубопроводе, удерживаемый тампоном уклон ремонтируемого участка не должен превышать 22 град.
Использование тампонов для перекрытия трубопроводов с уклоном ремонтируемого участка более 22 град. не допускается.
Для контроля давления в трубопроводе к отводу приваривают штуцер с манометром.
Рис. 5.7. Тампон-герметизатор из резинокордной оболочки:
1 — ушко; 2 — оболочка; 3 — ниппель
Рис. 5.8. Схема перекрытия трубопровода с помощью тампона-герметизатора из резинокордной оболочки:
1 — трубопровод; 2, 5 — манометры с клапаном; 3 — шланг; 4 — катушка; 6 — компрессор; 7 — тампон; 8 — штуцер; 9 — отвод для откачки нефти
К отводу с задвижкой присоединяют передвижной насосный агрегат, который должен располагаться на расстоянии не менее 30 м от ремонтируемого участка трубопровода.
После остановки перекачки и закрытия ближайших линейных задвижек ремонтируемый участок трубопровода опорожняют от нефти. На трубопроводе вырезают дефектный участок длиной, позволяющей установить тампоны в трубу.
Тампон вводят в трубопровод; к отводу, вмонтированному в оболочку тампона, присоединяют резинотканевый шланг 3 длиной не менее 2 м с инвентарным выносным клапаном и манометром 2.
Расстояние между торцом трубы и тампоном должно быть не менее 700 мм. При подгонке и резке концов труб огневым методом на торец тампона устанавливается временный защитный экран из картона, паронита и т.п. диаметром, равным внутреннему диаметру трубопровода.
Выносной клапан при помощи гибкого резинотканевого шланга 3 присоединяют к компрессору 6.
Включают компрессор и производят заполнение тампона воздухом. Проверяют плотность прилегания тампона к стенке трубы и герметичность перекрытия трубопровода. Подводящий шланг отсоединяют от выносного клапана. Клапан вместе со шлангом (длиной 2 м) остается внутри трубопровода.
После завершения ремонтно-восстановительных работ штуцер 7 должен быть демонтирован, отверстия заглушены металлическими пробками и обварены, а задвижка заглушена.
Отремонтированный участок трубопровода в установленном порядке заполняют нефтью и возобновляют перекачку. Тампоны потоком нефти выталкиваются в камеру приема- пуска очистных устройств.
Разработана технология создания тампонов из карбамидной композиции для перекрытия нефтепроводов диаметром до 1220 мм, опорожненных от нефти, путем закачки смеси внутрь трубопровода с открытого торца при замене дефектного участка.
Технологический процесс перекрытия внутренней полости нефтепроводов с использованием карбамидной композиции состоит из следующих операций:
приготовление компонентов в специальном блоке, имеющемся на установке;
создание герметизирующих тампонов на месте производства аварийных работ.
Для получения карбамидной композиции применяются дешевые, легкодоступные материалы, выпускаемые отечественной промышленностью. Это технический карбамид (ГОСТ
2081—75), дизельное топливо летнее (ГОСТ 305 — 82), жидкие парафины (н-парафины), выделенные из дизельной фракции нефти карбамидным методом. К этим компонентам добавляется техническая вода.
Компоненты карбамидной композиции готовятся в двух емкостях, оборудованных мешалкой, обогревателем и указателем уровня. Одна емкость заправляется дизельным топливом, к которому добавляют жидкие парафины в количестве 18 — 25 %. Полученную смесь тщательно перемешивают, поддерживая температуру в пределах 25 — 35 °C в зависимости от температуры насыщения. Во второй емкости готовится вод- но-карбамидная суспензия.
Порядок приготовления водно-карбамидной суспензии следующий. В емкость наливают воду, включают обогрев и перемешивание, загружают карбамид, добавляют жидкие парафины и перемешивают до образования белой сметанообразной массы. Температуру доводят до температуры заливки. Подготовленные компоненты перемешивают с помощью винтовой мешалки, и смесь подают в трубопровод с открытого торца.
Ремонтные работы производятся не ранее чем через 1 — 2 ч после окончания заливки. По окончании ремонтных работ тампон удаляется давлением перекачиваемой жидкости или разогревом до температуры растворения (не ниже 80 °C).
Институтом ИПТЭР предложен способ перекрытия трубопровода с нефтью путем его охлаждения до замерзания нефти и образования отсекающей ледяной пробки. Данный способ отличается от известных тем, что с целью сокращения времени образования отсекающей пробки при одновременном снижении расхода хладагента перед охлаждением трубопровода повышают температуру замерзания нефти путем удаления из нее легких фракций. На рис. 5.9 дана схема, поясняющая способ.
Нефть из трубопровода 1 насосом 2 подается в емкость 3, где при пониженном давлении (с целью интенсификации процесса и снижения энергозатрат) подвергается нагреву. Легкие фракции нефти, выделяющиеся в процессе нагрева, удаляются из емкости 3, а оставшаяся нефть насосом 4 по магистрали 5 возвращается на участок трубопровода, охлаждаемый испарителем 6 (в виде кольцевой рубашки) холодильной машины (на чертеже не показана). Замораживание нефти до образования отсекающей ледяной пробки производится путем охлаждения трубопровода за счет циркуляции хлад-
Рис. 5.9. Способ перекрытия нефтепровода с помощью хладагента:
1 — нефтепровод; 2 — насос; 3 — емкость; 4 — насос; 5 — магистраль; 6 — испаритель
агента через кольцевую рубашку, длина которой выбирается несколько больше расчетной длины отсекающей пробки.
Намороженную пробку после окончания ремонтных работ расплавляют путем закачки в трубопровод подогретой нефти.
аАа Од А ё ё,£eOU NOg д ё Ёё 16Аё1аА ё а ё ё ё а йаё £Ад а Оа ид ОеЁа а £аёо £А
При замене поврежденного участка могут быть использованы удлиненные кумулятивные заряды (УКЗ). Они успешно применяются для резки труб и других аналогичных изделий. Действие УКЗ основано на использовании явления кумуляции, сущность которой состоит в том, что при подрыве заряда, имеющего кумулятивную выемку, газообразные продукты взрыва движутся к оси заряда и собираются в один мощный концентрированный поток, называемый кумулятивной струей. Если выемку облицевать металлом, то струя будет состоять из частиц металла облицовки. При прохождении плоской детонационной волны по заряду элементы облицовки кумулятивной выемки, обжимаясь, движутся к центру. При их соударении вследствие интенсивного течения внутренних слоев металла облицовки образуется кумулятивная струя, имеющая высокую температуру и скорость. Эта струя, взаимодействуя с преградой, создает давление около 30 000 МПа, в результате чего и происходит разрушение преграды путем вытеснения
ее в сторону свободной поверхности. Для образования высокоскоростной струи используются мощные бризантные (взрывчатые) вещества, обладающие высокой скоростью детонации. Для резки металлов применяются удлиненные (линейные) заряды с полуцилиндрической или конической кумулятивной выемкой. При прохождении детонационной волны вдоль заряда из металлической облицовки кумулятивной выемки образуется линейная кумулятивная струя, участвующая в пробивании преграды.
Параметры удлиненных кумулятивных зарядов определены из условия обеспечения оптимальной режущей способности и кумулятивной струи.
Взрывной способ резки трубопроводов можно применять на трубах различных диаметров, как пустых, так и заполненных нефтью и нефтепродуктами. Изменение диаметра пустых труб при резке их взрывом составляет не более 25 % толщины стенки трубы, что соответствует технологическим требованиям подготовки кромок труб под сварку. Диаметр заполненных жидкостью труб практически не изменяется.
Определены такие режимы резки труб, которые обеспечивают соответствующие качества среза и зоны вблизи него, необходимые для последующей дуговой электросварки.
Способ является более эффективным по сравнению с остальными, так как позволяет значительно сократить время производства работ, не требует проведения подготовительных операций (вырезки окон, набивки глиняных пробок, дегазации котлована и т.д.).
Данный способ нашел широкое применение при замене поврежденных участков во время проведения капитального и аварийно-восстановительного ремонтов магистральных нефтепроводов. Порядок производства работ по замене участка при этом следующий.
После остановки перекачки и обнаружения места повреждения по обе стороны от него за зоной растекающегося продукта вскрывают два шурфа до верхней образующей нефтепровода. Через шурфы к нефтепроводу монтируют устройство для пробивки взрывом отверстия диаметром 50 — 75 мм, к которому присоединяют передвижную установку для получения герметизирующих тампонов из карбамидной композиции. Приготовленные в реакторах компоненты проходят через смесительное устройство, и смесь насосом закачивается в нефтепровод, где происходит образование тампона. Обладая меньшим удельным весом, чем перекачиваемый продукт, еще не затвердевший тампон с потоком жидкости продвигается к
месту повреждения и забивает его, частично выходя из повреждения вместе с нефтью в грунт, где продолжает твердеть, создавая дополнительную изоляцию повреждения. Выход нефти прекращается. При дальнейшей подаче в трубопровод реакционной смеси происходит заполнение герметизирующим тампоном участка нефтепровода на требуемую длину, т.е. локализация поврежденного участка от основной магистрали, заполненной нефтью. Длина создаваемого тампона должна быть такой, чтобы он смог выдержать гидростатическое давление жидкости и обеспечить соблюдение требований техники безопасности и пожаробезопасности при ведении огневых работ. Поврежденный участок полностью вскрывают и создают ремонтный котлован. Вырезку дефектного участка осуществляют по двум плоскостям отсечения с помощью кумулятивных труборезов. Труборезы устанавливают на наружной поверхности нефтепровода в требуемых местах реза, соединяют в одну электровзрывную сеть, котлован заполняют воздушно-механической пеной и затем заряды одновременно подрывают. При подрыве удлиненных кумулятивных зарядов образуются, как было сказано выше, кумулятивные струи, которые перерезают стенку нефтепровода вместе с тампоном в плоскостях установки труборезов. Дефектный участок удаляют, а вместо него вваривают новую катушку. Оставшийся по обеим сторонам нефтепровода тампон предохраняет зону сварочных работ от попадания взрывоопасных газов. Монтаж и сварку катушки выполняют одним из методов, применяемых аварийными бригадами.
Описанный способ замены дефектных мест может быть использован только на прямолинейных участках нефтепровода или на участках, расположенных в низинах, где поток жидкости с обеих сторон от места повреждения устремляется к нему, увлекая за собой герметизирующие тампоны. На возвышенных участках этот способ не дает желаемого результата. Если повреждение произошло на верхней точке возвышенного участка, то после остановки перекачки и закрытия линейных задвижек сброс нефти обычно прекращается до прибытия аварийной бригады с необходимой техникой. Нефть будет находиться в трубопроводе на склонах с обеих сторон от места повреждения. В зависимости от характера повреждения и места его расположения трубопровод будет пустым (при полном разрыве трубы или повреждении в нижней образующей трубопровода), частично заполненным (при расположении повреждения в середине трубопровода) и пол-
Рис. 5.10. Схема производства работ при замене поврежденного участка с помощью энергии взрыва и герметизирующих тампонов:
1 — трубопровод; 2 — место повреждения; 3 — шурф; 4 — установка для заливки карбамидной композиции; 5 — тампон; 6 — насос; 7 — дефектный участок; 8 — пеногенератор; 9 — пеновоздушная смесь; 10 — вырезанная катушка; 11 — вваренная катушка
ностью заполненным (при повреждении трубопровода в самой верхней точке). В этих случаях следует применять другой способ замены дефектного участка, заключающийся в следующем (рис. 5.10).
После определения места повреждения одновременно со вскрытием дефектного участка с помощью взрыва или экскаватора (бульдозера) разрабатывают земляную емкость для сбора вытекающей самотеком нефти.
Поврежденный участок вскрывают ниже нижней образующей на 0,6 м, устанавливают кумулятивные труборезы в местах среза и производят вырезку дефектного участка с соблюдением правил пожарной безопасности.
Через образовавшиеся открытые торцы нефтепровода с помощью передвижной установки заливают компоненты карбамидной композиции для создания герметизирующих тампонов в полости трубопровода после его опорожнения. Затем в обычном порядке проводят сварочные работы по вварке катушки.
Описанные приемы и технические средства замены поврежденных участков с использованием энергии взрыва и композиционных материалов позволяют значительно сократить время простоя нефтепровода. Например, создание земляной емкости для сбора нефти с помощью взрыва занимает не более 2 ч, вырезка дефектного участка с помощью взрыва — не более 10 мин, создание герметизирующих тампонов из карбамидной композиции — не более 1 ч.
Значительно снижается трудоемкость операции, сокращается доля ручного труда (за исключением сварочных работ). Процессы взрыва и заливки компонентов карбамидной композиции производятся дистанционно, благодаря чему снижается пожароопасность, повышаются производительность и культура производства.
СВАРОЧНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ
ПРИ ЗАМЕНЕ ПОВРЕЖДЕННОГО УЧАСТКА
К сварочно-монтажным работам при замене поврежденного участка нефтепровода относятся разметка, вырезка дефектного участка, центровка и вварка новой катушки.
Перед началом огневых работ поврежденный участок изолируют от газов и паров нефти с помощью герметизирующих тампонов и приспособлений, обеспечивающих герметизацию и безопасность огневых работ.
Сварочно-монтажные работы должны выполняться с соблюдением соответствующих правил. При производстве сварочных работ на опорожненном нефтепроводе во избежание взрыва допустимая концентрация углеводородов С1 — С10 в пересчете на углерод не должна превышать 300 мг/м3, а сероводорода в смеси с углеродами С1 — С5 — 3 мг/м3.
До начала сварочных работ и во время сварки необходимо постоянно контролировать газоанализатором концентрацию паров в трубопроводе и котловане. При концентрации паров нефти, близкой к предельной, необходимо прекратить сварочные работы и принять меры к ее уменьшению. Это достигается непрерывным заполнением внутренней полости нефтепровода пеной, инертными газами или отработанными газами двигателей внутреннего сгорания.
Особенно ответственными и трудоемкими являются работы по замене дефектного участка на нефтепроводах больших диаметров (1020—1220 мм) и при смещении осей трубопроводов после вырезки дефектного участка. Совмещение осей катушки и трубопровода производят обычно трубоукладчиками. На криволинейных участках и при ремонте трубопроводов больших диаметров необходимое суммарное усилие для центровки достигает сотен тонн. Направление данного усилия может быть любым. Из-за конструктивных особенностей трубоукладчиков создание ими необходимого усилия в любом направлении в области центровки труб весьма затруднено. Поэтому при врезке катушки большого диаметра одновременно используют до десяти трубоукладчиков.
Несмотря на это, данная работа занимает много времени, а качество ее выполнения недостаточно высокое. Следовательно, трубоукладчики не полностью отвечают требованиям, предъявляемым к механизмам для центровки трубопроводов. Механизм для центровки трубопроводов должен обеспечивать создание необходимого усилия в любом направлении и жесткую фиксацию концов труб в любом положении в области центровки трубопроводов.
Таким устройством является, например, подъемное устройство типа КР, представляющее собой самоходный автономный гидравлический агрегат с энергопитанием от передвижной электростанции.
Существуют и другие специальные устройства для подъема и центровки трубопроводов больших диаметров, так называемые крепи. Их внедрение позволяет усовершенствовать технологию проведения ремонтных работ, повысить качество и ускорить ремонт магистральных нефтепроводов.
Рис. 5.11. Приспособление для разметки катушки:
1 — штанга центральная; 2 — стойка; 3 — указатель-отметчик; 4 — трубопровод; 5 — телескопическая труба с винтами; 6 — штанга регулировочная
Важное значение при замене поврежденного участка имеют работы по разметке, резке и подгонке поврежденных участков и катушек. От точности и быстроты этих операций зависят продолжительность и качество ремонта. Существует ряд конструкций устройств для разметки поврежденных участков и катушек.
Например, приспособление, показанное на рис. 5.11, состоит из алюминиевой центральной штанги 1, на которой закреплены регулировочные штанги 6 с установленными в них телескопическими трубами и винтами 5. На концах центральной штанги свободно вращаются две стойки 2 с указателями-отметчиками 3, которые регулируются по высоте в зависимости от диаметра трубопровода 4. Разметка катушек производится следующим образом. Внутрь трубы-заготовки под будущую катушку через торец устанавливают приспособление и фиксируют по внутреннему диаметру трубы. Стойки с указателями-отметчиками, вращаясь, описывают круговой
контур на поверхности трубы. Затем приспособление демонтируют, стойки с указателями-отметчиками закрепляют между регулировочными штангами на расстоянии, равном принятой длине катушки. После вырезки дефектного участка нефтепровода приспособление устанавливают в открытые торцы и операцию разметки повторяют.
Основной метод сварки неповоротных стыков при авариях на магистральных нефтепроводах — это ручная электро- дуговая сварка штучными электродами. Основными факторами, определяющими выбор электродов дуговой сварки, являются тип и прочностной класс трубной стали, назначение трубопровода, ожидаемые минимальные температуры воздуха при сварке и эксплуатации трубопровода, а также тип технологической операции, для которой предназначены эти электроды.
Для сварки нефтепроводов в основном применяют электроды с целлюлозным или основным покрытием. Электроды с рутиловым покрытием используют лишь для сталей с небольшой прочностью, так как это покрытие образует плохо раскисленную ванну, дает металл шва с высоким содержанием окисных неметаллических включений и соответственно с низкой ударной вязкостью. Применение электродов с целлюлозным или основным покрытием меняет технологию сварки, организацию сварочных работ, служебные характеристики сварных соединений. Важная особенность электродов с целлюлозным покрытием — наличие в атмосфере дуги повышенного содержания водорода, охлаждающее действие которого сжимает столб дуги, повышая градиент потенциала столба и уменьшая напряжение в приэлектродных областях. Повышенное содержание в сварном шве силикатных включений ограничивает применение электродов с целлюлозным покрытием при отрицательных температурах. Поэтому стойкость соединений, выполненных электродами с основным покрытием, значительно выше, чем сварных соединений, выполненных электродами с целлюлозным покрытием. Несмотря на существенные технологические различия электродов с целлюлозным и основным покрытиями, те и другие пригодны для сварки неповоротных стыков труб как самостоятельно, так и в сочетании друг с другом.
Специализированные электроды для сварки корневых швов стыков труб АНО-Т и универсальные АНО-27 позволяют сваривать заполняющие и облицовочные слои швов, а также заваривать коррозионные каверны. При сварке неповоротных стыков трубопроводов в трассовых условиях элек-
троды АНО-Т и АНО-27 обеспечивают требуемые механические характеристики, высокое качество наплавленного металла и полностью удовлетворяют существующим требованиям. Эти электроды обладают довольно высокой производительностью и дают незначительное разбрызгивание металла. Металл шва электродов АНО-Т и АНО-27 отличается высокой пластичностью и ударной вязкостью.
Электроды марки АНО-Д с двухслойным покрытием для монтажной сварки стыков труб обеспечивают хорошее формирование корня шва и высокую производительность сварки.
В районах Крайнего Севера и Сибири ручная электродуго- вая сварка неповоротных стыков при строительстве и ремонте нефтепроводов, выполненных из сталей 09Г2С, 10хСНД, 17ГСФД и др., производится, как правило, импортными электродами Foxev-50 (Австрия), Шварц-3К (ФРГ), Гарант (ФРГ), LB-52 (Япония). Из отечественных электродов, предназначенных для сварки низколегированных хладостойких сталей, применяются марки ВП-4, ВП-6, УОНИ-13/10НМ, ВСН-3 и др. Для сварки промысловых и магистральных нефтепроводов, изготовленных из высококачественных сталей и предназначенных для транспортировки агрессивных сероводородсодержащих сред, разработаны электроды марки ОЗС/ВНИИСТ-26, которые увеличивают стойкость металла шва к сероводородному коррозионному растрескиванию в 1,5 раза по сравнению с импортными и отечественными электродами других марок.
До начала сварочно-монтажных работ должны быть определены толщина стенки и материал поврежденного участка. Края труб после резки должны иметь скосы кромок, суммарный угол которых составляет 60 — 70 град., и зачищаться
Т а б л и ца 5.3
Зазор между кромками при сборке труб
Электроды
Диаметр электрода, мм
Величина зазора при толщине стенки трубы, мм
до 8
8-10
11 и свыше
Фтористо-кальцие- вые типа УОНИ- 13/55, ВСФ-65 и др., им подобные
3,0-3,25
2,0—3,0
2,5 — 3,5
3,0 — 3,5
Органические типа ВСЦ-4, ВСЦ-4А и др., им подобные
4,0
1,5-2,0
1,5 — 2,5
1,5 — 2,5
до металлического блеска на ширину не менее 10 мм. Зачистку следует производить шлифовальными машинками, напильниками или металлическими щетками.
Типы и марки применяемых электродов по своим механическим свойствам, назначению должны соответствовать маркам сталей свариваемых труб и обеспечивать свойства сварного соединения не ниже свойств основного металла.
Сборочные зазоры стыков устанавливаются в зависимости от методов сварки, толщины стенок труб и применяемых электродов. Зазор между кромками должен быть равномерным по всему периметру стыка. Допустимые зазоры в зависимости от толщины стенок труб и применяемых электродов приведены в табл. 5.3.
66
6
6
A£Aea a 9 о a eOa e 9 i 9O1 iOe ee £e De £ £ ё a e U 9 о i 1ёа e £a u i
e ё e A69 9 e ё fa eOa e 9 1A 9 Oi IOe ee £e Ne £ £ ёа e U 9 о i 1ёа e £a u i
Под сложными условиями подразумевается прохождение трассы нефтепроводов по болотистой местности, в горах, песках, районах вечной мерзлоты и с глубоким снежным покровом. Наиболее распространены болотистые и горные участки. Особые трудности возникают при ликвидации аварий на нефтепроводах в условиях болот. Это в первую очередь объясняется сложными грунтово-геологическими условиями и слабой несущей способностью болотных грунтов. Современные аварийно-восстановительные службы могут за короткий срок ликвидировать аварию на нефтепроводах в обычных условиях. В условиях болот этот срок увеличивается за счет дополнительных работ по сооружению подъездных путей, рабочих площадок и составляет до 60 % времени, необходимого для восстановления нефтепровода.
В связи с освоением нефтяных месторождений Сибири и Севера европейской части страны значительное количество нефтепроводов больших диаметров (1020, 1220 мм) проходит по болотистой местности. Протяженность участков болот, по которым проходят нефтепроводы, составляет десятки и сотни метров, а в отдельных случаях — десятки километров.
В настоящее время существует большое число всевозможных классификаций болот.
В соответствии со СНиП III-42 — 80 "Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы" болота по характеру передвижения по ним строительной техники делятся три типа:
I тип — болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и неоднократное передвижение болотоходной техники с удельным давлением 0,02...0,03 МПа или работу
обычной техники при использовании щитов, еланей или дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхности залежи до 0,02 МПа;
II тип — болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и передвижение строительной техники только по щитам, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхности залежи до 0,01 МПа;
III тип — болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающие работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавающих средств.
На трассах магистральных нефтепроводов встречаются участки болот всех типов, а поэтому при выборе транспортных средств ориентируются на использование автомашин наибольшей проходимости. Поверхностный слой болот после неоднократного прохождения техники разрушается, и несущая способность болота в значительной мере понижается, что требует прокладки временных дорог. Другой особенностью ремонта на болотах является то обстоятельство, что большая водонасыщенность и малая плотность болотистых масс не позволяют устраивать ремонтные котлованы обычными способами из-за обрушения стенок, а сам котлован зачастую заполняется грунтовыми или поверхностными водами. Вследствие малой пересеченности рельефа трасс магистральных нефтепроводов, пролегающих в болотистых районах, уклоны профиля трубопроводов также незначительны. Это обстоятельство в сочетании с тем, что расстояние между линейными задвижками 20+30 км, приводит к истечению большого количества нефти под действием малого статического напора.
Анализ профилей нефтепроводов Западной и СевероЗападной Сибири показывает, что на указанных нефтепроводах средний сток нефти в 2 — 3 раза больше, чем на нефтепроводах, пролегающих в средней полосе европейской части России. В силу этого процесс опорожнения поврежденного трубопровода занимает много времени.
При возникновении аварий на болоте одним из наиболее сложных обстоятельств является загрязнение нефтью большого пространства и невозможность по этой причине подойти непосредственно к месту повреждения и приступить к ремонту, так как из-за отсутствия уклона невозможен отвод нефти в нижележащие участки.
Таким образом, специфика ремонта нефтепроводов на болотах связана со следующими характерными особенностями:
ухудшением несущей способности поверхности болот при неоднократном проходе техники;
обводненностью грунтов поверхностными и грунтовыми водами;
невозможностью создания ремонтного котлована и котлована для сбора нефти обычным способом из-за неустойчивости грунтов;
большой продолжительностью подготовительного периода аварийно-восстановительных работ, обусловленной большим объемом вытекающей нефти, загрязнением нефтью больших пространств и затруднением доступа к месту повреждения;
ограничением возможности маневрирования технических средств в районе ремонтных работ из-за залесенности болотистых участков нефтепроводов;
необходимостью использования в большом количестве стройматериалов для настилов на поверхности болота;
большой трудоемкостью доставки ремонтной техники в район аварии.
Анализ работ по ремонту нефтепроводов на болотах показывает, что основная часть работ по трудоемкости приходится на выполнение подготовительных операций, обеспечение подъезда к месту аварии и доступа к поврежденному участку нефтепровода.
Для этих целей разработан комплекс технических средств для ремонта нефтепроводов, проложенных на болотах. Комплекс включает технические средства, обеспечивающие сооружение подъездных путей и ремонтных площадок; создание ремонтного котлована вокруг поврежденного участка; выполнение вскрышных земляных работ; откачку нефти из поврежденного участка нефтепровода и закачку собранной нефти в отремонтированный нефтепровод; безогневую резку труб; замену дефектного участка без опорожнения трубы от нефти. Применение комплекса технических средств позволяет повысить производительность труда ремонтных работ, сократить сроки на ликвидацию аварии.
Выполнение ремонтно-восстановительных работ на магистральных нефтепроводах, проложенных в горах, также связано с рядом особенностей. К ним относятся:
быстрое растекание разлитой нефти по склонам и водостокам и сложность ее задержания и сбора;
повышенная пожарная опасность в связи с размещением населенных пунктов, автомобильных железных дорог, линий электропередачи вдоль водотоков, ущелий, долин, куда может стекать разлитая при аварии нефть;
необходимость заблаговременного (либо в период аварии) оборудования рабочих площадок для крепления лебедок и якорей на труднодоступных участках;
сложность подъезда транспортной и ремонтной техники к месту аварии;
сложность работы ремонтной техники на косогорных участках и наличие скальных пород;
необходимость выполнения подготовительных работ по расчистке проездов и площадок для ремонта при осыпях, обвалах, укреплению склонов при оползнях, подсыпке при размывах;
многообразие конструктивных элементов нефтепровода (повороты в горизонтальной и вертикальной плоскостях, вантовые, арочные, балочные, подземные переходы через естественные и искусственные препятствия, трубопроводы на полках и в тоннелях).
Земляные работы на горных участках нефтепроводов проводятся с той же целью, что и в обычных условиях, и в условиях болотистой местности, т.е. в случае аварийной ситуации, для создания ремонтного котлована, сооружения запруд и амбаров для улавливания и сбора разлитой нефти, сооружения нефте- и водоотводных канав, засыпки трубопровода после окончания ремонтных работ, устройства проездов, переездов и т.п. Но производство земляных работ в горах имеет свою специфику из-за наличия как продольных, так и поперечных уклонов и необходимости в связи с этим устройства площадок, полок для размещения аварийной техники. Земляные работы должны выполняться механизированным способом с помощью бульдозера и экскаватора. Земляные работы на участках с поперечным уклоном не более 8 град. и с продольным уклоном до 15 град. выполняются механизмами на колесном и гусеничном ходу обычными методами. На косогорах с поперечным уклоном более 8 град. работа землеройных машин запрещается. В этих условиях необходимо обеспечить устойчивость работающих механизмов путем устройства полок или заанкериванием. Площадки и полки в зависимости от рельефа местности и характеристики грунтов устраивают в виде выемки или полунасыпи-полувыемки.
На косогорах с поперечным уклоном от 8 до 12 град. площадки устраивают в виде полунасыпи-полувыемки, от 12 до 18 град — с уступами для насыпи, более 18 град. — в виде чистой выемки. Устройство полок и площадок на участках с поперечным уклоном до 15 град. и продольным уклоном до 30 град. необходимо производить бульдозерами, поперечны-
ми или продольными ходами. Доработка полки (площадки) и ее планировка выполняются продольными проходами бульдозера с послойной разработкой грунта и перемещением его в полунасыпь. На крутых косогорах с поперечным уклоном более 12—15 град. для устройства площадок и полок следует применять одноковшовый экскаватор. При работе на косогорах и полках большой крутизны следует принимать меры для обеспечения устойчивости и безопасности работающих механизмов путем анкеровки. С этой целью необходимо закреплять работающий механизм стальным канатом за находящиеся на верху склона лебедки, тракторы или другие механизмы, выполняющие роль якоря. Целесообразность применения тех или иных технических средств в горных условиях должна определяться не только их производительностью или мощностью, но и транспортабельностью, небольшой массой, что обеспечивает быстроту доставки к месту аварии и простоту удерживания рабочего механизма на уклонах. Опыт эксплуатации свидетельствует о том, что в качестве экскаваторов лучше всего использовать колесные с обратной лопатой, а из бульдозеров — легкие гусеничные. На полках и участках трассы с продольными уклонами до 15 град. работы по сооружению ремонтного котлована выполняются обычными методами с помощью экскаватора, оборудованного обратной лопатой, в направлении сверху вниз по склону. При уклонах более 15 град. необходимо закреплять экскаватор тросами за расположенные выше по склону тракторы, бульдозеры, лебедки и т.д. Способ закрепления, количество и марки удерживающих механизмов, выбор каната (троса) должны определяться расчетом. На продольных уклонах 36 град. и более работа экскаватора, даже при его надежном закреплении, недопустима.
На продольных уклонах свыше 36 град. разработку грунта ведут лотковым способом (с помощью бульдозера) сверху вниз последовательными слоями толщиной 0,2 —0,6 м. При этом обязательно анкеровка бульдозера одним или двумя тракторами (бульдозерами), которые находятся наверху на склоне и вытаскивают бульдозер на исходную позицию (см. рис. 4.7).
Разработка ремонтного котлована на уклонах более 45 град. производится вручную с применением средств малой механизации, отбойных молотков и т.п.
Работы по засыпке траншей и ремонтных котлованов на уклонах могут выполняться бульдозерами (рис. 6.1) или экскаватором при обеспечении их устойчивости.
Рис. 6.1. Схема производства работ при засыпке котлована на уклоне:
1 — трубоукладчик; 2 — бульдозер; 3 — ремонтный котлован; 4 — трубопровод; 5 — трос
По завершении аварийно-восстановительного ремонта нефтепровода на уклонах, где возможно образование оползня или эрозии почвы под действием поверхностных вод, необходимо восстановить первоначальный рельеф местности (возвратить вынутый при сооружении полок, площадок, траншей и котлованов грунт, уплотнить его) и закрепить почву растительностью (одернением, посевом трав и т.д.).
В районах распространения многолетнемерзлых грунтов применяются надземный, наземный и подземный способы укладки трубопроводов. Характерной особенностью многолетнемерзлых грунтов является высокая чувствительность их физико-механических свойств к тепловым воздействиям. Грунты при температуре ниже 0 °C обладают весьма высокой прочностью и соответственно несущей способностью. Однако даже повышение температуры многолетнемерзлого грунта до 0 °C приводит к таянию льда, содержащегося в грунте, нарушению цементационных связей между отдельными частицами грунта. Прочность грунта резко снижается, грунт разжижается и под воздействием собственного веса и внешних нагрузок дает большие просадки. Трубопровод, уложенный в такой грунт, и нефть, вышедшая из нефтепровода при авариях, оказывают на грунт механическое и тепловое воздействие, что приводит к снижению несущей способности грунта и высокому его водонасыщению. В связи с этим в многолетнемерзлых грунтах сложности ремонта в основном такие же, как и на болотах. При надземной же прокладке трубопроводов исключаются работы по созданию ремонтного котлована.
Особенностью песчаных грунтов являются их низкая несущая способность и высокие инфильтрационные свойства для жидкостей, в том числе для нефтей. Выполнение аварийного ремонта проводится с использованием транспортной техники высокой проходимости. Большая часть вытекшей нефти уходит в песчаный грунт, и, как следствие, теряется много нефти. Требуется очистка значительного объема грунта, загрязненного нефтью.
В зимнее время под слоем глубокого снега часто трудно обнаружить и найти точное место выхода нефти из трубопровода. Перед тем как начать вскрытие трубопровода и другие работы, место проведения ремонта и размещения техники очищают от снега. Разработку мерзлого грунта проводят отбойными молотками, пилами и другими приспособлениями. Принимают срочные меры по созданию нормальных условий работы и отдыха для персонала с учетом зимних холодов.
е е £б б 69 а 6 9 OeioOa ё е е ё е А9 е ё1а е е £6ё1 9её 1а Ае а е 1
Эксплуатация магистральных нефтепроводов на заболоченных участках — сложная инженерная задача, поскольку она осуществляется в условиях избыточного увлажнения грунтов
при их очень низкой несущей способности. Эта задача еще больше усложняется ввиду того, что болото по своей структуре является сложной системой, которая может изменять свои физико-механические характеристики по глубине, протяженности и в зависимости от погодных условий. Поэтому основной проблемой ремонта нефтепроводов на заболоченных участках является обеспечение проходимости используемой техники.
Решение этих проблем возможно только при наличии подробной информации, полученной при инженерногеологических и гидрологических обследованиях заболоченных участков, разработанной классификации болот и болотных грунтов.
Существующие нормативные документы по ведению АВР на магистральных нефтепроводах в условиях болот не предусматривают предварительного определения несущей способности болот. Поэтому возникают дополнительные трудности при принятии решения о возможности использования боло- тоходной техники или выборе способа повышения несущей способности поверхности болота для доставки техники и ремонтной бригады к месту аварии.
В целях эффективного и безопасного проведения АВР на нефтепроводах необходимо разработать метод ускоренного определения несущей способности болотных грунтов с учетом их неоднородности и наличия участков с нарушенной структурой торфа, имеющих низкую несущую способность.
Анализ литературы по исследованию грунтов в полевых условиях показал, что в настоящее время наиболее оперативными способами определения прочности характеристик слабых грунтов являются методы статического зондирования и вращательного среза. Для этих целей используются портативные приборы.
Для статического зондирования, которое позволяет выделить границу распределения слабых грунтов, определить глубину залегания более прочных подстилающих грунтов, приближенно оценить плотность, несущую способность слабых грунтов и другие параметры, широко используется в практике ручной зондовый пенетрометр П-4 (рис. 6.2). Зонд вручную с помощью рукоятки 2 задавливается в торфяную толщу с лобовым сопротивлением до 20 • 105 Па. Скорость зондирования должна по возможности сохраняться постоянно в пределах 0,5... 1,5 м/мин. В журнале зондирования по показаниям индикатора часового типа 1 регистрируются значения сопро-
Рис. 6.2. Зондовый пенетрометр П-4:
1 — индикатор часового типа; 2 — рукоятка; 3 — упор с упругой пружиной; 4 — штанга; 5 — конусный наконечник
тивления грунта через каждые 20 см, а при резком изменении свойств грунтов — с периодом 10 см.
При зондировании очень слабых грунтов до глубины 4... 5 м трение по боковой поверхности зонда можно не учитывать. Размеры конусных наконечников существенного влияния на результаты зондирования не оказывают. Основной характеристикой конусного наконечника 5 является площадь наибольшего поперечного сечения, которая составляет 10; 40; 70; 100 см2.
Неплохие результаты при испытании слабых грунтов дает метод вращательного среза. Сущность метода заключается в измерении крутящих моментов, затрачиваемых на преодоление сопротивления грунтов срезу, с помощью рабочего наконечника в виде крестообразной крыльчатки.
Методом вращательного среза определяют сопротивление грунтов сдвигу в нарушенном и ненарушенном состоянии, показатель структурной прочности, однородность грунтов по площади и глубине. Размеры крыльчатки подбирают в зависимости от прочности грунтов, но при больших размерах
наконечников достигается более высокая стабильность результатов измерения.
Процесс испытания грунтов заключается в следующем. Подготовленную колонну штанг с крыльчаткой погружают на заданную глубину плавным вдавливанием. Затем вращают крыльчатку за рукоятку измерительной головки с угловой скоростью 0,35 • 10-2 рад/с и определяют максимальный крутящий момент а макс, отвечающий природной прочности грунта ненарушенного сложения, и установившийся момент а уст, соответствующий прочности грунта после нарушения в нем структурных связей.
Приведенные выше методы испытания грунтов предназначены для капитального строительства. При проведении аварийно-восстановительных работ на магистральных трубопроводах испытание грунтов можно производить по упрощенной методике, обеспечивающей безопасную работу техники на период проведения ремонтных работ. Для обеспечения подъезда и маневрирования технических средств при производстве АВР на магистральных нефтепроводах, проложенных на болотах, сооружают временные подъездные дороги и рабочие площадки.
Временные подъездные дороги позволяют соединить место размещения ремонтных технических средств с местом производства аварийных работ (рабочими площадками); сооружают их по кратчайшей прямой при благоприятных грунтово-геологических условиях. Подъездные дороги и рабочие площадки могут быть неразборными, сооруженными из насыпных грунтов или по принципу лежневых и сланевых дорог — из подручных материалов, а также разборными, сооруженными из инвентарных конструкций дорожных покрытий.
Устройство временных дорог из насыпных грунтов трудоемко, связано с большими затратами средств и времени. Строительство неразборных лежневых и сланевых подъездных дорог и рабочих площадок при ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах — наиболее распространенный способ повышения несущей способности болот I и II типов в лесной зоне. Однако данный способ очень трудоемкий и требует больших затрат времени и значительных материальных ресурсов, в том числе древесины (от 1,3 до 3 тыс. м3/км). Поэтому при АВР на болотах рационально использовать высокопроходимую технику или сборно-разборные дорожные покрытия и рабочие площадки, имеющие достаточную несущую способность и высокие темпы сборки.
Применение современных конструкций и технологий при строительстве временных дорог позволит снизить затраты на ликвидацию аварий нефтепровода, а также сократить время его простоя.
В настоящее время существует множество конструкций временных дорог. Главными критериями их выбора являются скорость строительства и обеспечение несущей способности при необходимом числе проходов техники. Поэтому выбор типа конструкции для сооружения подъездных дорог и рабочих площадок при минимальных затратах и в короткий срок зависит от правильного сочетания различных типов конструкций и грунтового основания.
Один из важнейших путей повышения несущей способности слабых грунтов — химическое закрепление. Основными преимуществами этого метода являются быстрота его выполнения и высокая скорость отверждения закрепляющих растворов. В зависимости от используемых реагентов химическое закрепление позволяет достичь необходимой прочности грунтов в установленное время или практически мгновенно. Существует множество способов и технологий химического закрепления грунтов. Так, в дорожном строительстве широко используется способ укрепления местных грунтов путем перемешивания их с вяжущими веществами, осуществляемого как в специальной установке, так и непосредственно на дороге с применением грейдера или бульдозера.
В качестве вяжущих веществ могут быть использованы цементы, битумы, эмульсии, нефти, смолы и т.д. К преимуществам этого метода относятся хорошие прочностные показатели, возможность использования местных грунтов и минимальные материальные затраты.
Выполнялись исследования по химическому закреплению болотных грунтов в Тюменской области. Закрепление грунтов проводилось путем их перемешивания с закрепляющими смесями, которые готовились с использованием в определенном соотношении следующих компонентов: портландцемента М-400, извести II сорта, нефти, сланцевого креозота, силиката натрия (жидкого стекла), бихромата натрия, кремнефтористого натрия и пиролизной смолы. Исследования показали, что прочность закрепленных торфяных грунтов достаточна для создания устойчивого несжимаемого основания земляного полотна.
Были также проведены эксперименты по электрохимическому закреплению торфяных грунтов в естественных услови-
ях. Установлено, что этот способ наиболее эффективен на заключительной стадии консолидации, когда значительно уменьшается водопроницаемость грунта. К недостаткам метода можно отнести длительность процесса закрепления грунтов.
Особый интерес представляет химическое закрепление слабых грунтов в естественном залегании методом инъекции. В настоящее время накоплен большой опыт по закреплению переувлажненных песков и посадочных лессовых грунтов данным способом. Сущность его заключается в том, что через вдавленные в грунт на определенную глубину инъекторы под давлением подаются маловязкие химические растворы, которые способны проникать в поровое пространство и твердеть в нем в строго установленное время. Необходимое условие — достаточная пористость закрепляемого грунта.
И все же химические методы закрепления грунтов являются дорогостоящими для создания временных подъездных дорог при ликвидации аварий на нефтепроводах, пролегающих в болотистой местности.
Анализ существующих (как в России, так и за рубежом) сборно-разборных дорожных покрытий показал, что в основном это конструкции колейного и сплошного типа с шарнирно- или свободно объединенными элементами. Поэтому их применение ограничивается болотами I типа.
С учетом условий и специфики проведения аварийновосстановительных работ на магистральных нефтепроводах, проложенных на болотах, было разработано несколько типов сборно-разборных дорожных покрытий и рабочих площадок: СРДП-1, СРНП-1, СРРП-2, СРПН-3.
Сборно-разборные покрытия СРДП-1 и СРНП-1 наиболее перспективны для устройства временных подъездных путей, необходимых для проезда аварийной техники при ликвидации аварий на болотах I и II типов.
Сборно-разборное дорожное покрытие СРДП-1 (рис. 6.3) представляет собой решетчатый щит, состоящий из 9 основных и 24 закладных брусьев, стянутых между собой болтами. Соединение щитов осуществляется с помощью замков, выполненных из парных отрезков труб разной длины и диаметра с вырезанными секторами. Отрезки труб прикреплены к торцам посредством приваренных закладных пластин таким образом, чтобы в рабочем положении замковое соединение было неразъемным.
Рис. 6.3. Сборно-разборное дорожное покрытие СРДП-1Рис. 6.3. Сборно-разборное дорожное покрытие СРДП-1Техническая. 1арактеристика СРДП-1
Рис. 6.3. Сборно-разборное дорожное покрытие СРДП-1
Рис. 6.3. Сборно-разборное дорожное покрытие СРДП-1
Ширина проезжей части, м
Общая ширина покрытия, м
3,23,50,33,23,50,3Высота покрытия, м
3,2
3,5
0,3
3,2
3,5
0,3
Размеры монтажных элементов, м: длина и ширина щитов колейного покрытия2,2— 1,05
длина бруса:
колесоотбойного 3,5
межколейного 1,1
Максимальная масса монтажных элементов покрытия, кг. 150
Масса 1 м покрытия, кг 175
Расход древесины на 1 пог. м покрытия, м3 0,23
Расчетная колесная нагрузка, кН 200
Время сборки 1 м покрытия, мин 3,0
Сборно-разборное несущее покрытие СРНП-1 (рис. 6.4) состоит из поперечного настила, выполненного из брусьев сечением 15 х 15 см и длиной 4,4 м, уложенного концами на нижние продольные лежни с шагом 60...70 см. Сверху на поперечный настил уложены верхние продольные элементы 3 (колесоотбои), которые расположены строго над нижними лежнями. Верхние и нижние продольные брусья сечением 15х15 см и длиной 5,0 м объединены между собой по длине с помощью металлических обойм, выполненных из швеллеров № 18 и стягивающих устройств в виде струбцин, которые установлены по краям обойм в местах стыка продольных брусьев и в каждой трети пролета, где прикреплены хомуты с крючьями на нижних продольных брусьях. Такое расположение стяжного устройства позволяет жестко защемить поперечный настил между верхними и нижними продольными брусьями, а узловое соединение продольных элементов, состоящее из нижних и верхних обойм и струбцин, придает конструкции неразъемность в продольном направлении. Это позволяет увеличить несущую способность конструкции и дает возможность применять ее на болотах I и II типов.
Проезд строительной техники осуществляется по колейному дощатому настилу, выполненному из досок длиной 5,0 м и сечением 15 х 6 см, сбитых попарно в щиты и уложенных на поперечные брусья. На каждую колею проезда предусмотрено два щита.
Техническая характеристика СРНП-1
Ширина проезжей части, м 4,0
Габариты секции несущего покрытия, м 5,4х4,4х0,6
Размеры монтажных элементов, м:
длина брусьев:
нижних продольных (металлические обоймы) 5,4
верхних продольных 5,0
поперечных 4,4
щит колейного дощатого настила: длина 5,0
ширина 0,35
Рис. 6.4. Сборно-разборное несущее покрытие СРНП-1:
1 — струбцина; 2 — поперечный брус; 3 — нижний продольный брус; 4 — обойма; 5 — верхний продольный брус; 6 — дощатый настил
Рис. 6.5. Сборно-разборная рабочая площадка СРРП-2: 1 — поперечный брус; 2 — продольный брус; 3 — окно
Максимальная масса монтажных элементов покрытия, кг 85
Масса несущего покрытия, кг 242
Расход на 1 м несущего покрытия: древесины, м3 0,33
металла, кг 21
Максимальная нагрузка, кН: автомобильная 200
гусеничная 365
Сборно-разборная рабочая площадка СРРП-2 (рис. 6.5) предназначена для размещения и маневрирования ремонтной техники и механизмов при проведении аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактических работ на магистральных нефтепроводах, проложенных на болотах I и II типов. Составные элементы СРРП-2 аналогичны элементам СРНП-1.
В зависимости от вида повреждений, способов их устранения, грунтовых условий и используемой ремонтной техники из состава монтажных элементов СРРП-2 можно создать площадку любой формы (по обеим сторонам ремонтируемого трубопровода) с “окном” в середине Г-образной или П- образной формы).
Техническая. юрактеристика СРРП-2
Строительная высота, м 0,47
Длина, м: продольных элементов 5,0
поперечных элементов 5,0
щита дощатого настила 5,0
обоймы 0,8
Максимальная масса монтажного элемента,кг 85
Расход материала на 1 м2: древесины, м3 0,1
металла, кг 2,2
Расчетная нагрузка, кН: автомобильная 200
гусеничная 250
Время монтажа 100 м2 площадки бригадой из 8 чел., мин 88
Сборно-разборное несущее покрытие СРНП-3 (рис. 6.6) предназначено для устройства временных подъездных дорог к нефтепроводам, проложенным на болотах III типа, а также для преодоления строительной техникой малых водных преград и участков болот с открытой водной поверхностью.
СРНП-3 дополнительно содержит выдвижные опорные стойки, закрепленные в направляющей трубе между спаренными верхними и нижними продольными брусьями. На нижнем конце опорной стойки расположен шнек для ввинчивания ее в минеральное дно болота и увеличения площади опирания на грунт. Под поперечным настилом располагаются надувные эластичные камеры (подплавы), изготовленные из высокопрочной прорезиненной ткани. Продольные элементы объединяются между собой с помощью обойм и стяжного устройства.
СРНП-3 может применяться на болотах любого типа, при этом на болотах I и II типов не требуется вводить подплавы и опорные стойки.
Рис. 6.6. Сборно-разборное несущее покрытие СРНП-3:
1 — верхний швеллер; 2 — поперечина; 3 — верхний продольный брус; 4 — дощатый настил; 5 — подплавы; 6 — выдвижная стойка
TeiHunecKOfl 1арактеристика СРНП-3
Строительная высота, м 0,6
Длина, м: нижних продольных брусьев со швеллером5,4
верхних продольных брусьев 5,0
поперечных брусьев 5,0
щита колейного настила 5,0
обоймы 0,8
Максимальная масса монтажного элемента, кг85
Расход металла на 1 м2 дороги, кг 6,0
Расчетная нагрузка, кН: автомобильная 100
гусеничная 150
Сборно-разборное перекидное покрытие ПСРП-1 предназначено для обеспечения прохождения одноковшовых экскаваторов на колесном ходу с массой не более 25 т по грунтам с малой несущей способностью при вскрытии нефтепроводов для ремонта. Покрытие (рис. 6.7) состоит из пяти одинаковых щитов, соединяемых между собой с помощью • ыс- троразъемных замков. Переукладка щитов и их соединение выполняются экскаватором (оборудованным обратной лопатой) с помощью стрелы и ковша.
Рис. 6.7. Покрытие сборно-разборное перекидное ПСРП-1: 1 — щит; 2 — быстроразъемный замок; 3 — экскаватор
Покрытие ПСРП-1 обеспечивает малое удельное давление на грунт (не более 0,018 МПа) и дает возможность наиболее экономично и с соблюдением требований охраны окружающей среды производить земляные работы в слабонесущих грунтах, болотах I типа.
Основные параметры щита
длина 2470ширина 5920высота 870Масса, кг, не более 1730Грузоподъемность, кг, не менее 12000длина 2470ширина 5920высота 870Масса, кг, не более 1730Грузоподъемность, кг, не менее 12000Габаритные размеры, мм, не более:
длина 2470
ширина 5920
высота 870
Масса, кг, не более 1730
Грузоподъемность, кг, не менее 12000
длина 2470
ширина 5920
высота 870
Масса, кг, не более 1730
Грузоподъемность, кг, не менее 12000
Описанные конструкции покрытий для временных дорог СРДП-1, СРНП-1, СРНП-3, ПСРП-1 позволяют:
сооружать временные дороги на болотах без специальной планировки поверхности болота и дополнительного устройства основания;
улучшить проходимость транспортной техники;
сократить трудоемкость монтажных работ при устройстве подъездных путей;
уменьшить время проведения ремонтных работ и аварийного простоя нефтепровода.
Благодаря конструкции покрытий СРДП-1, СРНП-1, СРНП-3 и ПСРП-1 их возможно изготовлять в мастерских баз производственного обслуживания нефтепроводных управлений и применять как инвентарные табельные средства многократного использования.
Институтом ИПТЭР разработана конструкция площадки, которая может быть использована при ремонте нефтепроводов на болотах (рис. 6.8).
Площадка состоит из центрального щита 1 и прикрепленных к его боковым поверхностям щитов 2, выполненных из вспененных полимерных материалов с металлической облицовкой, соединенных шарнирами 3. Шарниры расположены по периметру центрального щита.
В рабочем положении щиты площадки фиксируются автоматическими защелками 4.
Во избежание крена при несимметричном приложении нагрузки площадка снабжена несущими стойками 5 свайного типа, расположенными по ее внешнему контуру. Стойки выполнены из труб и крепятся к щитам с помощью скоб и болтов. Стойки обеспечивают устойчивое положение площадки на поверхности болот.
Рис. 6.8. Площадка:1 — центральный щит; 2 — боковой щит; 3 — шарнир;4 — защелка; 5 — стойка; 6 — ушко строповочноеРис. 6.8. Площадка:1 — центральный щит; 2 — боковой щит; 3 — шарнир;4 — защелка; 5 — стойка; 6 — ушко строповочноеРис. 6.9. Доставка площадки вертолетом:
Рис. 6.8. Площадка:
1 — центральный щит; 2 — боковой щит; 3 — шарнир;
4 — защелка; 5 — стойка; 6 — ушко строповочное
Рис. 6.8. Площадка:
1 — центральный щит; 2 — боковой щит; 3 — шарнир;
4 — защелка; 5 — стойка; 6 — ушко строповочное
1 — вертолет; 2 — площадка;
3 — внешняя подвеска
Для транспортировки площадки предусмотрены стропо- вочные ушки 6. Площадку доставляют к месту работ на внешней подвеске вертолета (рис. 6.9).
На месте работ контейнер устанавливают сначала на центральный щит 1, после освобождения строп под собственным весом раскладывают в площадку и фиксируют в таком положении автоматическими защелками 4. Далее устанавливают
несущие стойки 5, освобождают защелки 4, стропуют площадку за ушки 6.
Сложенная для транспортировки площадка позволяет одновременно перевозить внутри образовавшегося контейнера грузы, необходимые для проведения ремонтных работ.
1а еОе аО а О ё1О¥ е а
еОа е 9 19 е Ее а е 1а е ^А^ А 9 А Ае а е 1А1
Как показывают статистические данные, продолжительность аварийно-восстановительных работ на магистральных нефтепроводах, проложенных в сложных условиях трассы, в частности, в болотистых и переувлажненных грунтах, в среднем в 2 — 3 раза больше, а экономический ущерб в 3 — 4 раза выше, чем на трубопроводах того же диаметра, проложенных в устойчивых грунтах. Это объясняется тем, что аварии на магистральных нефтепроводах, проложенных в болотистых и переувлажненных грунтах, осложняются рядом специфических факторов, в том числе сложностью вскрытия поврежденного участка нефтепровода и последующим устройством ремонтного котлована.
Для вскрытия таких участков требуются специальные технология и технические средства.
Большинство болот, по которым проходят нефтепроводы, имеют мощность торфяного горизонта от 0,5 до 3,5 м. В этих условиях проведение ремонтно-восстановительных работ с созданием ремонтного котлована по обычной технологии в весенне-летний период, а иногда круглый год, не представляется возможным. Значительная водонасыщенность торфов, наличие поверхностных вод приводят к обрушению стенок ремонтного котлована и заполнению его болотной массой, трудно поддающейся откачке насосами. Поэтому специфической особенностью разработки котлованов в заболоченных и переувлажненных грунтах является необходимость укрепления их стенок. Укрепление стенок ремонтного котлована и создание герметичности — наиболее трудоемкие и длительные операции. Для укрепления стенок котлованов иногда используют деревянные сваи. После уточнения места аварии производят разметку границ ремонтного котлована и разработку его одноковшовым экскаватором. Затем по периметру ремонтного котлована в два ряда выполняют забивку свай. Сваи забивают вплотную друг к другу, а расстояние между рядами составляет 15 — 20 см. После забивки между рядами
свай подсыпают глину и утрамбовывают ручными трамбовками. Данный способ имеет низкую производительность из- за применения в большом объеме ручного труда. Так, ава- рийно-воссстановительная бригада из 6 человек затрачивает следующее время на ограждение котлована размером 6x6 м: на забивку ограждающих элементов 42 — 44 ч, на подсыпку и утрамбовку глины 40 — 44 ч.
В промышленном и гражданском строительстве существует много способов, методов, устройств для погружения и извлечения свай, шпунтов. Но ни один из них не может быть применен для укрепления стенок котлована при ремонте нефтепроводов, проходящих по болотистой местности, по следующим причинам:
аварийно-восстановительные работы на магистральных нефтепроводах выполняются в срочном порядке;
место производства работ, как правило, значительно удалено от развитых промышленных баз;
в районе аварии существует повышенная взрыво- и пожароопасность из-за разлитой нефти;
в районе аварии, как правило, отсутствуют прочные дороги и площадки для подъезда и работы транспорта и аварийных технических средств;
большая масса шпунтов и оборудования для их забивки создает дополнительные трудности при доставке к месту аварии.
Иногда стенки котлована крепят деревянными шпунтами, которые с одной стороны имеют паз, а с другой — соответствующий ему выступ. При забивке шпунтов в ряд по периметру котлована выступ одного шпунта входит в паз другого, т.е. создается сплошная плотная стенка. Для забивки деревянных шпунтов в качестве ударного механизма используется импульсный пневмопробойник типа ИП 4603А, называемый "кротом". Недостаток установки тот же, что и при забивке металлических шпунтов: искривление стенки, приостановка погружения шпунта при встрече с древесными остатками, которых множество в болотной массе. С учетом этих факторов было создано устройство УП-1 (рис. 6.10), где погружение шпунтов осуществляется с помощью гидроцилиндров. В этом случае, встречая на своем пути древесные остатки, шпунт их срезает. Для того чтобы не происходило отклонение стенки от вертикали, шпунты перед погружением собирают на поверхности земли в стенку по всем сторонам будущего котлована (рис. 6.11). Вдавливание шпунтов происходит с помощью механизма погружения 1, который последо-
Рис. 6.10. Устройство для погружения шпунтов УП-1:
1 — механизм погружения; 2 — шпунт; 3 — балка верхняя; 4 — рама; 5 — анкер; 6 — кронштейн; 7 — хомут; 8 — гидрораспределитель; 9 — рукав высокого давления
Рис. 6.11. Устройство для погружения шпунтов УП-1 (вид в плане):
1 — механизм погружения; 2 — шпунт; 3 — балка верхняя; 4 — рама; 5 — анкер; 6 — кронштейн; 7 — хомут; 8 — площадка; 9 — трубопровод; 10 — замковое соединение
Рис. 6.12. Способ создания ремонтного котлована с помощью пенополиуретановой композиции:
1 — трубопровод; 2 — труба; 3 — гребенка; 4 — емкость
вательно вдавливает каждый шпунт на глубину хода поршня гидроциклона (800^900 мм), обкатываясь по раме по всему периметру котлована. Шпунты, находясь в замковом соединении друг с другом, имеют строго вертикальное направление и сохраняют его до проектной отметки. Замки обеспечивают герметичность ограждения. Устройство для погружения шпунтов УП-1 позволяет укреплять стенки ремонтного котлована глубиной до 3 м на болотах I типа.
Техническая характеристика УП-1
Диаметр ремонтируемого трубопровода, мм 530...1220
Размеры ограждаемого ремонтного котлована, м, не более 6x4
Глубина погружения шпунта, м, не более 3,6
Максимальное усилие погружения, кН (тс)80 (8)
Масса одного шпунта, кг, не более 36
Габаритные размеры шпунта, мм 2000x300x33
Гидроциклон, мм: диаметр 80
ход поршня 850
Несущая способность одного анкера, кН (тс)20 (2)
Количество механизмов погружения, шт 2
Масса устройства (без шпунтов), кг 3000
Укрепление стенок ремонтного котлована возможно путем ввода в болотную массу пенополиуретановой композиции (рис. 6.12).
В зоне повреждения участка трубопровода 1 в болотную массу погружают вертикальные трубы 2, которые подключают к гребенке 3, по которой в трубы под давлением из емкости 4 подают композицию пенополиуретана. Жидкая фаза композиции, вытесняя болотную массу в зоне повреждения, через 10—12 мин полимеризуется, увеличиваясь в объеме.
В образованном твердом массиве пенополиуретана разрабатывают котлован, например, путем вырезания мотопилами отдельных блоков с последующим их удалением.
ё е е ёiU 69 а 6 ё6а е 9 19 е Ее ае 1ае ^А^ А ё ё ёа а 69 69 а 6а Е6ёа 61а 6 9 б 1 аАа 6ё
В сильно переувлажненных грунтах и на болотах III типа создание ремонтного котлована с помощью шпунтовых ограждений невозможно. Для этих целей используются различные конструкции так называемых сухих доков, кессонов и герметичных камер.
Рис. 6.13. Ремонтная герметичная камера:
1 — подвеска; 2 — гидроцилиндр; 3 — груз; 4 — шарнир; 5 — направляющая штанга; 6 — челюсть левая; 7 — стойка анкерная; 8 — маслобензостойкая штанга; 9 — узел герметизации; 10 — челюсть правая
Рис. 6.14. Ремонтная герметичная камера (вид сбоку).
Позиции см. на рис. 6.13
В институте ИПТЭР разработана ремонтная герметичная камера РГК, которая предназначена для создания котлована на трубопроводах диаметрами 530, 720, 820, 1020 и 1220 мм, проложенных на болотах I, II, III типов. Камера РГК (рис. 6.13, 6.14) представляет собой установку с гидравлическим приводом, которая монтируется с помощью крана на поврежденном участке нефтепровода и образует ремонтный котлован. Корпус камеры состоит из двух шарнирносоединенных челюстей, которые смыкаются с помощью гидроцилиндров, обхватывая трубопровод торцевыми частями и образуя герметичную полость, открытую сверху. При необходимости борта камеры наращиваются одной или двумя приставками. Камера снабжена анкерными стойками, которые завинчиваются в грунт и придают ей устойчивость относительно трубопровода, а также противодействуют выталкивающей силе, создаваемой находящейся снаружи камеры жидкостью. Через коллекторы с приямками достигается пол-
Рис. 6.15. Устройство для ремонта трубопровода, проложенного на болоте:
1 — трубка; 2, 8 — проушины; 3 — ребро жесткости; 4 — верхняя часть устройства; 5 — нижняя часть устройства; 6 — направляющая; 7 — скоба
ная откачка торфяно-водяной смеси из внутренней полости камеры.
К месту аварийно-восстановительных работ на болоте камеру доставляют на непотопляемых санях, которыми оборудована камера.
Общее время подготовки камеры из транспортного положения рабочей бригадой из 5 человек составляет 2 ч, демонтажа — также 2 ч. Испытания показали, что камера РГК позволяет создавать ремонтный котлован на болотах, обводненных участках трассы при глубине заложения трубопровода до 2,2 м. Внутри камеры можно проводить работы по ликвидации мелких дефектов трубы; операции, связанные с заменой дефектного участка, включающие вырезку этого участка труборезными машинками (или другими известными способами), подгонку, центровку и сварку новой "катушки".
Разработано также устройство, которое позволяет проводить ремонтные работы на обводненных и заболоченных участках магистральных нефтепроводов. Устройство (рис. 6.15) состоит из двух частей, сваренных из листовой стали толщиной 1,5 — 2 мм. Верхняя часть 4 выполнена в виде прямоугольника, нижняя 5 имеет закругленную форму. На внут-
реннюю поверхность устройства наварены ребра жесткости 3 из полосовой стали. Нижняя часть несколько меньше верхней, так как по месту разъема должна входить в верхнюю. На место аварии нижняя и верхняя части доставляются вертолетом, проушины 2 и 8 служат для закрепления троса. Для удобства эксплуатации на внешнюю часть приварены скобы 7 и направляющие 6.
Нижнюю часть заводят под поврежденный участок трубы 1 с помощью водолазов и затем с помощью троса с винтовым зажимом закрепляют на трубе. Верхнюю часть с помощью направляющих соединяют с нижней и закрепляют болтами. Торцевой разъем также скрепляют болтами. После этого устройство оказывается прикрепленным к трубе, и винтовой зажим снимают.
Из собранного устройства откачивают воду, в нижнюю часть укладывают деревянный настил.
Боковое уплотнение выполнено в виде шипа-паза, уплотняющий материал — резина или сальниковая набивка в виде жгута. Торцевое уплотнение выполнено в виде буксы, упирающейся через сальник в нажимной упор.
77
7
7
iOi 9 а о Оё а а О ё ёОЙё i^A a ё e а ё ё e ё e Aa O9 а u Na u A^Ae a a 9 e Ee eOa e 9 1A 9 Oi 1Оё ee £e Ne £
ieA9 ё ё e 619 б О ёёONё^£A A£Ae a a 9 б i ёа 1U A
При аварийном ремонте магистральных нефтепроводов на трассу в кратчайшие сроки необходимо доставлять людей, оборудование, материалы и приспособления. Трубопроводы обычно прокладывают вдали от населенных пунктов и дорог. В аварийных ситуациях необходим подъезд к любому месту магистрального нефтепровода по бездорожью, болотам, крутым горам. В связи с этим в аварийных службах в основном применяется специализированный наземный транспорт с высокой проходимостью. Это автомобили со всеми ведущими мостами, полугусеничные и гусеничные машины с малым удельным давлением на грунт, машины со специальными типами двигателей (на полозьях, воздушной подушке и др.).
Для доставки персонала аварийно-восстановительных бригад и технических средств к месту производства работ служат специальные машины типа А и Г. В этих машинах на шасси базового автомобиля установлен унифицированный кузов, в котором размещается бригада. Предусмотрено отопление кузова. Техническое оснащение машины обеспечивает выполнение в полевых условиях газорезочных, электрогазо- сварочных, слесарно-монтажных, электроосветительных, земляных, а также (в ограниченных объемах) очистных и изоляционных работ.
Технические характеристики
Тип машины АМГ-2
База (шасси автомобиля) ГАЗ-66-02
Кузов КУНГ-2М
Численность ремонтной бригады, чел 6
АМГ-3 Урал-375Д КУНГ-1М
8
АМГ-5
ЗиЛ-131
КУНГ-1М
8
Средства связи (радиостанции) РСО-30
РСО-30
РСО-30
Запас хода по топливу, км.... Габаритные размеры, мм:
840
750
850
длина
7750
8500
7990
ширина
2450
2600
2420
высота
3075
3400
3290
Масса (укомплектованной машины), кг
5640
12 750
9595
Для транспортировки материалов, приспособлений, механизмов, а также буксировки передвижных электростанций, электросварочных агрегатов, компрессоров может быть использован грузовой автомобиль ГАЗ-66.
Кузов автомобиля — деревянная платформа с откидными бортами, кабина металлическая откидывающаяся, двухместная. Повышенная проходимость достигается благодаря применению колес с распорными кольцами, допускающими езду с приспущенными шинами. Введен гидроусилитель руля и гидровакуумный усилитель
Техническая характеристика автомобиАЯ ГАЗ-66
Грузоподъемность, кг 2000
Наибольший вес буксируемого прицепа, кг 2000
Собственная масса в снаряженном состоянии, кг 3440
Полная масса с нагрузкой, кг 5770
Радиус поворота, м 9,5
Максимальная скорость, км/ч 95
Габаритные размеры, мм: длина 5655
ширина 2342
высота 2440
База, мм 3700
Колея, мм 1650
Расход топлива, л/100 км 24
Успешно используются автомобили высокой проходимости ЗиЛ-4972 на шасси и с кузовом-фургоном КЦ-4972, ЗиЛ131, ЗиЛ-157К и шнекороторный вездеход ЗиЛ. Эти автомобили могут быть использованы для перевозки пассажиров и снаряжения по абсолютному бездорожью, лесисто-болотистой местности и снежной целине.
Шнекороторный вездеход ЗиЛ обеспечивает движение по воде, всем видам топких болот и снежной целине.
KpaniKafl техническая характеристика автомобиАЯ ЗиЛ-4972
Колесная формула 6x6
Грузоподъемность шасси, кг 4500
Снаряженная масса шасси, кг 7500
Полная масса, кг 12 000
Количество мест в кабине 3
Габариты, мм: длина ширина высота
Колея, мм
Дорожный просвет, мм
Максимальная скорость, км/ч
База, мм
Радиус поворота, м
Наибольшый угол подъема, преодолеваемый автомобилем с полной нагрузкой, град Ширина преодолеваемого грунтового рва, мм Двигатель (тип) Мощность двигателя, л.с Запас хода
Подвеска (тип) ко-
Рулевое управление (тип)
Электрооборудование
9400255032002000580802400x29302000ЗиЛ-645 (дизель) 185600Независимаявсех9400255032002000580802400x29302000ЗиЛ-645 (дизель) 185600Независимаявсехлес, торсионная С гидроусилителями, управляемые передние и задние колеса Комбинированное 12 В и 24 Влес, торсионная С гидроусилителями, управляемые передние и задние колеса Комбинированное 12 В и 24 ВДля перевозки людей и всевозможных грузов (сварочного агрегата, труб, материалов, газорезочного оборудования, сварочных принадлежностей, инструментов и т.д.), буксировки прицепов с оборудованием и приспособлениями предназначен автомобиль грузовой с бортовой платформой ЗиЛ-157К (рис. 7.1).
9400
2550
3200
2000
580
80
2400x2
9
30
2000
ЗиЛ-645 (дизель) 185
600
Независимаявсех
9400
2550
3200
2000
580
80
2400x2
9
30
2000
ЗиЛ-645 (дизель) 185
600
Независимаявсех
лес, торсионная С гидроусилителями, управляемые передние и задние колеса Комбинированное 12 В и 24 В
лес, торсионная С гидроусилителями, управляемые передние и задние колеса Комбинированное 12 В и 24 В
Рис. 7.1. Автомобиль ЗиЛ-157КРис. 7.1. Автомобиль ЗиЛ-157ККузов автомобиля — деревянная платформа с откидными бортами, кабина цельнометаллическая, трехместная. Боковые борта снабжены подставными решетчатыми бортами и откидными скамейками.
Рис. 7.1. Автомобиль ЗиЛ-157К
Рис. 7.1. Автомобиль ЗиЛ-157К
Техническая характеристика автомобиАЯ ЗиЛ-157К
Грузоподъемность, кг 4500
Наибольшая масса буксируемого прицепа, кг 3600
Собственная масса в снаряженном состоянии, кг 5800
Полная масса с нагрузкой,кг 8450
Радиус поворота, м 12
Максимальная скорость, км/ч 65
Габаритные размеры, мм: длина 6922
ширина 2315
высота 2915
Для транспортировки людей и всевозможных грузов (полевых магистральных трубопроводов, сварочного агрегата, ящиков с инструментами, средств освещения, знаков ограждения, газорезочного оборудования, электроинструмента, сварочных принадлежностей, спецодежды и т.д.), буксировки передвижных электростанций, электросварочных агрегатов, компрессоров и т.п. предназначен грузовой автомобиль с бортовой платформой ЗиЛ-131.
Кузов автомобиля — деревянная платформа с откидными бортами, кабина цельнометаллическая, трехместная. Боковые борта снабжены подставными решетчатыми бортами и откидными скамейками. Автомобиль обладает хорошей устойчивостью при поворотах, надежен при движении на больших скоростях. В кабине предусмотрены отопление и обдув ветрового стекла теплым воздухом.
Техническая характеристика автомобиАЯ ЗиЛ-131
Грузоподъемность, кг 5000
Собственная масса в снаряженном состоянии, кг 6450
Полная масса с нагрузкой, кг 10 185
Радиус поворота, м 10,8
Максимальная скорость, км/ч 80
Габаритные размеры, мм: длина 6900
ширина 2500
высота 2480
База, мм 3975
Колея переходных колес, мм 1820
Расход топлива, л/100 км 40
Для транспортировки горюче-смазочных материалов (в бочках), откачивающих и водопонижающих средств, водоотливного агрегата АВ-701, насоса ЦНС, иглофильтровых установок ЛИУ, емкостей для воды и т.д. предназначен грузовой автомобиль с бортовой платформой "Урал-375Д". На прицепе можно буксировать 20-тонный трейлер с бульдозером, экскаватором или краном-трубоукладчиком и т.п.
Кузов автомобиля — цельнометаллическая платформа с задним откидным бортом. Кабина трехместная, металлическая, со съемным мягким верхом, вентиляцией, отоплением и обогревом ветрового стекла. В задней части рамы установлена лебедка с приводом от коробки отбора мощности. Автомобиль отличается хорошими динамическими качествами, высокой проходимостью за счет трех ведущих мостов и шин с переменным давлением. Автомобиль оборудован гидроусилителем, улучшающим управляемость колесами, приспособлен для работы в условиях Севера.
Техническая характеристика автомобиля "Урал-375Д"
Грузоподъемность, кг 5000
Полная масса, кг: в снаряженном состоянии 8400
без снаряжения 7250
Радиус поворота, м 10,8
Максимальная скорость, км/ч 75
Габаритные размеры, мм: длина 7350
ширина 2690
высота 2680
База, мм 4200
Колея, мм 2000
Расход топлива, л/100 км 50
Для транспортировки материалов, механизмов, оборудования и буксировки на трейлере экскаватора, бульдозера, крана-трубоукладчика предназначен автомобиль грузовой с бортовой платформой КрАЗ-255Б.
Кузов автомобиля — железная платформа с тремя откидными бортами, кабина цельнометаллическая, трехместная. Автомобиль обладает высокими динамическими качествами, хорошей проходимостью благодаря трем ведущим мостам и может работать в условиях Севера.
Техническая характеристика автомобиля КрАЗ-255Б
Грузоподъемность, кг 7500
Собственная масса, кг: без снаряжения 10 960
в снаряженном состоянии 11 950
Максимальная скорость, км/ч 70
Габаритные размеры, мм: длина 8645
ширина 2700
высота 2935
База, мм 5300
Расход топлива,л/100 км 45
Для перевозки тракторов, бульдозеров, кранов-трубоукладчиков и другого тяжелого оборудования по шоссейным и профилированным дорогам предназначен полуприцеп-тяжеловоз ЧМЗАП-5203 (МАЗ-5203) на пневмоколесном ходу.
Прицеп отличается плавностью хода и сравнительно хорошей маневренностью.
Техническая характеристика прицепа ЧМЗАП-5203
Грузоподъемность, кг 20 000
Собственная масса в снаряженном состоянии, кг 8120
Габаритные размеры, мм: длина 10 825
ширина 3000
высота 2005
Размеры платформы, мм: длина 6540
ширина 3000
Колея, мм 1920
База, мм 7530
Максимально допустимая скорость, км/ч 50
Для перевозки оборудования, механизмов и приспособлений в условиях обводненной и заболоченной местности предназначен болотоход БТ 361 "Тюмень" (рис. 7.2).
Болотоход состоит из двух гусеничных тележек с самостоятельными приводами, синхронизатора поворота и платформы. Гусеницы резинометаллические. На передней тележке установлена моторная часть трактора с кабиной и рычагами управления. Передняя и задняя тележки соединены между собой платформой через шарниры. Относительно платформы тележки могут поворачиваться в продольной вертикальной и горизонтальной плоскостях вокруг оси.
Задняя тележка может также поворачиваться относительно платформы и в поперечной вертикальной плоскости. Управление поворотом тележек гидравлическое.
Техническая характеристика болотохода "Тюмень"
Грузоподъемность, кг 36 000
То же на болотах, кг 20 000
Радиус поворота, мм 14 000
Ширина гусеницы, мм 1200
Удельное сопротивление на грунт, МПа 30,0
Дорожный просвет, мм 630
Максимально преодолеваемый угол подъема на влажной или снежной дороге, град 20
Максимальная скорость, км/ч 12,5
Максимальная мощность, л.с 300
Собственная масса в снаряженном состоянии, кг 42 000
Масса болотохода с максимальным грузом, кг 72 000
Рис. 7.2. Болотоход БТ 361 "Тюмень":
1 — передняя тележка; 2 — задняя тележка; 3 — привод; 4 — грузовая платформа
Габаритные размеры, мм: длина 15 900
ширина 3800
высота 3600
Для этих же целей могут быть использованы двухзвенные плавающие транспортеры на гусеничном ходу ДТ-10П, ДТ-20П, ДТ-30П, выпускаемые Ишимбайским заводом транспортного машиностроения, грузоподъемностью соответственно 10, 20 и 30 т.
Доставка людей к месту аварии может осуществляться машинами на колесном ходу с высокой проходимостью, оборудованными спальными местами, отопительной системой, блоком для приготовления пищи и позволяющими персоналу находиться в полевых условиях продолжительное время.
Для работы в болотистой местности разработаны плетево- зы на гусеничном ходу. Например, плетевоз тракторный гусеничный ПТГ 251, предназначенный для перевозки плетей диаметром от 530 до 1420 мм, длиной 36 м. Грузоподъемность — 25 т, давление на грунт с грузом 26 т — 28 кПа. Масса — 12,3 т. Конструкция разработана СКБ "Газстройма- шина". Изготовитель — завод "Ухтагазстроймаш".
Трубовоз ТВ 302 на базе болотохода "Тюмень" предназначен для перевозки труб диаметром 530... 1420 мм, длиной до 12 м по заболоченным местам, глубокой грязи и рыхлому снегу. Грузоподъемность по ровной дороге без спусков и подъемов — 30 т, на болотах — 20 т, в остальных случаях — до 25 т. Масса (без груза) — 46 т.
Для перевозки персонала аварийно-восстановительных бригад и различных грузов по бездорожью в условиях заснеженной целины и лесисто-болотистой местности с одновременной буксировкой специальных колесно-лыжных прицепов предназначен гусеничный тяжелый транспортер-тягач ГТ-Т (рис. 7.3).
Рис. 7.3. Гусеничный тяжелый транспортер-тягач (ГТ-Т)
Транспортер представляет собой быстроходную плавающую машину высокой проходимости с несущим корпусом и передними ведущими колесами. Он оборудован водооткачивающими средствами, состоящими из механического центробежного и ручного поршневого насосов.
Техническая характеристика транспортера ГТ-Т
Грузоподъемность, кг 2000
Масса буксируемого прицепа, кг 4000
Собственная масса в снаряженном состоянии, кг 8200
Мощность двигателя, л.с 200
Максимальная скорость, км/ч 45,5
Габаритные размеры, мм: длина 6340
ширина 3140
высота 2160
База, мм 3914
Колея, мм 2600
Дорожный просвет, мм 450
Удельное давление на грунт, кПа 24,0
Для перевозки людей и грузов, а также буксировки прицепов в труднопроходимых местах (пески, болота, рыхлый снег) предназначен транспортер ГТ-С-ГАЗ-71. Состоит из металлического сварного корпуса, металлической двухместной кабины с двумя наружными дверями и двумя люками в крыше и металлической платформы, выполненной заодно с корпусом.
Техническая характеристика транспортера ГТ-С-ГАЗ-71
Грузоподъемность, кг 1000
Масса буксируемого прицепа, кг 2000
Собственная масса в снаряженном состоянии, кг 3750
Мощность двигателя, л.с 115
Максимальная скорость, км/ч 50
Габаритные размеры, мм: длина 5365
ширина 2585
высота 1740
База, мм 3630
Колея, мм 2180
Дорожный просвет, мм 380
Удельное давление на грунт, кПа 17,0
Для буксировки специальных полуприцепов в условиях бездорожья предназначен гусеничный седельный тягач ГТ-ТС (рис. 7.4). Тягач изготовлен на базе гусеничного трактора ГТ-Т и представляет собой снегоболотоходную машину высокой проходимости.
Рис. 7.4. Тягач ГТ-ТС
Корпус специального исполнения без кузова, с закрытой цельнометаллической кабиной, рама корпуса закрыта металлической платформой.
TeiHUHecKOfl 1арактеристика прицепа тягача ГТ-ТС
Грузоподъемность, кг 2500
Масса буксируемого прицепа, кг 6000
Собственная масса в снаряженном состоянии, кг 8100
Габаритные размеры, мм: длина 6340
ширина 3140
высота 2160
Удельное давление на грунт, кПа 24,0
Для перевозки людей, а также оборудования, механизмов, приспособлений, материалов в заболоченной и снежной местностях предназначен снегоболотоход В-1 "Витязь". В комплекте с прицепом на металлических гусеницах может перевозить длинномерные грузы.
Гусеницы снегоболотохода состоят из двух бесконечных резиновых лент, армированных тросом диаметром 4 мм. Ленты соединены между собой траками на болтах из высокопрочной стали. Приводом гусеничного хода служат специальные резинокордные звездочки. Оснащение машины В-1 тросовой лебедкой обеспечивает возможность ее самовытас- кивания.
Тешическая 1арактеристика спегоболотоюда "Витязь"
Собственная масса, кг 7200
Грузоподъемность, кг 3000
Габаритные размеры, мм: длина 6715
ширина 3170
высота 2650
Колея, мм 2250
База, мм 3600
Дорожный просвет, мм 810
Удельное давление на грунт, КПа: без груза с полным грузомУдельное давление на грунт, КПа: без груза с полным грузомМощность двигателя, л.сСкорость передвижения, км/ч.Размеры платформы, ммМощность двигателя, л.сСкорость передвижения, км/ч.Размеры платформы, ммГлубина преодолеваемого брода, мм.Глубина преодолеваемого брода, мм.9,1 13,0 1489,1 13,0 1485,37-27,2 2300x3700 13005,37-27,2 2300x3700 1300
Удельное давление на грунт, КПа: без груза с полным грузом
Удельное давление на грунт, КПа: без груза с полным грузом
Мощность двигателя, л.с
Скорость передвижения, км/ч.
Размеры платформы, мм
Мощность двигателя, л.с
Скорость передвижения, км/ч.
Размеры платформы, мм
Глубина преодолеваемого брода, мм.
Глубина преодолеваемого брода, мм.
9,1 13,0 148
9,1 13,0 148
5,37-27,2 2300x3700 1300
5,37-27,2 2300x3700 1300
Четырехгусеничный снегоболотоход "Хаски-8" (Канада) предназначен для перевозки оборудования, механизмов, материалов и т.п. на болотах I типа. Гусеницы снегоболотохода резинометаллические. Он оборудован грузовой платформой и снабжен лебедкой. Кабина трехместная, с наклоном вперед. Трансмиссия гидромеханическая.
Техническая юрактеристика снегоболотоюда "Хаски-8"
Двигатель Дизель
"Cummins"
Мощность двигателя, л.с 335
Ширина гусеницы, мм 1422
Габариты платформы, мм:
длина 10 058
ширина 2743
Радиус поворота, мм 13 716
Габариты снегоболотохода, мм:
длина (без гусениц) 13 868
ширина (с гусеницами) 3657
высота (включая кабину) 3302
Грузоподъемность, кг 36 280
Тяговое усилие лебедки, кг 20 407
Скорость передвижения, км/ч 2,3-15,6
Удельное давление на грунт, кПа, с грузом
27 000 кг:..:...г. 30,0
Практический интерес представляет вопрос применения авиации для аварийного ремонта нефтепроводов в условиях болотистой местности. Этот способ может оказаться единственным при аварийной ситуации на нефтепроводе в сложных условиях бездорожья.
Для ремонтов магистральных нефтепроводов (МН) наибольшее применение находят вертолеты. Они не требуют больших, специально оборудованных взлетно-посадочных площадок и могут взлетать и садиться практически на любом достаточно открытом месте. Обслуживание аварийно-восстановительных работ на нефтепроводах с помощью вертолетов отличается высокой мобильностью. Однако оно в значительной степени зависит от погодных условий на трассе и времени суток, что может вызвать задержку вылета бригады к месту аварии и привести к несвоевременной ее ликвидации.
Для выполнения транспортных операций при ремонтных работах на нефтепроводах, проложенных в болотистой местности, наиболее пригодны вертолеты МИ-4, МИ-6 и МИ-8. Вертолет МИ-4 имеет один двигатель мощностью 1250 кВт, который позволяет развивать скорость до 190 км/ч. Он может перевозить до 12 пассажиров или 1300 кг груза. Габариты грузовой кабины позволяют вертолету принимать на борт оборудование, необходимое для ремонтных работ.
Вертолет МИ-8 (рис. 7.5) является модификацией вертолета МИ-4. На вертолете установлены два турбовинтовых двигателя мощностью 1100 кВт каждый. Максимальная взлетная масса 12 т при дальности полета до 440 км. МИ-8 имеет противообледенительную систему, которая позволяет использовать его в суровых условиях Крайнего Севера.
Грузовой вариант вертолета рассчитан на перевозку крупногабаритных грузов длиной до 7,7 м и высотой до 1,8 м. Вертолет оборудован устройствами для погрузочно-разгрузочных работ, имеет внешнюю подвеску, позволяющую перевозить грузы массой до 2,5 т.
Вертолет МИ-6 оснащен двумя турбореактивными двигателями мощностью 4000 кВт каждый, современным пилотным и навигационным оборудованием и автопилотом. Ми-6 может перевозить грузы как внутри кабины, так и на внешней подвеске. Максимальная полезная грузоподъемность 12 т. Максимальная скорость полета 320 км/ч.
Вертолет МИ-10 называют "летающим краном". Его грузоподъемность 15 т. Высокое четырехстоечное шасси позволяет транспортировать на внешней подвеске грузы с большими габаритами. МИ-10 имеет два двигателя по 4000 кВт. Он может выполнять полет с одним работающим двигателем. В кабине могут свободно разместиться 28 человек. Хорошо приспособлен для эксплуатации в районах Севера, для полетов в сложных метеоусловиях.
Рис. 7.5. Вертолет МИ-8
Одним из важнейших преимуществ вертолетов является их способность летать на малых скоростях и низко над пересеченной местностью.
аОа аОеё а 9 о О а Ад а 9 о а а О1А9 а аа о
Земляные работы, выполняемые при аварийном ремонте нефтепровода, весьма трудоемки. Они начинаются с ограничения зоны растекания нефти и заканчиваются рекультивацией земли. От того, насколько механизированы земляные работы, зависят степень влияния аварии на окружающую среду и быстота ее ликвидации. Ручной труд при производстве земляных работ допускается только в местах, где работа механизмов затруднена: в горных районах; на участках, непроходимых для механизмов; на поворотах трассы; вблизи линейных задвижек; при пересечении места аварии другими трубопроводами, кабелем, а также при доработке грунта.
Для выполнения земляных работ используются экскаваторы, бульдозеры, отбойные молотки.
Экскаватор одноковшовый ЭО-2621А (рис. 7.6), предназначен для разработки грунтов — вскрытия поврежденных участков трубопроводов, разработки карьеров для добывания грунта, песка, погрузки грунта и других сыпучих и мелкодробленых материалов. Машина имеет два вида рабочего
Рис. 7.6. Экскаватор ЭО-2621А:
1 — нож; 2 — экскаватор; 3 — ковш; 4 — стрела; 5 — опора
оборудования — экскаваторное и бульдозерное. Основным рабочим органом экскаваторного оборудования является унифицированный ковш прямой и обратной лопат. Кроме того, экскаватор может быть оснащен по специальному заказу погрузочным ковшом, крановой подвеской, оборудованием грейфера и обратной лопатой со смещенной осью копания.
Техническая характеристика экскаватора ЭО-2621А
Вместимость ковша, м3: унифицированного прямой и обратной лопатами 0,25 погрузочного 0,50
Наибольшая глубина копания обратной лопаты с различными ковшами,м 3,0
Двигатель: тип Д-65Н
мощность, л.с 60
Тип ходового устройства Пневмо-
колесный
Скорость передвижения, км/ч 2,1 — 19,0
Максимальная продолжительность рабочего цикла обратной лопаты с основным ковшом, с 16
Максимальная производительность обратной лопаты с основным ковшом, м3/ч 56
Масса экскаватора, т 5,7
Одноковшовый экскаватор ЭО-4121 (рис. 7.7) с полноповоротной платформой и гидравлическим приводом предназначен для разработки грунтов (вскрытия поврежденных участков трубопроводов, разработки карьеров для добывания грунта, песка), погрузки грунта и других сыпучих и мелкодробленых материалов.
Основной рабочий орган экскаваторного оборудования — ковши прямой и обратной лопат. Кроме того, экскаватор может быть оснащен погрузочным ковшом и оборудованием грейфера.
Рис. 7.7. Экскаватор ЭО-4121Рис. 7.7. Экскаватор ЭО-4121
Рис. 7.7. Экскаватор ЭО-4121
Рис. 7.7. Экскаватор ЭО-4121
Техническая характеристика экскаватора ЭО-4121
Вместимость ковша, м3: обратной лопаты 0,65;1,0
грейфера 0,65
погрузчика 1,0; 1,5
прямой лопаты 0,65;1,0
Наибольшая глубина копания обратной лопаты с различными ковшами, м 7,3; 5,8
Двигатель: тип А-01М
мощность, л.с 130
Тип ходового устройства Гусе
ничный
Скорость передвижения, км/ч До 2,8
Максимальная продолжительность рабочего цикла обратной лопаты с основным ковшом, с 18
Максимальная производительность обратной лопаты с основным ковшом, м3/ч 200
Масса с оборудованием обратной лопаты, т 21,5
Удельное давление на грунт, кПа 65,0
Торфяной экскаватор марки Э-304В предназначен для вскрытия поврежденных участков трубопроводов, создания траншей для отвода нефти на болотах и слабых грунтах, разработки карьеров для добывания песка и грунта, выполнения погрузочно-разгрузочных работ. Экскаватор выполнен неполноповоротным, на специальном уширенно-удлиненном гусеничном ходу. Основное рабочее оборудование экскаватора — обратная и прямая лопаты с ковшами. Дополнительное сменное оборудование — драглайн, грейфер и кран.
Техническая характеристика экскаватора Э-304В
Вместимость ковша унифицированной лопаты, м3 0,4
Наибольшая глубина копания, м: обратной лопаты 4,2
драглайна 7,6
Двигатель: тип Д-65
мощность, л.с 50
Тип ходового устройства Гусе
ничный
Скорость передвижения, км/ч 0,83^3,73
Максимальная продолжительность рабочего цикла для обратной лопаты, с 15
Максимальная производительность для обратной лопаты, м3/ч 96
Масса с оборудованием обратной лопаты, т 13,4
Удельное давление на грунт, кПа 20,0
Наибольшая длина стрелы крана, м 15,0
Максимальная грузоподъемность, т 5,0
Вылет стрелы при наибольшей грузоподъемности, м3,0
Рис. 7.8. Торфяной экскаватор ТЭ-2М
Промышленностью выпускается торфяной экскаватор ТЭ2-М (рис. 7.8), который предназначен для создания котлованов, обвалований и отводящих траншей на заболоченных участках и на слабых грунтах.
Экскаватор полноповоротный, на специальном уширенно- удлиненном гусеничном ходу. Основное рабочее оборудование экскаватора — обратная и прямая лопаты с ковшами. Дополнительное сменное оборудование — драглайн, грейфер и кран. В экскаваторе применен дополнительный реверс ходового механизма, который облегчает управление этим механизмом.
Техническая характеристика экскаватора ТЭ-2М
Вместимость ковша, м3: обратной лопаты 0,50
прямой лопаты 0,35
драглайна 0,38
Двигатель: тип СМД-14Б
мощность, л.с 60
Тип ходового устройства Гусеничный
Скорость передвижения, км/ч 1,43
Длина стрелы, м: обратной лопаты 5,5
прямой лопаты 5,5
др аглайна 12,5
Масса экскаватора, т 17,0
Удельное давление на грунт, кПа 18,0
Для вскрытия поврежденных участков трубопроводов, создания нефтесборных котлованов и обвалований, выполнения
Рис. 7.9. Экскаватор-кран болотный ЭКБРис. 7.9. Экскаватор-кран болотный ЭКБ
Рис. 7.9. Экскаватор-кран болотный ЭКБ
Рис. 7.9. Экскаватор-кран болотный ЭКБ
погрузочно-разгрузочных работ на заболоченных и обводненных участках создан экскаватор-кран болотный ЭКБ (рис. 7.9).
Кроме основного рабочего органа — обратной лопаты — экскаватор имеет сменное оборудование: грейферный ковш, грузовой крюк, ковши драглайна для болотистых и обычных грунтов. Машина базируется на 16 катках с арочными шинами. В зависимости от условий передвижения и работы экскаватора давление в шинах регулируется в широком диапазоне и составляет 0,08 — 0,09 МПа при передвижении по дорогам с твердым покрытием, 0,02 — 0,03 МПа — при передвижении и работе машины на заболоченных грунтах. Объем шин, выполняющих функции понтонных устройств, обеспечивает плавучесть экскаватора-крана при преодолении водных преград. Пневмосистема экскаватора обеспечивает подкачку шин как отдельно каждой, так и всех вместе. Изменение давления воздуха в шинах производит машинист из кабины крана.
Техническая характеристика экскаватора ЭКБ
Вместимость ковша, м3:
обратной лопаты 0,30
драглайна 0,50
грейфера 0,35
Двигатель: тип Д-48ЛС
мощность, л.с 48
Тип ходового устройства Катки на арочных
шинах
Размер шин И-185, мм 1500x840
Скорость передвижения, км/ч 0,9 — 4,0
Длина стрелы, м: драглайна 10,5
грейфера 7,5
крана 7,5
Грузоподъемность крана при вылете стрелы 5 м, кг 3,0
Число экскаваций, мин: обратной лопаты 4
драглайна 3
грейфера 3
Масса экскаватора,т 17,2
Удельное давлениенагрунт, кПа 10,0
Отечественной промышленностью изготавливается одноковшовый универсальный экскаватор Э-302, предназначенный для вскрытия поврежденных участков трубопроводов, разработки и погрузки грунтов, выполнения различных погрузочно-разгрузочных работ.
Экскаватор состоит из четырех основных частей: поворотной платформы с механизмом управления, двигателем, кабиной и капотом; главного редуктора с лебедкой, тормозами и фрикционами ходовой части; рабочего оборудования. Рабочее оборудование состоит из прямой и обратной лопат, драглайна, грейфера и крана.
Техническая характеристика экскаватора Э-302
Вместимость ковша унифицированной лопаты, м30,4
Наибольшая глубина копания, м: обратной лопаты 4,0
драглайна 7,6
Двигатель: тип Д-65
мощность, л.с 50
Тип ходового устройства Пневмоколес-
ный
Скорость движения, км/ч 1,48—15,0
Минимальная продолжительность цикла для обратной лопаты, с 15
Максимальная производительность для обратной лопаты, м3/ч 96
Наибольшая длина стрелы, м 15,0
Наибольшая грузоподъемность, т 5,0
Вылет стрелы при наибольшей грузоподъемности, м 3,0
Масса экскаватора, т 11,7
Удельное давление на грунт,МПа 0,55
Рис. 7.10. Экскаватор ЭПГ-1Рис. 7.10. Экскаватор ЭПГ-1Экскаватор ЭПГ-1 (рис. 7.10) предназначен для разработки и погрузки грунта с помощью драглайна или грейфера в сильно заболоченной местности, а также в водоемах с уровнем воды до 0,9 м. Он может быть также оснащен типовым крановым оборудованием экскаватора Э-302.
Рис. 7.10. Экскаватор ЭПГ-1
Рис. 7.10. Экскаватор ЭПГ-1
Экскаватор ЭПГ-1 представляет собой экскаватор Э-302, установленный на понтонно-гусеничном ходу.
В качестве опорных катков ходовой части экскаватора используются пустотелые катки-понтоны, по пяти с каждой стороны, водоизмещением 2,4 т каждый. Осадка машины на плаву составляет 1,2 м.
Техническая характеристика экскаватора ЭПГ-1
Вместимость ковша, м3: основного торфяного
Наибольшая глубина копания, м: для траншей для котлованов
Двигатель: тип мощность, л.с
Тип ходового устройства
Скорость передвижения, км/ч
Масса, т
Удельное давление на грунт, кПа
0,350,57,65,3Дизель Д-3838Понтонно-гусеничный 1,45-14,9 19,4 15,00,350,57,65,3Дизель Д-3838Понтонно-гусеничный 1,45-14,9 19,4 15,0Применяется экскаватор "Като" (рис. 7.11) с полноповоротной платформой, предназначенный для вскрытия поврежденных участков трубопроводов, рыхления твердых грунтов, погрузки сыпучих и мелкодробленых материалов.
0,35
0,5
7,6
5,3
Дизель Д-38
38
Понтонно-гусеничный 1,45-14,9 19,4 15,0
0,35
0,5
7,6
5,3
Дизель Д-38
38
Понтонно-гусеничный 1,45-14,9 19,4 15,0
Рис. 7.11. Экскаватор "Като"Рис. 7.11. Экскаватор "Като"Экскаватор оснащен следующим сменным рабочим оборудованием: ковшом обратной лопаты, однозубным рыхлителем, грейфером, шнековым буром.
Рис. 7.11. Экскаватор "Като"
Рис. 7.11. Экскаватор "Като"
Техническая характеристика экскаватора "Като"
Вместимость ковша обратной лопаты, м3 Мощность двигателя, л.с Тип ходового устройства Ширина гусеничной ленты, мм Скорость передвижения, км/ч Максимальная продолжительность цикла для обратной лопаты, с Максимальный угол наклона места установки экскаватора при копании, град Максимальный угол наклона площадки при поперечном передвижении, град Максимально преодолеваемый подъем, град Максимальная глубина воды, по которой экскаватор может передвигаться, м Габаритные размеры: мм:
длина ширина
высота
Дорожный просвет, мм
Масса с ковшом вместимостью 1,5 м3, кг: при ширине гусеничной ленты 550 мм при ширине гусеничной ленты 770 мм
Удельное давление на грунт, кПа: при ширине гусеничной ленты 550 мм при ширине гусеничной ленты 770 мм
1,5; 1,2; 0,8200Гусеничный550 и 7702,4241010301,412 1003150 (при ширине гусеничной ленты 550 мм) 35001,5; 1,2; 0,8200Гусеничный550 и 7702,4241010301,412 1003150 (при ширине гусеничной ленты 550 мм) 350051041 00042 60092,068,051041 00042 60092,068,0Для выполнения работ по срезанию и перемещению грунта, разработки котлованов и планировочных работ используется бульдозер "Катерпиллер". Бульдозер выпускается нескольких модификаций.
1,5; 1,2; 0,8
200
Гусеничный
550 и 770
2,4
24
10
10
30
1,4
12 100
3150 (при ширине гусеничной ленты 550 мм) 3500
1,5; 1,2; 0,8
200
Гусеничный
550 и 770
2,4
24
10
10
30
1,4
12 100
3150 (при ширине гусеничной ленты 550 мм) 3500
510
41 000
42 600
92,0
68,0
510
41 000
42 600
92,0
68,0
Рис. 7.12. Бульдозер ДЗ-18
Техническая1арактеристика
"Катерпиллер "
бульдозера
марки
Модификация
9А
9С
9
9И
Размеры отвала, мм: длина
4800
3000
4200
4500
высота
1200
1500
1500
1500
Максимальный подъем отвала над землей, мм
1500
900
1200
1200
Угол подъема, град
25,0
9,0
9,0
Масса, т: без отвала
59,9
55,6
54,9
60,8
с отвалом
66,2
62,1
61,7
67,1
Размеры бульдозера, мм: длина
6900
6900
6900
7200
ширина
4800
3000
4200
4500
Универсальный бульдозер ДЗ-18 (Д-493А) (рис. 7.12) на гусеничном ходу с неповоротным отвалом на базе трактора Т-100 МЗГП предназначен для разравнивания и планировки ремонтных и других площадок, сооружения нефтесборных котлованов и обвалований, возведения насыпей, преграждающих путь разлитой нефти. Подъем и опускание отвала осуществляется при помощи универсальной тракторной гидросистемы.
Техническая 1арактеристика бульдозера ДЗ-18
Размеры отвала, мм: длина 3940
высота 1000
Наибольший подъем отвала,мм 1050
Наибольшее заглубление отвала,мм 350
Тип двигателя ДизельТ-100ГП
Мощность двигателя, л.с 108
Скорость перемещения, км/ч: транспортная 6,4—10,1
при резании и перемещении грунта 2,4
Удельное давление нагрунт,кПа 60,0
Объем грунта, перемещаемого отвалом, м3 3,3
Габаритные размеры, мм: длина 5500
ширина 3940
высота 3059
Масса, кг 13 900
Бульдозер ДЗ-42 (Д-606) на гусеничном ходу с неповоротным отвалом на базе трактора Т-75-С2 предназначен для разравнивания и планировки ремонтных и других площадок, сооружения нефтесборных котлованов обвалований, возведения насыпей, преграждающих путь разлитой нефти.
Гидравлический привод отвала, установленный на базовом тракторе, включает гидроциклоны двустороннего действия и гибкие шланги.
Применение двух гидроцилиндров двустороннего действия значительно повышает эксплуатационные качества бульдозера.
TeiHUHecKOfl характеристика бульдозера ДЗ-42
Размеры отвала, мм: ширина 2520
высота 950
Наибольший подъем отвала,мм 600
Наибольшее заглублениеотвала, мм 200
Скорость перемещения, км/ч: транспортная 7,1 — 10,8
при резании и перемещении грунта 5,1
Объем грунта, перемещаемого отвалом, м3 1,5
Габаритные размеры, мм: длина 4880
ширина 2520
высота 2539
Масса, кг 6925
Бульдозер ДЗ-53С (Д-686, Д-686С) на базе трактора Т-100М с канатным управлением и неповоротным отвалом предназначен для разравнивания и планировки ремонтных и других площадок, сооружения нефтесборных котлованов и обвалований, возведения насыпей, преграждающих путь разлитой нефти.
Толкающая рама бульдозера состоит из двух продольных балок, которые одной стороной присоединяются с помощью пальцев и раскосов к отвалу, а другой стороной (проушинами) — к упряжным шарнирам тележки ходовой части трактора. К середине отвала, с задней его стороны, крепится
нижняя обойма полиспаста. Подъем отвала производится однобарабанной лебедкой, расположенной сзади трактора и имеющей привод от вала коробки отбора мощности трактора. Для разработки грунтов средней и повышенной плотности отвал оборудуется шарнирно подвешенными зубьями, которые при рабочем ходе бульдозера волочатся за отвалом, а при холостом ходе (движении назад) они врезаются в грунт и рыхлят его.
Техническая характеристика бульдозера ДЗ-53С
Размеры отвала, мм: длина (без удлинителя) 3200
высота 1200
Наибольший подъем отвала,мм 900
Наибольшее заглубление отвала, мм 100
Нормальный угол резания, град 55
Тип лебедки ДЗ-21А (Д-499А)
Диаметр троса, мм 14
Длина троса, мм 16
Габаритные размеры с удлинителем, мм: длина 5300
ширина 3200
высота 3040
Масса, кг 14 115
В институте ИПТЭР разработано устройство для безопасного вскрытия трубопроводов УБВТ-1. Оно предназначено для обеспечения вскрытия нефтепроводов путем направленного движения ковша экскаватора параллельно оси трубопровода. Применяется в основном при вскрытии нефтепроводов глубже нижней образующей, а также в строительстве при рытье траншей и котлованов в стесненных условиях. Устройство устанавливается на одноковшовый экскаватор ЭО-4121Б с рабочим оборудованием.
Устройства грунтоуплотняющие типа УГУТ (рис. 7.13) на трубопроводы диаметром 720—1220 мм предназначены для подсыпки и уплотнения грунта под трубопроводом, расположенным в траншее, после выполнения плановых и аварийных ремонтов по технологии ремонта трубопроводов с подкопом. Они применяются в качестве навесного рабочего оборудования к одноковшовому экскаватору и управляются со штатного пульта управления, т.е. из кабины, в варианте работы грейферного оборудования.
В качестве сменного оборудования к серийным экскаваторам (типа ЭО-4121) институтом ИПТЭР разработаны ковши для копки налипающих и намерзающих грунтов — КВТ-1 и КВТ-3.
Рис. 7.13. Устройство грунтоуплотняющее для трубопроводов (УГУТ) диаметром 720— 1220 мм
Ковш КВТ-1 предназначен для вскрытия магистральных трубопроводов, уложенных в грунты I —III категорий. КВТ-1 может использоваться в строительстве при разработке траншей и котлованов, особенно на влажных, налипающих грунтах, при проведении ирригационных и других работ, разработке грунтов из-под воды. Ковш КВТ-3 предназначен для вскрытия трубопроводов, уложенных в грунте I —III категорий, для разработки траншей и рытья котлованов в болотистой местности.
Очистка ковшей от грунта осуществляется за счет конструктивных особенностей днища и выполняется в режиме работы экскаватора за каждый рабочий цикл. Этот принцип существенно ограничивает процесс налипания и намерзания грунта и позволяет сохранить вместимость ковша постоянной. Кроме того, применение ковшей позволяет получать траншею оптимальных размеров и обеспечивать стабильную геометрию отвала грунта.
Для рыхления твердых, слежавшихся и мерзлых грунтов при вскрытии трубопроводов, разработке котлованов и т.п.
Рис. 7.14. Отбойный молоток МО-10:
1 — рукоятка; 2 — золотниковая коробка; 3 — ствол; 4 — ударник
можно использовать отбойные молотки, выпускаемые отечественной промышленностью. Один из отбойных молотков (МО-10) показан на рис. 7.14.
Техническая характеристика отбойных молотков
Тип молотка МО-8 МОМ-8
94ОМП-8ОМП-10
МО-10
МОМ-11
МО-10П МО-
Полная масса без рабочего наконечника, кг 8910
10,8
9,58,14
8,59,5
Полная длина, без рабочего наконечника, мм 475475585
528
490574
Давление воздуха, МПа 0,50,50,5
0,5
0,40,4
Расход воздуха, м3/мин 11,11,15
1,15
1,31,4
1,11,1
Диаметр шлан
га в свету, мм161616
16
1616
Мощность, л.с. ———
1,11,4
0,90,87
Работа удара, кгм 3,72,54,5
4,6
43,5
2,73,5
Характеристи
ка ударника:
диаметр, мм 383838
38
ход, мм 116 16162
162
——
масса, кг 0,610 0,610 0,840
0,840
Число ударов в минуту 1600 1600 1250
1250
12501800
1500 1075
Eeiae e e No Oa 9 о О a Ao a^ о a e e a ё e e ё e Aa O9 a u
Для проведения аварийно-восстановительных работ на нефтепроводах используются различные грузоподъемные машины и приспособления. В первую очередь на место аварии доставляются землеройная техника и грузоподъемные механизмы. При аварийном ремонте чаще всего в качестве грузоподъемных машин используются автокраны грузоподъемностью от 100 до 600 кН и трубоукладчики.
Для производства погрузочно-разгрузочных работ, подачи настилов на место укладки при сооружении временных дорог и площадок предназначен стреловой автомобильный кран КС-2561Е (рис. 7.15).
Техническая характеристика автокрана КС-2561Е
Длина стрелы, м 812
Грузоподъемность, кН:
на выносных опорах при крат
ности грузового полиспаста К = 3 63,0-19,0-
на выносных опорах при кратности грузового полиспаста
К = 2 40-1937-9,0
без выносных опор при крат
ности грузового полиспаста К = 3 10-0,9-
Вылет стрелы, м 3,3-7,04,1-11
Высота подъема крюка, м 8,0-5,512-7,0
Скорость подъема крюка, м/мин: при кратности грузового полиспаста К = 2 1,75-5,3
при кратности грузового по
12 с гуськом -20-8,05,5-1213-7,012 с гуськом -20-8,05,5-1213-7,0Рис. 7.15. Автомобильный кран КС-2561ЕРис. 7.15. Автомобильный кран КС-2561Елиспаста К = 3 1,2-10,5
12 с гуськом -
20-8,0
5,5-12
13-7,0
12 с гуськом -
20-8,0
5,5-12
13-7,0
Рис. 7.15. Автомобильный кран КС-2561Е
Рис. 7.15. Автомобильный кран КС-2561Е
Числооборотовповоротной
платформы в минуту 0,3 — 2,5
Транспортная скорость крана с основной стрелой, км/чДо 75
Габаритные размеры крана с основной стрелой в транспортном положении, мм:
длина 10 600
ширина 2600
высота 3650
Масса крана, т 8,9
Имеются и другие автомобильные краны, которые применяются при ремонте нефтепроводов: К-46 грузоподъемностью 10 кН, КС-2571 грузоподъемностью 60 кН, КС-3562А грузоподъемностью 100 кН, К-162 грузоподъемностью 150 кН.
Краны-трубоукладчики предназначены для выполнения подъемно-транспортных работ (погрузка и разгрузка механизмов, оборудования и материалов, укладка дорожных настилов, монтаж ремонтной камеры, кессона, "катушки" и т.п.). Один из них (Т-3560М) показан на рис. 7.16.
Для поддержания трубопроводов диаметрами до 1020 и 1220 мм при ремонте служит стрела-опора СО-1 (рис. 7.17).
Рис. 7.16. Кран-трубоукладчик Т-3560МРис. 7.16. Кран-трубоукладчик Т-3560М
Рис. 7.16. Кран-трубоукладчик Т-3560М
Рис. 7.16. Кран-трубоукладчик Т-3560М
Рис. 7.17. Стрела-опора СО-1:
1 — трубоукладчик; 2 — тяга подъема стрелы; 3 — оголовник; 4 — цапфа; 5 — крюк; 6 — кронштейн; 7 — поперечина; 8 — захват; 9 — опора
Она комплектуется к трубоукладчику Т3560М и работает на поддержании трубопровода с ним совместно. Стрела трубоукладчика дорабатывается под стрелу-опору.
Техническая 1арактеристика кранов-трубоукладчиков
ТО-1224В
Т-1530
Т-3560М
Т-614
Расстояние между гусеницами, мм
1380
1710
1800
1740
Ширина гусеницы, мм
500
670
700
460
Ширина с вертикальной стрелой и опущенным контргрузом, мм
4340
4290
4175
3165
Высота без стрелы, мм
3225
3230
3300
2460
Высота со стрелой в вертикальном положении, мм
6060
6355
6700
6000
Ширина с вертикальной стрелой и откинутым контргрузом, мм
6075
6210
6065
4620
Ширина с опущенной стре^ лой до вылета крюка от ребра опрокидывания 5,5 м и откинутым контр - грузом, мм
-
9575
11 050
10 120
9170
Скорость передвижения, км/ч 2,36-7,61 2,0-5,46 2,09-6,37 3,8-6,5
Удельное давление на грунт, МПа 0,053-0,21 0,01-0,13 0,08-0,243 0,172
Двигатель:
тип
Дизель
Дизель
Дизель
модель
КДМ-100 КДМ-100
6КДМ-50
СМД-14
мощность, л.с
100
100
140
75
Ширина гусеницы, мм Габаритные размеры, мм:
500
670
700
460
длина
4230
4380
5221
4560
ширина
4340
4280
4175
3640
высота
6060
6560
6700
6000
Масса, т
Момент устойчивости,
19,32
24,69
36,5
12,4
кН-м
336
420
750
160
Тяговое усилие на ведущем колесе (max)
114,7
132
228
65
Продолжение
ТГ-123
ТГ-201 ТГ-502
Са-594
"Комацу"
Расстояние между гусеницами, мм
1780
18301940
1640
2550
Ширина гусеницы, мм Ширина с вертикальной стрелой и опущенным
500
670780
880
860
контргрузом, мм
3910
42005790
4300
-
Высота без стрелы, мм Высота со стрелой в вер-
-
--
3300
4005
тикальном положении,
мм
6920
72758950
6700
-
Ширина с вертикальной стрелой и откинутым
5800
контргрузом, мм
-
--
-
Ширина с опущенной стре лой до вылета крюка от ребра опрокидывания 5,5 м и откинутым контр-
-
6025
грузом, мм
Скорость передвижения,
-
--
-
км/ч
2,16-
2,05- 0,10, 18-
3,2-9,5
6,3
6,75
Удельное давление на грунт, МПа
Двигатель:
0,207
0,190,3
-
0,091
модель
Д-160
Д-160 Модифи-
кация двигателя
ДВГ-330
мощность, л.с
160
160270
385
360
Ширина гусеницы, мм
500
670
780
880
860
Габаритные размеры, мм:
длина
5100
4800
6775
5800
5905
ширина
3910
4200
5790
4300
4395
высота
6920
7275
8950
3500
2550
Масса, т
22,0
28,0
63,0
55,0
58,4
Момент устойчивости,
кН-м
340
500
1100
Тяговое усилие на веду
щем колесе (max)
159
220
740
Для подъема и поддержания ремонтируемого трубопровода диаметром 1020 мм имеется устройство КР-1020 (рис. 7.18). Подъем и поддержание трубопровода производятся с помощью двух гидравлических телескопических шахтных стоек 1, прикрепленных к ложементу 2, и опорным башмакам 3. Пе-
Рис. 7.18. Устройство КР-1020:
1 — гидравлическая шахтная стойка; 2 — ложемент; 3 — пульт управления; 4 — тележка ходовая; 5 — труба; 6 — опорный башмак
редвигается устройство вдоль трубопровода 4 с помощью ходовой тележки 5 с гидромотором МР-0,25/10. Управление работой устройства осуществляется с пульта управления 6.
На тележке размещена силовая гидроустановка, состоящая из насоса с электродвигателем, соединительных трубопроводов и пульта управления с гидрораспределителем. Для удобства и безопасного обслуживания пульт управления вынесен к бровке траншеи.
TeiHU4ecKafl характеристика КР-1020
Диаметр поддерживаемого трубопровода, мм1020
Рабочее оборудование Гидравлическое
Число цилиндров 2
Рабочее давление в гидросистеме, МПа, не более 14
Грузоподъемность, МН: наибольшая 0,3
номинальная 0,2
Сила поддержания, МН 0,8
Наибольшая высота поддержания трубы, мм896
Потребляемая мощность, кВт 13
Габаритные размеры (без штанги пульта управле
ния), мм: длина 1500
ширина 2650
высота транспортная 1910
высота рабочая 2590
Удельное давление нагрунт, МПа 0,07
Масса, кг 2780
Подъемник горный типа ПГ-820 предназначен для подъема и поддержания ремонтируемого участка действующего магистрального трубопровода диаметром 630...820 мм в траншее.
Для протаскивания трубопроводов при строительстве подводных переходов через реки и водохранилища используется тяговая лебедка ЛП 151 (рис. 7.19). Лебедка имеет дистанционное управление механизмами. Благодаря наличию турботрансформатора она обеспечивает автоматическое изменение скорости протаскивания трубопровода в зависимости от нагрузки.
Texнuчecкafl характеристика лебедки ЛП 151
БазаТяжеловозный
прицеп 4МАЗП-5208
Двигатель: тип Д-108
мощность, л.с 108
Канатоемкость барабана,м 500
Диаметр тягового каната,мм 62,5
Максимальное тяговое усилие, кН: без полиспаста 1500
с полиспастом 3000
Размеры, мм:Размеры, мм:длина 9270
Размеры, мм:
Размеры, мм:
ширина 3200
высота 3500
Масса, кг 40 000
Рис. 7.19. Тяговая лебедка ЛП 151:1 — лебедка ручная; 2 — прицеп тяжеловесный; 3 — двигатель; 4 — лебедРис. 7.19. Тяговая лебедка ЛП 151:1 — лебедка ручная; 2 — прицеп тяжеловесный; 3 — двигатель; 4 — лебедкакаРис. 7.20. Скреперная лебедка ЛС 301.Рис. 7.20. Скреперная лебедка ЛС 301.Для производства скреперных работ и протаскивания трубопроводов при строительстве подводных переходов используется скреперная лебедка ЛС 301 (рис. 7.20). Она состоит из
Рис. 7.19. Тяговая лебедка ЛП 151:
1 — лебедка ручная; 2 — прицеп тяжеловесный; 3 — двигатель; 4 — лебед
Рис. 7.19. Тяговая лебедка ЛП 151:
1 — лебедка ручная; 2 — прицеп тяжеловесный; 3 — двигатель; 4 — лебед
ка
ка
Рис. 7.20. Скреперная лебедка ЛС 301.
Рис. 7.20. Скреперная лебедка ЛС 301.
силовой установки, трансмиссии и двух барабанов. Все оборудование смонтировано на общей раме. Для автоматического изменения скорости выбирания каната в трансмиссию лебедки встроен турботрансформатор.
Техническая характеристика лебедки ЛС 301
Максимальное тяговое усилие,кН 400
Число барабанов 2
Канатоемкость каждогобарабана, м 500
Диаметр каната, мм 32,5
Двигатель: тип СМД-14
мощность, л.с 75
Турботрансформатор У358011А
Размеры, мм: длина 3900
ширина 2200
высота 2605
Масса, кг 13 800
ё eONei^A e fa Аб аа а е АёА1^ е а аАаАо аа
9 O1 1а
При аварии производится опорожнение нефтепровода, сбор нефти в котлованы или закачка ее в резинотканевые резервуары, автоцистерны. После окончания ремонтных работ проводят (насколько это возможно) обратную закачку собранной нефти в отремонтированный трубопровод.
Для выполнения указанных операций используются следующие технические средства. Для откачки нефти в нефтесборные емкости и последующей закачки собранной нефти в отремонтированный трубопровод применяют передвижной насосный агрегат ПНА-1 (рис. 7.21). Агрегат смонтирован на базе автомобиля КрАЗ-255Б. Насос для закачки — центробежный нефтяной 5НС-6х8 с шестью рабочими колесами. Привод насоса для закачки — силовая установка с дизелем В2-450 АВ-С3. Насосный агрегат для сбора и создания подпора на закачивающий насос — С-569М с электродвигателем ВОА-62/4. Обслуживающий персонал — 3 человека.
Техническая характеристика ПНА-1
Тип
База (шасси автомобиля).. Производительность, м3/ч
Передвижной самоходный
КрАЗ-255Б
130
Напор, м ст. жидк
Мощность, л.с
540
450
Запас хода, км
Запас топлива при номинальном режиме работы силовой установки, ч Грузоподъемность подъемника (с электро- талью), кН Быстроразборный трубопровод
Габариты агрегата в транспортном положении,
мм:
6
5
D = 108x4; I = 540 м (3 пакета)
D = 133x2,5; I =
= 100 м (1 пакет)
длина 9500
ширина 2900
Рис. 7.21. Передвижной насосный агрегат ПНА-1:
1 — автомобиль КрАЗ-255Б; 2 — силовая установка; 3 — насос для закачки 5НС-6х8
Рис. 7.22. Агрегат ПНА-2:
1 — силовая установка; 2 — пост управления; 3 — насос для закачки НПС- 200-700; 4 - автомобиль КрАЗ-255Б
36703670высота
3670
3670
Передвижной насосный агрегат ОНА-2 (рис. 7.22) предназначен для опорожнения поврежденного участка магистрального нефтепровода и обратной закачки нефти. Агрегат ПНА-2 является модификацией агрегата ПНА-1. Основное оборудование ПНА-2 расположено вдоль оси агрегата и состоит из следующих основных частей:
силового оборудования, включающего силовую установку с дизелем В2-800 ТК-С3, генератор;
насосного оборудования, включающего насос НПС-200-700, насосный агрегат С-569М;
трансмиссии, включающей промежуточный вал, редуктор, муфту;
вспомогательного оборудования.
Техническая 1арактеристика ПНА-2
Наибольшая подача нефти, м3/ч: при закачке 230
при откачке 250
Напор при закачке, м ст. нефти 480
Высота всасывания подпорного насоса, м 5
Установочная мощность силового дизеля, л.с 800
Габариты агрегата в транспортном положении, мм: длина 8710
ширина 2650
высота 3920
Полная массаагрегата, кг, не более 19 555
Для опорожнения поврежденного участка нефтепровода и обратной закачки разлитой нефти в условиях болотистой местности предназначен агрегат насосный болотоходный АНБ (рис. 7.23).
Базовой АНБ является транспортер ДТ-10П, представляю-
Рис. 7.23. Агрегат насосный болотоходный АНБ:1 — транспортер ДТ-10П; 2 — силовая установка; 3 — пост управления; 4 — насос центробежный НПС-200-700МРис. 7.23. Агрегат насосный болотоходный АНБ:1 — транспортер ДТ-10П; 2 — силовая установка; 3 — пост управления; 4 — насос центробежный НПС-200-700М
Рис. 7.23. Агрегат насосный болотоходный АНБ:
1 — транспортер ДТ-10П; 2 — силовая установка; 3 — пост управления; 4 — насос центробежный НПС-200-700М
Рис. 7.23. Агрегат насосный болотоходный АНБ:
1 — транспортер ДТ-10П; 2 — силовая установка; 3 — пост управления; 4 — насос центробежный НПС-200-700М
щий собой двухзвенную плавающую снегоболотоходную гусеничную машину с двумя активными звеньями, сочлененными по прицепной схеме. Машина преодолевает водные преграды глубиной 1,8 м.
В первом звене агрегата расположена тяговая силовая установка, находятся схемное оборудование и обслуживающий персонал. Второе звено представляет собой грузовую платформу, на которой установлено оборудование агрегата, размещены три топливных бака питания тягового двигателя, аварийные средства транспортера и его запасные части.
Для опорожнения нефтепровода и закачки собранной нефти в отремонтированный трубопровод служит модернизированный насос НПС 200-700М с шестью рабочими колесами. Модернизация насоса позволяет быстро производить переобвязку его на параллельную и последовательную работу двух групп рабочих колес. Переобвязка на параллельную работу осуществляется при опорожнении поврежденного участка трубопровода. В этом случае подача насоса увеличивается почти вдвое. При закачке, когда требуется увеличение давления, насос с помощью сменных трубопроводов обвязки переключается на последовательную работу групп рабочих колес.
В качестве подпорного насоса в агрегате АНБ используется самовсасывающий насос водоотливного агрегата АВ-701А. Насос соединен со взрывозащищенным электродвигателем и установлен на специальной передвижной тележке.
Техническая характеристика АНБ
Тип ходового устройстваГабаритные размеры агрегата (без монтажно-транспортной базы), мм:длинаширинавысотаНаибольшая подача, м3/ч:при опорожнениипри закачкеНаибольшее давление при закачке, МПаПитание электродвигателяТип ходового устройстваГабаритные размеры агрегата (без монтажно-транспортной базы), мм:длинаширинавысотаНаибольшая подача, м3/ч:при опорожнениипри закачкеНаибольшее давление при закачке, МПаПитание электродвигателяГусеничныйГусеничный13 620290036503202005,0Передвижная электро13 620290036503202005,0Передвижная электроОбщая грузоподъемность, кН 100В том числе: первого звена 17второго звена 83Масса полного комплекта (с базой, экипажем, заправкой), кг 30000Общая грузоподъемность, кН 100В том числе: первого звена 17второго звена 83Масса полного комплекта (с базой, экипажем, заправкой), кг 30000станция мощностью75 кВт (в комплект оборудования не входит)станция мощностью75 кВт (в комплект оборудования не входит)
Тип ходового устройства
Габаритные размеры агрегата (без монтажно-транспортной базы), мм:
длина
ширина
высота
Наибольшая подача, м3/ч:
при опорожнении
при закачке
Наибольшее давление при закачке, МПа
Питание электродвигателя
Тип ходового устройства
Габаритные размеры агрегата (без монтажно-транспортной базы), мм:
длина
ширина
высота
Наибольшая подача, м3/ч:
при опорожнении
при закачке
Наибольшее давление при закачке, МПа
Питание электродвигателя
Гусеничный
Гусеничный
13 620
2900
3650
320
200
5,0
Передвижная электро
13 620
2900
3650
320
200
5,0
Передвижная электро
Общая грузоподъемность, кН 100
В том числе: первого звена 17
второго звена 83
Масса полного комплекта (с базой, экипажем, заправкой), кг 30000
Общая грузоподъемность, кН 100
В том числе: первого звена 17
второго звена 83
Масса полного комплекта (с базой, экипажем, заправкой), кг 30000
станция мощностью
75 кВт (в комплект оборудования не входит)
станция мощностью
75 кВт (в комплект оборудования не входит)
Рис. 7.24. Водоотливной агрегат АВ-701:
1 — шланг всасывающий; 2 — трактор ДТ-75М; 3 — насос самовсасывающий
Водоотливной агрегат АВ-701 (рис. 7.24) предназначен для откачки дождевых, талых и грунтовых вод из ремонтных котлованов.
Агрегат представляет собой самовсасывающий насос ВСА 200-01А, установленный на тракторе ДТ-75М. Привод насоса осуществляется от вала отбора мощности через цилиндрический редуктор, смонтированный на заднем мосту трактора.
Всасывающий шланг снабжен приемной сеткой для предохранения от попадания в насос посторонних предметов.
TeiHunecKOfl 1арактеристика АВ-701
Производительность, м3/ч 700
Полный напор, м вод. ст 12
Потребляемая мощность насоса,л.с 65
Число шлангов 4
Удельное давление на грунт, кПа 5,7
Габаритные размеры, мм: длина 5200
ширина 2150
высота 2830
Масса, кг 7920
Насосы типа НЦС — центробежные самовсасывающие одноступенчатые с рабочим колесом одностороннего хода — предназначены для откачивания грунтовых вод из ремонтных котлованов. Конструкция насосов допускает их работу с температурой воды не выше 50 °C и позволяет осуществлять автоматическое управление ими.
Рис; 7.25. Насос водоотливной НЦС-1: 1 - насос; 2 - электродвигатель; 3 — тележка
Насосы НЦС-1 (рис. 7.25) и НЦС-2 представляют собой передвижной агрегат, состоящий из одноступенчатого насоса и двигателя, смонтированных на одноосной передвижной тележке. Конструкция рамы тележки позволяет эксплуатировать насосы в стационарных условиях, для чего необходимо снять с тележки колеса и переднюю опору. Тогда рама тележки будет служить основанием насосной установки.
Насосы НЦС-3 и НЦС-4 в отличие от НЦС-1 и НЦС-2 монтируются на передвижной раме с салазками, которую можно использовать при установке насоса для работы в стационарных условиях.
Технические характеристики насосов НЦС
НЦС-1
НЦС-2
НЦС-3
НЦС-4
Тип двигателя
... Электро-
Бензино
Электро
Бензино
двигатель
вый дви-
двигатель
вый дви-
АО2-42-2
гатель
АО2-032-2
гатель
Подача, м3/ч
УД-2(УД025)
УД-2(УД-25)
..18-130
18-130
8-60
8-60
Напор, м
.. 8,3-20,5
8,3-20,5
4,3-21,7
4,3-21,7
КПД, % 17,6 — 54,6 17,6 — 54,619,0 — 50,2
Допустимая ваку-
умметрическая
всасывающая, м 4 — 74 — 76,5 — 8
Диаметр всасы
вающих и напор
ных шлангов, мм 10010075
Габаритные разме
ры, мм:
19,0—50,2
6,5—8
75
длина 132512001120
ширина 610610385
высота 7651110540
Масса, кг 270276150
1050
500
880
205
Для откачки и закачки нефти и воды при аварийновосстановительных работах на магистральных нефтепроводах может быть использован агрегат ЦА-320М.
Техническая характеристика ЦА-320М
Тип агрегатаБазаТип агрегатаБазаНасос для закачки (марка) Производительность, м3/ч Давление максимальное, МПа Габаритные размеры, мм:длинаНасос для закачки (марка) Производительность, м3/ч Давление максимальное, МПа Габаритные размеры, мм:длинаширинавысотаМасса, кгширинавысотаМасса, кгПередвижной, самоходный Автомобиль КрАЗ-256 9т 10-83 3210 425 2650 3235 17 085Передвижной, самоходный Автомобиль КрАЗ-256 9т 10-83 3210 425 2650 3235 17 085
Тип агрегата
База
Тип агрегата
База
Насос для закачки (марка) Производительность, м3/ч Давление максимальное, МПа Габаритные размеры, мм:
длина
Насос для закачки (марка) Производительность, м3/ч Давление максимальное, МПа Габаритные размеры, мм:
длина
ширина
высота
Масса, кг
ширина
высота
Масса, кг
Передвижной, самоходный Автомобиль КрАЗ-256 9т 10-83 32
10 425 2650 3235 17 085
Передвижной, самоходный Автомобиль КрАЗ-256 9т 10-83 32
10 425 2650 3235 17 085
Для перекачки грунтовых и нефтесодержащих с механическими включениями вод, а также суспензий, включающих горячие и взрывчатые вещества, из траншей и котлованов используется установка УПС-1, которая представляет собой осевой насос сварной конструкции, смонтированный на понтоне. Конструкция насоса обеспечивает защиту крыльчатки от механических повреждений.
Величина погружения насоса регулируется его перемещением относительно понтона. Управление установкой УПС-1 осуществляется выносным пакетным переключателем.
Производительность установки до 250 м3/ч, напор — 8 м, привод электрический. Габаритные размеры 1700 х 1700 х х 1200 мм. Масса — 200 кг.
ёёОЫё1£А а Ааe a a OiAq а аАп а а
Использование средств малой механизации позволяет облегчить и ускорить ремонтные работы, проводимые при ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах.
Например, приспособление (рис. 7.26) предназначено для разметки отверстий различного назначения, в том числе отверстий под набивку герметизирующих тампонов в полость трубопровода, присоединения отводов и др.
В месте вырезки отверстия приспособление стойкой 2 устанавливают на трубу 1. При помощи ползунка 5 и стопорного винта 4 фиксируют требуемый диаметр отверстия и разметочным стержнем 6 наносят контур отверстия. Возможности перемещения ползунка в горизонтальной плоскости и разметочного стержня в вертикальной позволяют размечать отверстия практически любого диаметра.
Приспособление (рис. 7.27) предназначено для разметки
Рис. 7.26. Приспособление для разметки отверстий:
1 — стенка трубы; 2 — стойка; 3 — вращающаяся втулка; 4 — стопорный винт; 5 — ползунок; 6 — разметочный стержень
Рис. 7.27. Приспособление для разметки катушек
катушек при замене дефектного участка трубопровода. Приспособление состоит из регулировочной штанги 2 и тросика 3. Один конец тросика пропущен через отверстие 5 в середине штанги и закреплен установочным винтом 1, с помощью которого можно регулировать длину тросика. Свободный конец тросика снабжен чертилкой 4.
Разметка катушки производится в следующем порядке. Сначала внутрь трубы-заготовки под будущую катушку через торец устанавливают регулировочную штангу. Затем протягивают трос на длину будущей катушки и чертилкой отмечают круговой контур по внутренней поверхности трубы- заготовки. После этого регулировочную штангу переносят на размеченную линию, фиксируют и операцию разметки катушки повторяют для другого конца катушки. Обрезку катушки производят по линии реза переносом ее с внутренней поверхности трубы-заготовки на наружную. После этого регулировочную штангу вводят в открытый торец трубопровода, образованный вырезкой дефектного участка, и радиусом, равным принятой длине катушки, очерчивают круговой контур на наружной стороне противоположного откры- того торца трубопровода. Затем операцию повторяют симметрично.
Шаблон (рис. 7.28) предназначен для разметки катушек при замене дефектного участка. Он состоит из четырех направляющих стержней и двух хомутов. Каждый хомут имеет четыре втулки с винтами и фиксаторами и два стяжных болта. Внутренний диаметр хомута определяется диаметром того
Рис. 7.28. Шаблон для разметки катушек:
1 — хомут; 2 — направляющий стержень; 3 — втулка; 4 — затяжной болт; 5 — винт-фиксатор; 6 — трубопровод
трубопровода, на котором будут проводиться ремонтные работ ы.
Длину “катушки” для заменяемой части трубопровода выбирают следующим образом. Определяют границы поврежденного участка, по которым будет производиться разрез трубопровода. На трубопровод, где остался поврежденный участок, надевают шаблон. При установке шаблона торцевую часть хомутов совмещают с линией отметки границ поврежденного участка и хомуты болтами фиксируют в этом положении. После этого во втулках хомутов закрепляют направляющие шаблона. Зафиксировав таким образом длину поврежденной части трубопровода, шаблон снимают вместе с направляющими, переносят и закрепляют на трубе-заготовке для “катушки”. При закреплении шаблона торцевую часть одного из хомутов совмещают с торцом трубы. Затем, используя кромку второго хомута как линейку, намечают на поверхности трубы линию отреза “катушки”.
Приспособление (рис. 7.29) также предназначено для разметки “катушек” при замене дефектного участка трубы. С его помощью можно производить замену дефектного участка без дополнительных подгоночных работ.
Приспособление состоит из двух колец, шарнирно соединенных тремя штангами 6: каждое кольцо разъемное и со-
12 10
Рис. 7.29. Приспособление для разметки катушек:
1 — полукольцо нижнее; 2 — накладка; 3 — винт установочный; 4 — бобышка; 5 — полукольцо верхнее; 6 — штанга; 7 — риска; 8 — палец; 9 — винт стяжной; 10 — скоба; 11 — втулка; 12 — винт стопорный
стоит из верхнего 5 и нижнего 1 полуколец. Верхнее полукольцо имеет риску 7. Полукольца соединены между собой накладками 2 на болтах. На верхних полукольцах закреплены по три шаровых пальца 8. На шаровых пальцах при помощи стяжных винтов 9 закреплены скобы 10 со вставленными в них втулками 11, имеющими стопорные винты 12.
К верхнему полукольцу приварены две, а к нижнему полукольцу — одна резьбовая бобышка 4 с установочными винтами 3. Кольца соединены между собой штангами 6, которые вставляются во втулки 11.
Разметку катушки при замене дефектного участка трубопровода производят следующим образом. На участок трубы, подлежащий замене, накладывают верхние полукольца со штангами. Под трубу заводят нижние полукольца и соединяют с верхними. Кольца вдоль штанг раздвигают на необходимое (в зависимости от дефекта трубы) расстояние. Каждое кольцо устанавливают таким образом, чтобы плоскости колец на трубе составляли между собой угол 8 — 9 град. Винтами фиксируют заданное положение колец относительно трубы. Чертилкой вдоль внешних сторон колец наносят линию реза. Против риски на верхнем кольце ставят на трубе метку.
Далее нижние полукольца отсоединяют от верхних, а верхние полукольца с закрепленными на них штангами переносят на новый участок трубы. Там нижние полукольца присоединяют к верхним. Чертилкой вдоль внешних сторон колец наносят линию реза и ставят риски.
Приспособление снимают с трубы. По разметке вырезают дефектный участок трубопровода и катушку. Новую катушку вставляют на место вырезанной так, чтобы совпали метки на катушке и на концах трубы.
Техническая юрактеристика приспособления для разметки катушек
Длина размечаемой “катушки", мм 3,5
Диаметр размечаемых труб, мм 529; 720; 820; 1020
Габаритные размеры, мм, для труб диаметром: 529 940 х 780 х 3500
720 1140 х 980 х 3500
820 1250х1500х3500
1020 1020х1500х3500
Масса приспособления, кг, для труб диаметром: 529 32
720 34,6
820 40,5
1020 56,4
Устройство (рис. 7.30) предназначено для разметки линий
Рис. 7.30. Устройство для разметки линий реза:
1, 2, 4 — поперечины; 3 — шаблон; 5 — опора; 6 — штанга
реза на концах вставок (обрезков труб, запорной арматуры, обратных клапанов, тройников) при монтажных и ремонтных работах на трубопроводах.
Устройство состоит из четырех штанг 6, поперечин 1, 2, 4, двух опор 5, шаблона 3. В месте разрыва на концы труб устанавливаются опоры. На опоры укладывают катушку (вставку), которая должна быть больше длины разрыва. При укладке катушка должна перекрывать трубу с обоих концов. Через отверстия в штангах поперечины отсоединяются от штанг. С помощью фиксаторов поперечины 1, 4 фиксируются в штангах 6. При сборке штанг и поперечин получается плоскость — рама, пересекающая одновременно трубу и катушку. Плоскость-рама собирается на обоих концах. Шарнирный узел позволяет занять плоскости-раме необходимое положение относительно трубы и катушки во избежание косого стыка. После установки и выверки с помощью шаблона 3 мелом наносится линия реза по катушке и трубе по обе стороны. Для реза катушки и трубы под кромку по мелу необходимо (при проведении линии резана трубе) увеличить толщину шаблона с учетом величины зазора между катушкой и трубой.
Техническая характеристика устройства для разметки линии реза
Длина вставки, размечаемой при помощи устройства, мм От250 до размера
плети
Диаметр вставки, мм 279—1220
Габаритные размеры устройства на диаметр вставки 820—1229 мм, мм:
длина 1350
высота 2660
Масса устройства на диаметр вставки 820 — 1220 мм, кг 17
Пневматический труборез "Файн-600" (рис. 7.31) предназначен для вырезки поврежденных участков трубопроводов.
Труборез может быть использован как для разделительной резки, так и для резки под фаску.
Труборез состоит из двигателя и редуктора 4, который приводит в движение рабочий диск фрезы 5 и тележку, оснащенную зубчатыми колесами и роликовой цепью 8. Труборез устанавливается четырьмя колесами на обрезаемую трубу 1 и фиксируется на ней роликовой цепью. После включения двигателя полотно фрезы путем вращения вручную рукоятки 7 вертикальной подачи прижимается к трубе до тех пор, пока стенка трубы не будет перерезана. Затем при помощи ручки включения хода приводятся в движение зубчатые ведущие колеса, которые тянут по окружности тележку.
Таким образом фреза продвигается вокруг трубы и производит самостоятельную резку.
Рис. 7.31. Труборезная машина "Файн-600":
1 — труба; 2 — держатель цепи; 3, 6 — накладки; 4 — редуктор; 5 — фреза; 7 — стяжка; 8 — втулочно-роликовая цепь
Естественная вибрация всего приспособления обеспечивает достаточно хороший зацеп зубьев колес с поверхностью трубы, что создает не только необходимый нажим фрезы на стенку трубы, но и обеспечивает равномерное устойчивое движение фрезы вперед по окружности. Чтобы использовать более широкую фрезу, ставят удлиненный вал, дополнительно фиксируемый держателем. При необходимости можно снять держатель и фасовочную фрезу, затем, установив прокладочное кольцо, производить разделительную резку.
TeinunecKOfl 1арактеристика трубореза “Файн-600
Фреза диаметром
220 мм
Фасонная фреза диаметром 160 мм
Рабочее давление, МПа 0,6
Расход воздуха (под нагрузкой), м3 2,8
Частота вращения, об/мин:
0,6
2,8
двигателя 3000
полотна фрезы 30
Глубина реза, мм 68
Подача, мм/мин 60
Масса, кг 69
3000
30
38
30
76
Труборезная машинка "Мобиль” (рис. 7.32) предназначена для резки отдельных труб и трубопроводов диаметром от 150 до 1420 мм. С помощью машинки могут быть выполнены следующие операции:
обрезка труб толщиной стенки до 13 мм с одновременным снятием фаски под сварку;
обрезка труб толщиной стенки больше 13 мм с последующим снятием фаски под сварку;
Рис. 7.32. Труборезная машинка "Мобиль"
вырезка дефектного шва;
вырезка квадратного отверстия в трубе;
резание трубы в наклонной плоскости с одновременным снятием фаски.
Мягкое крепление машинки позволяет резать трубы с заводским швом без отклонения от направления резания при прохождении через шов. Машинка надежно режет даже при наличии больших сжимающих и изгибающих напряжений в трубопроводе, а также при овальности трубы.
Дистанционное управление дает возможность использовать машинку в котловане, заполненном водой или нефтью. Машинка имеет гидравлический привод: работает от маслонасо- са, приводимого в действие электромотором или двигателем внутреннего сгорания.
Техническая 1арактеристика труборезной машинки “Мобиль"
Диаметр отрабатываемых труб, мм 150—1420
Максимальная глубина резания, мм 13
Скорость резания, мм/мин 50 — 90
Максимальное изменение положения фрезы в боковом направлении, мм 30
Подача с передаточной шестерней, мм/мин 26 — 65; 30 — 60; 39 — 47
Габаритные размеры, мм: ширина 640
Масса, кг 80Расход, л/мин 40Давление, МПа 10Масса, кг 80Расход, л/мин 40Давление, МПа 10высота при максимальном подъеме 400
Масса, кг 80
Расход, л/мин 40
Давление, МПа 10
Масса, кг 80
Расход, л/мин 40
Давление, МПа 10
Разработан станок для полуавтоматической резки труб (рис. 7.33). Станок имеет следующую конструкцию.
На трубу надевают внутреннее кольцо 8, к которому крепится электродвигатель 3 с редуктором 4. На внутреннее кольцо надевают внешнее кольцо 7 и закрепляют с помощью направляющих 9 винтами 12. В качестве внешнего кольца уложена велосипедная цепь 6, по которой перемещается звездочка 5, укрепленная на оси двигателя. На внешнее кольцо крепятся копир 10 и газовая горелка 11. Для передвижения станка вдоль трубы служит ролик 1. Все устройство фиксируется на трубе с помощью четырех упорных болтов 13, размещенных по окружности внутреннего кольца. Копир, жестко связанный с газовой горелкой, обеспечивает постоянство расстояния головки горелки от поверхности трубы. Переключатель 2, установленный на двигателе, обеспечивает движение горелки при резке трубы в обе стороны.
В зависимости от диаметра и толщины трубы применяются кольца и звездочка соответствующего размера, обес-
Рис. 7.33. Станок для полуавтоматической резки труб:
1 — ролик; 2 — переключатель; 3 — электродвигатель; 4 — редуктор; 5 — звездочка; 6 — цепь велосипедная; 7 — внешнее кольцо; 8 — внутреннее кольцо; 9 — направляющая; 10 — копир; 11 — горелка; 12 — винт; 13 — упорный болт
печивающие различную скорость передвижения газовой горелки.
Приспособление (рис. 7.34) предназначено для снятия фасок на торцах труб газовым резаком при подготовке их под сварку.
Фаскорез состоит из корпуса 3, который надевается на трубу 5 и фиксируется шестью болтами 4. На последних выполнена проточка с миллиметровой шкалой для точной установки корпуса фаскореза относительно трубы. На корпусе приварены два кольца, между ними установлено поворотное кольцо, к которому кронштейном крепится газовый резак 2.
Рис. 7.34. Приспособление для снятия фасок:
1 — винт; 2 — газовый резак; 3 — корпус; 4 — болт; 5 — труба
Рис. 7.35. Приспособление для резки под фаску:
1 — вал полый; 2 — трубопровод; 3 — резак; 4 — кронштейн; 5 — стойка
Газовый резак фиксируется в колодке кронштейна винтом 1 под заданным углом по отношению к трубе. К кронштейну крепится штурвал, служащий для поворота резака.
Приспособление (рис. 7.35) предназначено для резки торцов труб под фаску при врезке катушек в магистральные трубопроводы.
Приспособление для резки под фаску состоит из полого вала 1, который с помощью винтовых стоек 5 устанавливается на оси трубопровода 2 в месте врезки катушки. К подвижному кронштейну 4, установленному на валу, прикрепляется резак 3, которым и производится резка фасок. При этом обеспечивается параллельность резов.
Электрический труборез ИЭ-6302 предназначен для резки стальных труб и снятия фасок. Резка осуществляется с помощью абразивных кругов на тканевой основе способом обкатки трубореза вокруг обрабатываемой трубы. Базовой машиной для трубореза служит угловая электрическая шлифовальная машина ИЭ-2102А или ВСБА-1400 (производство Болгарии).
В комплект входят электрический труборез ИЭ-6302, угловая электрическая шлифовальная машина ИЭ-2102А или ВСБА-1400, тележка ИЭ-б302-0200 и цепь длиной 4 м.
Техническая характеристика ИЭ-6302
ИЭ-2102А ВСБА-1400АП-43АКНД150-1200150-120023023068006500362202005020202000Продолжительный330305375ИЭ-2102А ВСБА-1400АП-43АКНД150-1200150-120023023068006500362202005020202000Продолжительный330305375Модель базовой машины
ИЭ-2102А ВСБА-1400
АП-43АКНД
150-1200150-1200
230230
68006500
36220
20050
20202000
Продолжительный
330
305
375
ИЭ-2102А ВСБА-1400
АП-43АКНД
150-1200150-1200
230230
68006500
36220
20050
20202000
Продолжительный
330
305
375
Тип двигателя базовой машины Диаметр обрабатываемых труб, мм Диаметр шлифовального круга, мм Частота вращения шпинделя под нагрузкой, об/мин Напряжение, В Частота тока, Гц Потребляемая мощность, Вт Режим работы Габаритные размеры, мм: длина ширина высота
Масса, кг 18,5Масса, кг 18,5
Масса, кг 18,5
Масса, кг 18,5
Электрические шлифовальные угловые машинки ИЭ-2102А и ИЭ-02103А (рис. 7.36) предназначены для обработки корней сварных швов и зачистки сварных швов при замене дефектных участков трубопроводов.
Электродвигатель питается от переносного преобразователя частоты тока или от специальной сети трехфазного переменного тока.
Технические характеристики ИЭ-2103А, ИЭ-2102А
Диаметр шлифовального круга, мм 175225Диаметр шлифовального круга, мм 175225Модель ИЭ-2103А ИЭ-2102А
Диаметр шлифовального круга, мм 175225
Диаметр шлифовального круга, мм 175225
Рис. 7.36. Электрическая шлифовальная машинка ИЭ-2103А:
1 — кожух; 2 — круг; 3 — шпиндель; 4 — шестерня; 5 — корпус; 6 — электродвигатель; 7 — рукоятка; 8 — кабель
Толщина абразивного круга, мм 3—103—10
Частота вращения круга, об/мин 85006500
Электродвигатель (асинхронный) с короткозамкнутым ротором:
номинальная мощность, Вт 16001600
частота вращения, об/мин 16001600
режим работы Продолжительный
ток Переменный
трехфазный
напряжение, В 3636
частота тока, ГЦ 200200
Габаритные размеры, мм: длина 464464
ширина 247272
высота 177177
Масса (без кабеля и абразивногокруга), кг.. 7577
Разработана машина МР 530/1220. Она состоит из станка для резки труб и пульта управления. В конструкцию станка (рис. 7.37, I) входят электродвигатель 2 во взрывозащищенном исполнении, который посредством цепной передачи и редуктора 3 приводит в действие фасонную фрезу 5, сидящую на выходном валу суппорта 4, транспортный вал 10 тележки 1, которая снабжена звездочками 12 и свободно установленными четырьмя колесами 11.
Суппорт 4 вместе с фрезой 5 поворачивается вокруг своей оси при помощи винта 6, что обеспечивает движение врезания (поперечную подачу). На крышке приводного редуктора 3 установлено натяжное устройство 7 передней цепи 8, которое обеспечивает необходимое усилие натяга цепи. Тележка 1 состоит из труб, в которых установлены ось 9 и транспортный вал 10. На транспортном валу звездочки 12 установлены жестко, а на оси 9 — свободно. Через приводную шестерню 13, промежуточную и ведущую шестерни 14 транспортный вал 10 соединен с редуктором 3. На раме тележки 1 закреплено натяжное устройство 15 задней цепи.
Редуктор 3 — сварной, трехступенчатый, червячный (рис. 7.37, ■ ). Через цепную передачу вращение от ведущей звездочки 17 (Z = 13) передается на звездочку 18 (Z = 25), жестко сидящую на валу 19, который выполнен как одно целое с червяком (Z = 2). Все валы редуктора установлены на конических роликовых подшипниках 20. С вала 22 вращение передается на фрезу 5 через шестерни 23 и 24 суппорта. Включение движения тележки 1 производится с помощью зубчатой муфты 31, которая входит в зацепление с червячным колесом 29 и блокирует вал 30.
Муфта 31 перемещается по валу 30 с помощью рукоятки 32. С вала 30 через набор шестерен 13, 14 вращение передается на вал 10. Звездочки, получая вращение от редуктора, перекатываются по цепям, охватывающим трубу, и обеспечивают перемещение станка вокруг трубы.
Натяжение цепей за счет силы трения обеспечивает их неподвижное положение на поверхности трубы, чем достигается плавность и непрерывность движения подачи. Подача охлаждающей жидкости на режущий инструмент осуществляется через шланг 34.
Пульт управления предназначен для управления работой электродвигателя и представляет собой шкаф, содержащий пусковую аппаратуру, с вынесенным наружу кнопочным блоком.
Электрошкаф устанавливается на расстоянии 30 м от места производства работ. Кнопочный пульт выполнен во взрывозащищенном исполнении и находится рядом со станком.
Фрезер (рис. 7.38) предназначен для врезки труб в работающий трубопровод без остановки перекачки.
Основными частями приспособления являются сменная фреза 2, имеющая семь типоразмеров в зависимости от диаметра врезаемой трубы, устройство для вынимания вырезанной части 1, вал 3, опора 4, коническая передача 5, опорная шайба 7, дополнительный вал 8, винт подачи фрезы 6, приводная стойка 10, рукоятка 9, муфта 11, штифт 12, резец 13. Приспособление снабжено набором фланцев.
Для врезки трубы в работающий участок трубопровода в требуемом месте приваривают патрубок с фланцем, соответствующим диаметру врезаемой трубы, к фланцу присоединяют задвижку, а к последней — фланец приспособления. Затем задвижки открывают, и вращением винта 6 фреза подается до прикосновения резца 13 с вырезаемой частью трубы. С помощью рукоятки 9 через коническую передачу вращение передается фрезе с приспособлением для вынимания вырезанной части, и одновременно осуществляется ее подача — просверливается отверстие диаметром 32 мм. Подача производится до полного вывода штифта 12, служащего для удержания вырезанной части трубы, из-под муфты 11. После этого вырезаемую часть трубы высверливают и вынимают из задвижки вместе с фрезой с помощью вала подачи. Задвижку закрывают и приспособление отсоединяют.
Приспособление снабжено сменными фрезами и фланцами для врезки труб диаметром 140; 194; 245; 299; 325; 377; 380 мм.
a
34
Рис. 7.37. Станок для резки труб МР 530/1220:
Ф - рабочий вид на трубе; • - кинематическая схема станка и редуктора машины
Рис. 7.37. Продолжение
Приспособление (рис. 7.39) предназначено для врезки в действующий трубопровод, находящийся под давлением. В основе работы приспособления лежит тот же принцип, что и в устройстве отсека для выхода водолазов из подводной лодки: создается небольшой переходный объем, который заполняется водой. К трубопроводу 5 приваривают специальную камеру-шлюз 2, состоящую из двух отсеков. В ней располагается режущий инструмент. Сначала просверливают стенку действующей магистрали, жидкость вырывается из магистрали, заполняет камеру и подключаемый трубопровод. Затем в действие вступает чашечная фреза 7, которая проде-
Рис. 7.38. Фрезер для врезки труб под давлением:
1 — устройство для удаления вырезанной части; 2 — сменная фреза; 3 — вал;
4 — опора; 5 — коническая передача; 6 — винт подачи; 7 — опорная шайба; 8 — вал; 9 — рукоятка; 10 — стойка; 11 — муфта; 12 — штифт; 13 — резец
лывает в магистрали отверстие заданного диаметра. Особые захваты на сверле 6 не дают вырезанному кругу металла соскользнуть в трубопровод. Когда отверстие готово, режущий инструмент вместе с вырезанным кругом переводят из одного отсека в другой. Окно между отсеками закрывается клапаном 8 (его подтягивают специальным тросиком 9, а потом он удерживается давлением перекачиваемой среды). Теперь второй отсек вместе с режущим инструментом можно отсоединить от магистрали и использовать многократно. Оставшаяся в месте ответвления переходная камера 4 дает начало новому трубопроводу.
Диаметр подключаемых трубопроводов — от 100 до 250 мм, давление среды в действующей магистрали — до 1,2 МПа.
Длина устройства — 700 мм, масса — 35 кг.
Приспособление (рис. 7.40) предназначено для врезки в трубопровод, находящийся под давлением, без остановки перекачки.
К трубопроводу 1 приваривают штуцер 2, к которому крепят серийно выпускаемую задвижку 4. К концу задвижки
Рис. 7.39. Приспособление для врезки в трубопровод:
1 — кран; 2 — камера-шлюз; 3 — отвод; 4 — камера переходная; 5 — трубопровод; 6 — сверло; 7 — фреза чашечная; 8 — клапан; 9 — тросик; 10 — шпиндель
герметично крепится корпус 5 устройства. Через открытую задвижку пропущен шпиндель 8, имеющий держатель 3 с центровочным сверлом 10 и резцами 9, равноудаленными от
Рис. 7.40. Приспособление для врезки в трубопровод без остановки перекачки:
1 — трубопровод; 2 — штуцер; 3 — держатель; 4 — задвижка; 5 — корпус устройства; 6 — редуктор; 7 — электродвигатель; 8 — шпиндель; 9 — резец; 10 — сверло
центра вращения сверла. На центровочном сверле закреплены пружинные усики, выполняющие роль ловушки для вырезанной части трубопровода. На шпинделе 8 закреплена резьбовая втулка, расположенная между упорными подшипниками, для которых упором с одной стороны служит бурт, а с другой — стопорное пружинное кольцо с ответной канавкой на шпинделе. Для возможности поворота резьбовой втулки предусмотрены отверстия. Вращение шпинделя осуществляется с помощью механизма, состоящего из электродвигателя 7 и редуктора 6. Для передачи крутящего момента в отверстии электродвигателя закреплена шпонка, а на шпинделе имеется ответный шпоночный паз. Герметичность устройства достигается установкой на шпинделе уплотнения. При включении электропривода через шпонку приводится во вращение шпиндель 8 с центровочным сверлом 10 и резцами 9.
Продольная подача шпинделя осуществляется вращением резьбовой втулки при помощи отверстия по резьбе корпуса через окно в последнем. После того как центровочное сверло 10 просверлило стенку трубопровода, свободный объем задвижки заполняется поступающим из трубопровода продук-
Рис. 7.41. Устройство для врезки отводов:
1 — фреза; 2 — патрубок; 3 — задвижка; 4 — переходной патрубок; 5 — приставка для врезки; 6 — шпиндель приставки; 7 — лебедка; 8 — болт; 9 — блок; 10 — привод; 11 — фланец; 12 — шпиндель; 13 — сальник
том. После прорезки стенки трубопровода шпиндель устанавливают в верхнее положение, задвижку перекрывают и устройство для врезки отсоединяют.
Устройство (рис. 7.41) предназначено для врезки отводов в магистральные трубопроводы, находящиеся под давлением.
В намеченном месте врезки отвода в магистральный трубопровод к последнему приваривают патрубок 2, в центре которого к трубопроводу приваривают бобышку — направляющую для сверла.
К патрубку 2 крепят задвижку, к ней — переходной патрубок 4, а к патрубку жестко — приставку для врезки 5 с приводом 10.
На фланце 11 привода крепится лебедка 7 устройства для перемещения шпинделя.
В полый шпиндель вставляют вилку блока 9. Трос лебедки перекидывают через блок 9 и закрепляют концом к фланцу привода. Лебедкой 7 шпиндель 12 перемещают до соприкосновения фрезы 1 с образующей трубы. При этом сверло шпинделя должно войти в отверстие бобышки.
Болтами 8 шпиндель привода 10 соединяется со шпинделем 12 приставки для врезки 5. При этом болты должны войти в ближайшие отверстия шпинделя приставки. Затем устройство для перемещения шпинделя демонтируют, выключают автоматическую подачу шпинделя привода.
Электродвигатель привода подключают к источнику питания. Включают привод. При этом необходимо убедиться в нормальном вращении шпинделя приставки для врезки. Включается автоматическая подача шпинделя. По осевому перемещению шпинделя контролируют ход вырезки отверстия в трубопроводе. Если появится подтекание нефти через сальник 13, подтягивают гайки крепления грундбуксы.
Как только окно будет вырезано, выключают привод. На привод устанавливают устройство для перемещения шпинделя.
Лебедкой 7 натягивают трос. Одновременно, отворачивая болты 8, разъединяют шпиндель привода 10 и шпиндель 12 устройства для врезки 5.
Вращая рукоятку лебедки постоянно, освобождают шпиндель 12 устройства 5, который под действием давления продукта в магистральном трубопроводе будет перемещаться за клин задвижки. Как только фреза выйдет за клин задвижки, задвижка закроется. Устройство для врезки демонтируют.
Техническая 1арактеристика устройства для врезки отводов
До 4504,0П-80 1,8При помощи устройства для перемещения шпинделя 18,217-45До 4504,0П-80 1,8При помощи устройства для перемещения шпинделя 18,217-45Диаметр врезаемого отвода, мм
До 450
4,0
П-80 1,8
При помощи устройства для перемещения шпинделя 18,2
17-45
До 450
4,0
П-80 1,8
При помощи устройства для перемещения шпинделя 18,2
17-45
Давление продукта в трубопроводе, МПа Тип привода Рабочая подача шпинделя, мм/мин Подвод фрезы к трубопроводу и отвод ее за клин задвижки
Частота вращения шпинделя, об/мин Время вырезки отверстия в трубопроводе, мин
Габаритные размеры, мм: длина 2800
ширина 525
высота 390
Масса устройства без задвижки и патрубка, кг 275
Приспособление (рис. 7.42) предназначено для врезки отводов при опорожнении нефтепроводов и отсутствии давления в трубопроводе.
Приспособление состоит из отвода 1 с приваренным фланцем, к которому при помощи болтов крепится фланец приспособления 6 с сальниковым устройством и прокладкой 5. Через фланец 4 проходит шпиндель 9, на нижнем конце которого крепятся фреза 2 и центрирующее сверло. Вращение шпинделя осуществляется вручную при помощи маховика 8, а подача фрезы при помощи шпилек 7 и нажимного
Рис. 7.42. Приспособление для врезки отводов:
1 — отвод; 2 — фреза; 3 — патрубок; 4 — фланец; 5 — прокладка; 6 — фланец приспособления; 7, 11 — шпилька; 8 — маховик; 9 — шпиндель; 10 — фланец нажимной; 12 — гайка
фланца 10. Усилие на фланец передается гайками при помощи гаечного ключа. К отводу 1 под углом 90 град. приварен патрубок, к которому можно крепить задвижку. После вырезки “пятака” в трубопроводе шпиндель с фрезой поднимают вверх и производят откачку нефти через патрубок.
Рис. 7.43. Станок для врезки отводов в трубопровод:
1 — корпус; 2 — шпиндель; 3 — фреза; 4 — электродвигатель; 5 — редуктор; 6 — храповый механизм
TeiHUHecKafl характеристика приспособления для врезки отводов
Диаметр врезаемого отвода, мм 150
Максимальный диаметр вырезаемого отверстия, мм130
Вид привода фрезы Ручной
Габариты, мм: длина 685
диаметр 340
Масса приспособления, кг 32
Станок (рис. 7.43) предназначен для врезки отводов в магистральный трубопровод без остановки перекачки.
Станок состоит из корпуса 1 с фланцем и шпинделем 2 с фрезой 3. На корпусе закреплен электродвигатель 4. Вращение от электродвигателя через редуктор 5 передается шпинделю 2. Подача шпинделя ручная, через храповой механизм 6.
Врезка отводов при помощи приспособления производится следующим образом. В намеченном месте врезки отвода приваривают патрубок, к которому крепят задвижку, а
к ней — станок. Задвижки полностью открывают. Вращением шпинделя фрезу подводят к стенке трубопровода, после чего включают электродвигатель. По мере вырезки "пятака" производят ручную подачу шпинделя с фрезой. После вырезки "пятака" электродвигатель выключают, шпиндель вместе с фрезой выводят за клин задвижки. Задвижку закрывают и станок демонтируют.
В отличие от аналогичных конструкций данный станок имеет механизм, осуществляющий одновременно с вращением шпинделя его подачу; конструкция шпинделя дает возможность регулировать ход фрезы.
Техническая характеристика станка для врезки отводов
До 720Электродвигатель АО-51-4 Ручная 13 640 2,0До 720Электродвигатель АО-51-4 Ручная 13 640 2,0Диаметр врезаемых отводов, мм Привод Подача шпинделя Частота вращения шпинделя, об/мин Масса, кг Давление в трубопроводе, МПа
До 720
Электродвигатель АО-51-4 Ручная 13 640 2,0
До 720
Электродвигатель АО-51-4 Ручная 13 640 2,0
Приспособление (рис. 7.44) предназначено для вырезки окон в трубопроводе при откачке нефти. Приспособление можно использовать и для вырезки окон под давлением. В этом случае дополнительно монтируют задвижку.
Приспособление состоит из узлов привода, резки и уплотнения.
Узел привода включает червячный редуктор 9 с приводом от электродвигателя 2 и вал 10 с фрезой 6. Подача фрезы осуществляется вручную вращением штурвала 1.
Узел резки состоит из фрезы 6, фланца крепления фрезы, центрирующего сверла 7 и вала 10 фрезы. Для предотвращения биения фрезы в нижней части на шпиндель 8 приварена распорная втулка, которая фиксируется относительно отвода 5 винтами 4. Зазор между фланцем приспособления и шпинделем вала уплотняется сальниковым устройством.
При врезке под давлением на отвод с фланцем дополнительно устанавливают задвижку 3, на фланец которой уже монтируют приспособление.
Техническая характеристика приспособления для вырезки окон
Максимальный диаметр вырезаемого окна, мм180
Максимальное давление в трубопроводе, МПа1,0
Монтируемая задвижка Ду200, Ру64
Привод вращения фрезы Электрический
Привод подачи фрезы Ручной
Длина приспособления, мм 2300
Масса приспособления, кг 86
Рис. 7.44. Приспособление для вырезки окон в трубопроводе:
1 — штурвал; 2 — электродвигатель; 3 — задвижка; 4 — винт; 5 — отвод; 6 — фреза; 7 — сверло; 8 — шпиндель; 9 — редуктор червячный; 10 — вал
Рис. 7.45. Станок для вырезки окон в трубопроводе: 1 — цепь; 2 — патрубок; 3 — трубопровод
Станок для вырезки окон (рис. 7.45) предназначен для механической безогневой вырезки отверстий в трубопроводе, через которые производится набивка тампонов при ремонте трубопроводов.
В корпусе станка установлен шпиндель с закрепленной на нем фрезой. Диаметр фрезы колеблется от 250 до 320 мм. Механизм станка вращает шпиндель и одновременно обеспечивает автоматическую подачу фрезы. Имеется возможность осуществлять быструю подачу шпинделя и фрезы с целью ее подвода к трубе перед вырезкой окна.
В намеченном месте на трубопровод 3 с помощью цепи 1 закрепляют станок. На патрубок 2 корпуса станка надевают шланг для отвода нефти. Механизмом быстрой подачи к трубе подводят фрезу. Затем включается автоматическая подача
шпинделя и осуществляется контроль за ходом вырезки окна. По окончании вырезки окна станок выключают, и фреза отводится в исходное положение механизмом быстрой подачи. Затем станок демонтируют.
Техническая характеристика станка для вырезки окон
200-350Автоматическая 0,075-0,32 Электродвигатель АСВ-32-4 или ВАО-31-410-20103200-350Автоматическая 0,075-0,32 Электродвигатель АСВ-32-4 или ВАО-31-410-20103Диаметр вырезаемого окна, мм
200-350
Автоматическая 0,075-0,32 Электродвигатель АСВ-32-4 или ВАО-31-4
10-20
103
200-350
Автоматическая 0,075-0,32 Электродвигатель АСВ-32-4 или ВАО-31-4
10-20
103
Подача шпинделя
Скорость подачи фрезы, мм/об
Привод
Время вырезки окна (машинное), мин Масса станка, кг
Станок (рис. 7.46) предназначен для безогневой вырезки окон для набивки тампонов в полость трубопровода. Станок состоит из седловины 5, изготовленной из трубы диаметром 720 мм, с зубчатым венцом 6. На зубчатом венце при помощи ползунков крепится поворотный круг 7 (со смотровыми окнами). На поворотном круге смонтирован корпус, в котором находится скользящая пиноль 8, в пиноли смонтирован вращающийся шпиндель 9 на шарикоподшипниках.
От электродвигателя (0,6 кВт) через зубчатую передачу 1 приводится в движение шпиндель станка со скоростью вра-
Рис. 7.46. Станок для безогневой вырезки окон:1 — зубчатая передача; 2 — редуктор; 3 — хомут; 4 — болт; 5 — седловина;6 — зубчатый венец; 7 — поворотный круг; 8 — пиноль; 9 — шпиндель;10 — электродвигательРис. 7.46. Станок для безогневой вырезки окон:1 — зубчатая передача; 2 — редуктор; 3 — хомут; 4 — болт; 5 — седловина;6 — зубчатый венец; 7 — поворотный круг; 8 — пиноль; 9 — шпиндель;10 — электродвигатель
Рис. 7.46. Станок для безогневой вырезки окон:
1 — зубчатая передача; 2 — редуктор; 3 — хомут; 4 — болт; 5 — седловина;
6 — зубчатый венец; 7 — поворотный круг; 8 — пиноль; 9 — шпиндель;
10 — электродвигатель
Рис. 7.46. Станок для безогневой вырезки окон:
1 — зубчатая передача; 2 — редуктор; 3 — хомут; 4 — болт; 5 — седловина;
6 — зубчатый венец; 7 — поворотный круг; 8 — пиноль; 9 — шпиндель;
10 — электродвигатель
щения 250 об/мин. Через зубчатую пару идет передача на редуктор 2, который приводит в движение поворотный круг. Станок крепится к трубе двумя хомутами 3 или цепями и зажимается стяжными болтами 4. Охлаждение трубы производится водой при отсутствии нефти в трубе. Станок безопасен в работе и устанавливается силами двух человек.
Вырезку окон можно производить шириной 470 мм любой длины на трубопроводе диаметром 500 — 800 мм. Время на вырезку окна 25 мин, масса станка 60 кг.
Приспособление для просверливания отверстий (рис. 7.47) предназначено для врезки штуцеров в действующий трубопровод под давлением до 4 МПа.
Последовательность подключения приспособления следующая. К трубопроводу приваривают штуцер с фланцем и устанавливают задвижку. Приспособление закрепляют ответным фланцем к задвижке, находящейся в открытом положении. Нажимная планка 2 приспособления при помощи шпилек 4 вывернута в крайнее верхнее положение.
Рис. 7.47. Приспособление для просверливания отверстий в трубе:
1 — маховик; 2 — фланец нажимной; 3 — шпилька; 4 — сверло; 5 — шпиндель
По окончании подготовительных работ приступают к непосредственному сверлению. Вращением штурвала 1 и постепенным поджатием нажимной планки 2 производят сверление. Как только стенка трубы будет просверлена полностью, натяжение штурвала ослабнет. Подъем шпинделя 5 производят до крайнего верхнего положения; при выходе сверла 4 из корпуса задвижки последняя закрывается. Убедившись в герметичности задвижки, приспособление снимают.
Устройство для пробивки отверстия ПТ-1 (рис. 7.48) предназначено для пробивки отверстий в нефтепроводах, заполненных нефтью, а также для закачки химических композиций в полость трубопровода, контрольно-измерительных операций и т.п.
Устройство содержит перфоратор 11, закрепленный в поворотном цилиндре 10 корпуса 8. Эластичное уплотнение 9 расположено между стенкой трубы 7 и поворотным цилиндром 10. Перфоратор 11 содержит ствол, пробойник, втулку. Комплект выстрела состоит из охотничьей гильзы, капсюля- воспламенителя, пыжа и порохового заряда. Комплект вводится в ствол и выводится из ствола казенником. Ударное устройство состоит из ударника, пружины, накидной гайки 3, чеки 2, кольца 1 и шнура 12 дистанционного управления.
На трубопровод 7 в месте пробивки отверстия устройство устанавливают в собранном виде и жестко закрепляют цепью 5 и винтами 4. Выстрел производится дистанционно при фиксированном вертикальном положении ствола, а также ввернутой пробке. После производства выстрела отпускается фиксатор, пробитое отверстие перекрывается поворотом цилиндра на 80 — 90° за ствол. Перфоратор вывинчивают и на его место устанавливают соответствующий инструмент.
Техническая характеристика устройства для пробивкиТехническая характеристика устройства для пробивки
Техническая характеристика устройства для пробивки
Техническая характеристика устройства для пробивки
отверстий ПТ-1
Не более 2,525351- 122018Охотничьи металлические калибра 20, 28 поГОСТ 7921-75Охотничий бездымный “Сокол" ГОСТ 29781-77 ГОСТ 7574-71250140Не более 2,525351- 122018Охотничьи металлические калибра 20, 28 поГОСТ 7921-75Охотничий бездымный “Сокол" ГОСТ 29781-77 ГОСТ 7574-71250140Давление в магистральном трубопроводе при пробивке отверстия, МПа Диаметр пробиваемого отверстия, мм.. Диаметр трубопровода, мм Толщина стенки трубопровода, мм Применяемые гильзы
Не более 2,5
25
351- 1220
18
Охотничьи металлические калибра 20, 28 по
ГОСТ 7921-75
Охотничий бездымный “Сокол" ГОСТ 29781-77 ГОСТ 7574-71
250
140
Не более 2,5
25
351- 1220
18
Охотничьи металлические калибра 20, 28 по
ГОСТ 7921-75
Охотничий бездымный “Сокол" ГОСТ 29781-77 ГОСТ 7574-71
250
140
Марка пороха
Капсюль центрального боя Габаритные размеры, мм, не более: длина ширина высота
65
Рис. 7.48. Устройство для: пробивки отверстий в стенке трубопровода:
1 — кольцо; 2 — чека; 3 — гайка; 4 — винт; 5 — цепь; 6 — подпятник; 7 — труба; 8 — корпус; 9 — уплотнение; 10 — цилиндр; 11 — перфоратор; 12 — шнур
Масса заряда, г 2— 6
Масса ПТ-1, не более: без комплекта ЗИП 33
с комплектом ЗИП 53
Способ выстрела Последовательный, одиноч
ными выстрелами
Производительность (время подготовки одного отверстия, мин) 4
Наружные звенные центраторы (рис. 7.49) предназначены для центровки труб при сборке их под сварку и представляют собой многосекционный хомут из пластинчатых звеньев с нажимными роликами.
Центраторы состоят из внутренних и наружных цепных звеньев 1, 2, 3, соединенных шарнирно между собой. В местах соединения звеньев на оси установлен опорный ролик. Замыкающим звеном центратора является крюк, надеваемый на ось крестовины. В крестовине закреплена гайка, через которую проходит винт с опорным узлом. Центратор устанавливается на стыкуемые концы труб и замыкается в единую цепь посредством крюка.
Вращением рукоятки винт опорным узлом подается к трубопроводу до упора, что приводит к натяжению звеньев центратора. При этом ролики упираются в кромки труб, которые совмещаются. При достижении удовлетворительного совмещения производят прихватку стыка.
Рис. 7.49. Центратор наружный звенный (ЦЗ):
1 — промежуточное звено; 2 — звено с опорными роликами; 3 — запорное звено; 4 — запорное устройство
Рис. 7.50. Приспособление для нажатия на трубу при несовпадении концов труб:
1 — сегмент трубы; 2 — полуось; 3 — блок
Центраторы изготавливают из унифицированных звеньев отдельно для каждого диаметра труб и охватывают диапазон труб больших диаметров.
Техническая характеристика наружных центраторов (ЦЗ)
ЦЗ-51 ЦЗ-61ЦЗ-71 ЦЗ-81 ЦЗ-91 ЦЗ-101 ЦЗ-121
ЦЗ-141
Диаметр стыкуемых труб, мм 530630720820920102012201420
Масса центратора, кг2528404550547492
Приспособление для нажатия на трубу при несовпадении концов труб (рис. 7.50) состоит из сегмента трубы 1 с приваренными полуосями 2, на которых установлены грузовые блоки 3. Это приспособление устанавливают на основной трубе, через блоки перекидывают трос, который петлей ох- ватывает опускаемую трубу. Концы троса закрепляют на гру-
Рис. 7.51. Приспособление для ликвидации порывов на нефтепроводе
— вороток; 2 — нажимной винт; 3 — ходовая гайка; 4 — сменные крючья
зовом крюке трубоукладчика. При подъеме крюка трос через блоки создает давление на трубу, и она опускается в траншею.
Приспособление (рис. 7.51) предназначено для ликвидации порывов на нефтепроводах. Приспособление состоит из двух сменных крючьев 3, ходовой гайки 4 и нажимного винта 2. При ликвидации порыва к ходовой гайке подсоединяют крючья, соответствующие диаметру трубопровода, вырезают резиновую прокладку по размеру повреждения и металлическую прокладку несколько большего размера. Прокладки накладывают на поврежденный участок, прижимают нажимным винтом 2 путем вращения воротка 1, затем сваривают. После
Рис. 7.52. Тросовая струбцина для прижатия латок и хомутов к трубопроводу:
1 — планка; 2 — подставная плита; 3 — трос; 4 — домкрат; 5 — трубопровод; 6 — латка; 7 — зажим троса
окончания сварочных работ приспособление снимают, и оно может быть использовано повторно. Установить приспособление может один человек. С помощью приспособления порыв нефтепровода можно ликвидировать за 10 мин.
Тросовая струбцина (рис. 7.52) предназначена для прижатия латок и хомутов к трубопроводу при устранении свищей. При этом сначала утечку нефти останавливают, забивая в образовавшееся отверстие свинец, олово или деревянную пробку, срезая ее заподлицо с трубопроводом. Затем на свинец
Рис. 7.53. Газовая печь для просушки электродов: 1 — корпус; 2 — горелка; 3 — ножка
накладывают металлическую накладку (или хомут) 6, прижимают тросовой струбциной и обваривают. Если при помощи пробок остановить течь полностью не удается, между трубопроводом и накладкой помещают прокладку из бензостойкой резины, фибры и др.
Для просушки электродов перед сваркой в полевых условиях предназначена газовая печь (рис. 7.53). Она состоит из корпуса 1 (труба диаметром 250 мм) с сетчатой перегородкой внутри, кольцевой горелки 2, днища и ножек 3. Для переноса печи имеются две боковые ручки.
Через отверстия диаметром 40 — 50 мм, расположенные в днище, поступает воздух в камеру сгорания. Вентиляция сушильной камеры осуществляется через отверстия диаметром 10 м, расположенные в верхней части трубы. Труба закрывается крышкой. В камере сгорания устанавливается кольцевая горелка, тепло от которой поступает в сушильную камеру. Для зажигания горелки и наблюдения за процессом горения предусматривается боковой люк диаметром 30 — 40 мм.
Величина пламени, а следовательно, и температура в сушильной камере регулируются пропановым редуктором. Температуру замеряют термометром, датчик которого устанавливают внутри сушильной камеры. После прогрева в течение 10—15 мин (в зависимости от температуры окружающего
Рис. 7.54. Треножная опора:
1 — светильник; 2 — крестовина; 3 — звено ноги; 4 — фиксатор; 5 — провод; 6 — стол
воздуха) сушильную камеру загружают электродами. В четырех отсеках размещаются электроды разных марок и диаметров. После часовой выдержки на соответствующей температуре подача пропана прекращается. Электроды готовы к использованию.
Для установки светильников освещения и сигнального ограждения места производства аварийно-восстановительных работ предназначена треножная опора (рис. 7.54).
88
8
8
ОХРАНА
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ АВАРИЙНОМ РЕМОНТЕ
НЕФТЕПРОВОДОВ
ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ АВАРИЯХ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДАХ
Проблема охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов имеет важное социальное и народнохозяйственное значение. С развитием промышленности влияние результатов человеческой деятельности на природу становится настолько большим, что наносимый ей ущерб не всегда может быть восстановлен естественным путем без проведения природоохранных и природовосстановительных мероприятий.
При сооружении и эксплуатации магистральных нефтепроводов проблеме охраны окружающей среды уделяют первоочередное внимание. Воздействие на окружающую среду магистральных нефтепроводов обусловлено их спецификой как линейно протяженных объектов (протяженность от сотен до нескольких тысяч километров), прокладываемых в сложных природно-климатических условиях с применением различных конструктивных схем и технологий сооружения для транспортировки вредных для окружающей среды продуктов.
Учитывая основополагающую роль магистральных трубопроводов как средства транспортирования жидких и газообразных продуктов и вовлечения в хозяйственную деятельность малоосвоенных природных регионов, характеризующихся высокой чувствительностью к техногенным воздействиям, проблема охраны окружающей среды при трубопроводном транспорте является весьма актуальной.
При выходе нефти в окружающую среду вода и почва загрязняются углеводородами, входящими в ее состав. В то же время происходят процессы, приводящие к разложению нефти: распространение, испарение и растворение.
Поверхностный сток вод смывает углеводороды с поверхности почвы и транспортирует их в водоемы. На воде нефть распространяется слоем толщиной в несколько миллиметров или даже одного миллиметра, образуя пленочную нефть. Толщина пленки зависит от вязкости нефти, поверхностного натяжения нефти и воды, а также от времени нахождения пленки на воде.
К особым случаям загрязнения окружающей среды можно отнести разливы нефти на болотах, на снегу, в лесистой и горной местностях.
Попадание нефти и нефтепродуктов в почву приводит к снижению биологической продуктивности ее и фитомассы растительного покрова.
Многочисленные лабораторные и полевые эксперименты показывают, что характер и степень влияния нефти и нефтепродуктов определяются видовым составом растительного покрова, временем года и другими факторами. Наиболее токсичными являются углеводороды с температурой кипения в пределах от 150 до 275 °C, т.е. нафтеновые и керосиновые фракции. Углеводороды с меньшей температурой кипения оказываются либо низкотоксичными, либо безопасными (особенно летучие фракции), поскольку испаряются с поверхности растений, не успевая проникнуть через растительную ткань. Высококипящие тяжелые фракции нефти также менее опасны для растений, чем нафтеновые и керосиновые фракции, ввиду их высокой вязкости.
В отличие от районов с относительно умеренным климатом, загрязнение нефтью и нефтепродуктами на Крайнем Севере характеризуется более серьезными последствиями. Низкие температуры воздуха и почвы, сильные ветры, небольшая продолжительность летнего теплого периода, во время которого активизируются биологические процессы, обусловливают чрезвычайно сложный режим функционирования наземного растительного покрова. Поэтому всякое нарушение этого режима может привести к необратимым процессам.
Для изучения последствий загрязнений наземного растительного покрова нефтью и нефтепродуктами американские ученые обследовали несколько участков вдоль одного из про- дуктопроводов на Аляске. На всех пораженных нефтепродуктами участках наблюдалось лишь незначительное восстановление растительного покрова. Даже по истечении 15 лет растительность на залитой ранее нефтепродуктами площади была восстановлена менее чем наполовину. Причем во всех
случаях отмечалось полное уничтожение растительного покрова в начальный момент после разлива нефтепродукта.
О влиянии степени загрязнения на биологическую продуктивность растительного покрова можно судить по следующим экспериментальным данным: при разливе нефти 12 л/м2 фитомасса наземной части растений через 3 года уменьшилась на 74 %, а при 25 л/м2 — на 90 % за год.
При наличии снежного покрова растительность в меньшей степени подвергается токсическому воздействию нефти. Кроме того, причиной относительно низкой поражаемости растений зимой является прекращение вегетации в этот период. Воздействие нефти на растительность в период вегетации значительно увеличивает процент ее гибели. При этом следует отметить, что в летний период уже через два дня после поражения нефтью листва некоторых растений увядает.
Период самовосстановления растительного покрова после загрязнения нефтью для северных условий составляет от 10 до 15 лет. Разные виды растений обладают различной чувствительностью к нефтяному загрязнению.
Проведенные эксперименты показали, что все виды мха и лишайников погибали практически полностью после контакта с нефтью. В то же время низкий кустарник оказался более устойчивым к нефтяному загрязнению, чем мох и лишайник.
Особую опасность для окружающей среды представляют аварийные утечки при отказах нефтепроводов на подводных переходах.
Взаимодействие нефти и воды характеризуется сложными физико-химическими процессами, протекающими с различной интенсивностью на разных стадиях формирования нефтяного загрязнения. Основные из них — растекание, испарение, диспергирование, эмульгирование, окисление, биодеградация и седиментация.
Растекание нефти по поверхности воды обусловлено действием сил гравитации и поверхностного натяжения и является доминирующим процессом начального периода (примерно 6—10 ч) формирования нефтяного загрязнения. Испарение легких фракций приводит к уменьшению объема нефти в пленке, снижению воспламеняемости и токсичности, но увеличивает вязкость и плотность остатка. Растворение нефти в воде, главным образом легких фракций, протекает с незначительной скоростью, зависящей от состава и физикохимических свойств нефти, толщины пленки, температуры воды и состояния водоема. Диспергирование заключается в
образовании мелких капель нефти вследствие механического перемешивания пленки волнами. Поэтому скорость диспергирования зависит от состояния водоема и свойств нефти.
Эмульгирование представляет собой процесс образования смеси воды и нефти, отличающейся при определенных соотношениях высокой вязкостью и устойчивостью к распаду. Эмульгирование сопровождается увеличением первоначального объема в несколько раз. Углеводороды относятся к достаточно устойчивым к окислению соединениям. Однако в контакте с водой в присутствии света процессы окисления заметно активизируются. Масштаб загрязнения определяется, при прочих равных условиях, процессами растекания и испарения.
Прогресс в развитии трубопроводного транспорта неразрывно связан с выполнением комплекса мероприятий по ох- ране окружающей среды на принципиально новых научнотехнических основах проектирования, строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Такие мероприятия позволяют существенно снизить, а иногда практически исключить загрязнение окружающей среды.
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ОХРАНЫ
ВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ
При аварийном разливе нефти по водной поверхности решаются три основные задачи: локализация, сбор и удаление нефти с поверхности воды. Причем все они должны решаться быстро, так как с потерей времени решение их осложняется вследствие того, что в попавшей в водоемы нефти происходит химическое и биологическое окисление, испарение легких фракций и т.д. Окисляются и испаряются в основном легкие фракции — от керосина до смазочных масел среднего удельного веса, что приводит к накоплению в воде тяжелых трудноокисляемых фракций нефти, которые впоследствии образуют донное загрязнение.
Уменьшение содержания нефти в пленке в первые дни после ее образования происходит преимущественно за счет испарения. При температуре воды 22+27 °C потери нефти из пленки в результате испарения за первые три дня достигают 26 %, а при 2+5 °C — 12 %. Дальнейшее снижение содержания нефти в пленке обусловливается биохимическим окислением и оседанием на дно водоема.
Разработан комплекс методов и средств очистки водных объектов от нефти.
Основным способом сбора нефти с поверхности воды является установка боновых заграждений и нефтесборщиков. Боновые заграждения удерживают нефть от растекания и направляют ее к нефтесборщику. Нефтесборщик собирает нефтяную пленку; с помощью насосов собранная нефть откачивается в подготовленные емкости (танкеры, резервуары, котлованы и т.д.).
Расстановку плавучих заграждений и нефтесборщиков рекомендуется выполнять по результатам гидравлического моделирования процесса, на основе анализа НТД и литературных источников по проблеме локализации и сбора нефти с поверхности воды.
Варианты расстановки боновых заграждений (БЗ) выбираются в зависимости от конкретных условий с учетом скорости течения и категории рек. Так, для несудоходных рек может быть предложен вариант полного перекрытия реки, а для судоходных рек — варианты расстановки, приведенные на схемах табл. 8.1.
Установка БЗ перпендикулярно течению может осуществляться при скорости течения реки до 0,35 м/с. При больших скоростях течения БЗ устанавливают под углом к течению. Угол установки БЗ и его длина в зависимости от скорости
Т а б л и ца 8.1
Схема установки боновых заграждений в зависимости от категорий рек и скорости течения
Рис. 8.1. Номограмма для определения длины и угла установки бонового заграждения и точки расположения береговых анкерных креплений:
А — ширина анкерного крепления; R — ширина перекрываемого русла; D — расстояние до анкерного крепления вниз по течению
течения могут выбираться по номограмме (рис. 8.1) или рассчитываться по формуле
(8.1)(8.1)0,35 sin 9 = ——,
(8.1)
(8.1)
v
где 9 — угол установки БЗ в плане; v — скорость течения, м/с.
Длина секций заграждения определяется расчетом при условии, что общее продольное усилие, действующее на БЗ и нефтесборщик, не превышает допустимую нагрузку на силовые элементы БЗ.
Общее продольное усилие на БЗ определяется из соотношения
р = р , р , рБЗ , рнс г = ГБЗ + ГНС + гвет + гвет ,
где ГБЗ — усилие от действия течения воды на боновое заграждение; Гнс — усилие действия течения воды на нефтесборщик; ГД — ветровая нагрузка на боновое заграждение; Г,Нё - ветровая нагрузка на нефтесборщик.
Усилие от действия течения на БЗ и НС
Гбз(нс) - f- sin а, кг,(8.2)
где у — плотность воды, у = 1000 кг/м3; v — скорость течения, м/с; g = 9,81 м/с2; а — угол между направлением течения и линией БЗ; f — площадь подводной части, м2, f = bh,
где b и h — длина и осадка БЗ, м.
Ветровая нагрузка на БЗ и НС определяется по формуле
р БЗ(НС) _ Ь3У 2 р
1 вет лг, 1 , ^г , 16
где v — скорость ветра, м/с; F — площадь парусности БЗ или НС, м2,
F = Lh.
Чтобы исключить проникновение нефти под боновое заграждение, сбор ее необходимо осуществлять по проточной схеме, т.е. располагать нефтесборщик в одном ряду с заграждением, обеспечивая возможность протекания потока под нефтесборщиком. При этом производительность нефтесборщика должна быть выше возможного поступления неф-
Рис. 8.2. Схема установки боновых заграждений и нефтесборщиков в потоке:
1 — боновое заграждение; 2 — нефтесборщик; 3 — устройство для сбора остаточной нефти; 4 — емкость для нефти; 5 — якорь
ти. В случае, когда производительность нефтесборщика меньше, необходимо устанавливать по проточной схеме ниже по течению несколько рядов боновых заграждений с нефтесборщиками с таким расчетом, чтобы суммарная производительность нефтесборщиков была равна возможному объему поступающей нефти (рис. 8.2).
Для локализации загрязнения применяют плавучие и подводные заграждения. Принцип действия плавучего бонового заграждения заключается в создании механического барьера, препятствующего горизонтальному перемещению или распространению тонкого верхнего слоя воды вместе с нефтяной пленкой. Боновые заграждения состоят из плавучей, экранирующей и балластной частей. Плавучая часть выполняется в виде отдельных поплавков прямоугольного или круглого сечения либо в виде сплошных непотопляемых труб. Экранирующая часть представляет собой гибкую или жесткую пластину, присоединенную к плавучей части бона и нагруженную для придания устойчивости балластной цепью, трубой или растяжками. Боновые заграждения изготавливают в
виде нескольких шарнирно-соединяемых секций. Надводная часть бонового ограждения в снаряженном состоянии выступает на одну треть его высоты. При установке бонового ограждения для предотвращения нефтяного загрязнения поверхности водоема учитываются направление и скорость течения, преимущественное направление ветра, а также место расположения источника загрязнения. С учетом указанных факторов боновое ограждение может устанавливаться не по кольцу, а только с одной стороны. Недостаток боновых ограждений — определенные ограничения для движения судов и других плавающих средств. Указанного недостатка лишены пневмозаграждения, которые удерживают пленочную нефть в определенных границах и предотвращают ее растекание. При стационарном расположении источника загрязнения пневмозаграждение формируется путем пропускания пузырьков воздуха из специального трубопровода, закрепленного вблизи от донной поверхности.
Для предотвращения растекания нефти по поверхности воды на несудоходных реках (при авариях на нефтепроводах) институтом ИПТЭР разработано ограждение "Уж" (рис. 8.3), состоящее из двух надувных секций, катушек для наматывания секций и набора монтажных частей.
Техническая юрактеристика ограждения "Уж”
Габаритные размеры комплекта в рабочем положении, мм:
длина 101100
высота 550
ширина 200
Масса, кг 450
Габаритные размеры секции в ненадутом состоянии, мм: длина 50 705
высота 705
ширина 50
Масса, кг 230
Высота секции над уровнем воды, мм 200 ± 20
Масса 1 м секции,кг,не более 3
Масса секции скатушкой,кг,не более 190
Сбор и удаление нефти с поверхности воды осуществляют нефтесборщиками, скиммерами (сепараторами) различной конструкции, сорбирующими материалами, а также поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Для сбора толстых пленок нефти в спокойной воде эффективно можно использовать малогабаритный скиммер (рис. 8.4) Он состоит из понтона 1, емкости 5 и отсасывающего рукава 4. Поверхностная пленка нефти 2 всасывается в емкость 5 через погруженный в воду передний край скимме-
Рис. 8.3. Секция ограждения "Уж":1 — полотнище; 2 — трос; 3 — воздушный клапан; 4 — герметизатор; 5 — надувная камераРис. 8.3. Секция ограждения "Уж":1 — полотнище; 2 — трос; 3 — воздушный клапан; 4 — герметизатор; 5 — надувная камераВ емкостьВ емкость
Рис. 8.3. Секция ограждения "Уж":
1 — полотнище; 2 — трос; 3 — воздушный клапан; 4 — герметизатор; 5 — надувная камера
Рис. 8.3. Секция ограждения "Уж":
1 — полотнище; 2 — трос; 3 — воздушный клапан; 4 — герметизатор; 5 — надувная камера
В емкость
В емкость
Рис. 8.4. Малогабаритный скиммер:
1 — понтон; 2 — пленка нефти; 3 — скиммер; 4 — отсасывающий рукав; 5 — емкость
Рис. 8.5. Устройство для сбора нефти с поверхности воды: 1 — поплавок; 2 — желоб; 3 — рукав; 4 — край желобаРис. 8.5. Устройство для сбора нефти с поверхности воды: 1 — поплавок; 2 — желоб; 3 — рукав; 4 — край желоба
Рис. 8.5. Устройство для сбора нефти с поверхности воды: 1 — поплавок; 2 — желоб; 3 — рукав; 4 — край желоба
Рис. 8.5. Устройство для сбора нефти с поверхности воды: 1 — поплавок; 2 — желоб; 3 — рукав; 4 — край желоба
ра 3 при работе отсасывающего насоса. При увеличении скорости откачки погружение переднего края увеличивается, и больший слой пленки всасывается в емкость. С уменьшением скорости откачки передний край поднимается, а при прекращении откачки выходит из воды. Таким образом, регулируя скорость откачки, можно собирать и удалять нефтяные пленки различной толщины. При ширине переднего края скиммера 1 м максимальная производительность достигает 12 т/ч.
Другим типом малогабаритного скиммера является устройство (рис. 8.5), состоящее из четырех попарно соединенных поплавков 1, поддерживающих желоб 2 с отсасывающим рукавом 3. Регулировка поплавков осуществляется таким образом, чтобы края желоба 4 были слегка погружены. При этом стекающая в желоб пленка нефти удаляется через гибкий рукав отсасывающим насосом. Стабильность работы обеспечивается поддержанием определенного установившегося уровня нефти в желобе, т.е. регулировкой скорости откачки, соответствующей толщине пленки нефти.
Имеются также конструкции дискового и барабанного скиммеров, отличающихся от вышеописанных. Принцип их работы основан на свойстве адгезии нефти и нефтепродуктов. При вращении барабанов (дисков) нефть увлекается ими вверх, где стекает под действием собственного веса или снимается специальными щитками в накопитель, из которого затем удаляется в резервуар. Эффективность работы таких скиммеров зависит от скорости вращения, размера барабанов (дисков) и вязкости нефти и нефтепродуктов.
Успешно применяется скиммер АС-400. Устройство содержит 200 дисков диаметром 500 мм со щетками. Нефтесборщик работоспособен при волне до 3 м. Производительность устройства при вязкости нефти от 1 • 10-4 м2/с составляет от 400 до 150 м3/ч при толщине слоя нефти 20 см и от 100 до 60 м3/ч при толщине слоя 2,5 см. Габариты устройст-
Рис. 8.6. Заборное устройство нефтесборщика "Нефтесбор-1":
1 — насосное отделение; 2 — палуба; 3 — решетка; 4 — крыша; 5 — воронка; 6 — нижнее отделение; 7 — сигнальная лампа
ва: 3200 х 3200 х 1350 мм, масса — 930 кг, потребляемая мощ- ность — 24 кВт.
Нефтесборщик “Нефтесбор-1” предназначен для сбора нефти с поверхности воды при авариях на подводных переходах магистральных нефтепроводов через судоходные реки. Принцип работы устройства основан на эффекте вихревой воронки, создаваемой на поверхности воды. В комплект нефтесборщика входят заборное устройство (рис. 8.6), вспомогательное оборудование, сборщик, пульт управления и передвижная дизель-электрическая станция мощностью 50 кВт, которая устанавливается на берегу или на плавучем основании. Вспомогательное оборудование включает мостик, переходные и две дополнительные секции, мусоросборщик, боновые ограждения, состоящие из отдельных секций, и якорные секции. Управление нефтесборщиком осуществляется с пульта управления дистанционно. Производительность нефтесборщика при толщине пленки 3,5 мм составляет 30 м3/ч. Габариты заборного устройства 6,5 х 2,74 х 2 м, масса — 3,5 т. Общая масса нефтесборщика — 16,0 т. Нефтесборщик доставляется к месту сбора нефтяной пленки катером.
В институте ИПТЭР разработан нефтесборщик НД-1 (рис. 8.7), предназначенный для сбора нефти с поверхности воды на несудоходных реках. Нефтесборщиком НД-1 можно так-
Рис. 8.7. Нефтесборщик НД-1:
1 — нефтесборное устройство; 2 — приемная камера; 3 — электродвигатель;
4 —наклонный трубопровод; 5 — отстойно-вакуумный резервуар;
6 — вакуумный насос; 7 — нефтеводяной насос; 8 — пульт управления;
9 — транспортное средство; 10 — вильчатый барабан; 11 — барабан
же собирать отстоявшуюся на воде даже самую тонкую пленку нефти без перемешивания и изменения структуры потока, а также обрабатывать водоемы с повышенным содержанием нефти в воде.
Принцип работы нефтесборщика заключается в следующем. Вакуумным насосом 6 создается разрежение в отстойно-вакуумном резервуаре 5. Под воздействием вакуума происходит засасывание пленки нефти вместе с водой с помощью нефтесборного устройства 1. Поступающая в резервуар смесь нефти с водой отстаивается и насосом 7 откачивается, если это вода, обратно в реку, если нефть — в специально подготовленную емкость. При этом вращающийся барабан 11 обеспечивает направленное поступление нефтяной пленки в нефтесборное устройство 1 и далее из приемной камеры 2 по наклонному трубопроводу в вакуумный резервуар 5.
Сбор нефти с поверхности воды с помощью адсорбирующих материалов и поверхностно-активных веществ относится к физико-химическим методам. С их помощью производят рассеивание нефти в толще воды, потопление нефти с помощью тяжелых адсорбентов или путем коагуляции, поглощение нефти плавающими адсорбентами и др.
Для рассеивания нефти в толще воды обычно применяют ПАВ эмульгирующего действия, которые часто разбавляются
органическими растворителями. Эффективное рассеивание плавающей нефтяной пленки происходит при расходе эмульгаторов около 25 % от массы диспергирующей нефти. Рассеянные в воде нефть и нефтепродукты подвергаются биохимическому воздействию микроорганизмов водоема и химическому воздействию атмосферы и гидросферы, что приводит к ускорению деструкции загрязнения.
Химические реагенты по целевому назначению могут быть использованы для диспергирования нефтяной пленки на капли с формированием прямой эмульсии (нефть в воде) — рассеивания нефтяного загрязнения на большой площади водной поверхности или, напротив, сбора пленки нефти с увеличением ее толщины, ограничения растекания и предотвращения загрязнения берегов и сооружений, а также для отмывки растительности, берега и кустарников от нефтяного загрязнения. Отдельную группу химических реагентов составляют гелеобразователи, например, японский препарат OSR-002, который переводит пленку нефти в полутвердое состояние, после чего ее удаляют механическим способом.
При аварийных нефтяных выбросах в портах, вблизи береговых сооружений или на нефтяных промыслах шельфовой зоны резко повышается опасность возникновения пожаров. Поэтому для быстрой ликвидации такой опасности целесообразно с помощью "тяжелых" адсорбентов потопить плавающий нефтяной слой. В качестве потопляющих нефть адсорбентов применяются гидрофобизированный кварцевый песок, асбест, доломит, магнезит, каолин и бентонит, тальк, вощеный песок, шамот и мел, сера, гидрофобизированные зола и цемент и т.д.
Эти вещества или композиции на их основе распыляются на поверхность разлитой нефти. Образовавшиеся при этом тяжелые хлопья смеси порошка с нефтью оседают на дно водоема, где медленно разлагаются нефтеокисляющими микроорганизмами.
Одним из наиболее широко применяемых физикохимических методов очистки является использование нефтепоглощающих адсорбентов, способных плавать на поверхности воды как в свободном, так и в насыщенном нефтью состоянии. Использование такого вида адсорбентов в сочетании с механическим удалением их из зоны очистки представляется наиболее рациональным. В настоящее время в качестве плавающих поглотителей нефти используется довольно много различных веществ природного происхождения, таких, например, как сено, солома, бумага, шерсть, размолотая куку-
рузная лузга, рисовая шелуха и т.д. Природные материалы во многих случаях не могут удовлетворять постоянно возрастающим требованиям к качеству очистки. Поэтому в последние годы получили развитие методы удаления из воды нефтепродуктов с использованием специально синтезированных пористых полимерных материалов, например, пенополиуретанов и пенополистиролов, которые иногда активируют путем обработки кислотами или модификаторами, повышая при этом их адсорбционную способность. Обработанный пенополиуретан может поглотить с поверхности воды слой нефти толщиной 10 мм и снизить концентрацию нефти в воде с 4000-6000 до 10-14 мг/л.
Из полимерных материалов можно изготавливать маты или ограждающие боны. Применяются они и для извлечения из воды эмульгированной нефти. В последние годы получает развитие модифицирование неорганических материалов органическими веществами с целью повышения нефтепоглотительной способности получаемых продуктов. Стоимость таких адсорбентов относительно невелика, технология изготовления довольно проста и может быть реализована в различных районах страны. Известен ряд природных неорганических материалов, которые можно использовать в качестве адсорбентов — собирателей нефти или исходного материала для их получения.
В этой связи значительный интерес вызывает использование для сбора нефти с поверхности воды гидрофобного адсорбента на основе вспученного перлита. Перлит представляет собой стекловидную вулканическую горную породу.
В зону загрязнения адсорбент (вспученный перлит) подают из-под воды с помощью гидроэжекторной установки. По сравнению с распылением сверху подача на загрязненную поверхность адсорбента из-под воды исключает потерю поглотителя, а также повышает эффективность его применения.
Сбор насыщенного нефтью сорбента и отделение его от воды проводят с помощью специального судна-нефтесборщика. Насыщенный нефтью сорбент вместе с водой всасывается через заборное устройство и подается по трубопроводу в гравитационный сепаратор, где происходит отделение воды. Адсорбированная нефть накапливается в емкости, расположенной на нефтесборщике.
Для обработки пленочной нефти используются так называемые диспергенты.
Применение диспергентов для обработки пленки нефти оправданно при использовании их в теплое время года
на водоемах с высокой биологической активностью при обширных загрязнениях с тонкой пленкой нефти (менее 0,1 мм). При использовании диспергентов должны строго выполняться требования по дозировке (в пределах допустимых концентраций) и рекомендации по технологии обработки пленочной нефти. В случае малых загрязнений водоема, имеющего рыбохозяйственное значение, предпочтение следует отдавать альтернативным методам, например, сбору пленочной нефти с применением сорбентов.
Используются водорастворимые диспергенты ЭПН-5, ДН-75, Коррексит 7664 и маслорастворимые диспергенты Коррексит 9527, Коррексит 8667, Коррексит ОС-5, ОМ-6, ОМ-82 и др. Наиболее полно свойства этих веществ проявляются в способности к диспергированию пленки нефти на капли и формированию стойкой прямой дисперсии капель нефти в воде.
Наибольшей эффективностью самопроизвольного эмульгирования нефтяной фазы с образованием микроэмульсии обладает диспергент Коррексит 8667, меньшей — Коррексит 9527 и Коррексит ОС-5. Далее в порядке убывания эффективности диспергирующего действия следуют препараты ОМ-6, ДН-75, ЭПН-5 и Коррексит 7664.
Наибольшей технологической эффективностью в отношении диспергирования нефти на капли, стабилизации прямой эмульсии и рассеивания нефтяного загрязнения на водной поверхности обладают маслорастворимые диспергенты, например, препараты Коррексит 8667, Коррексит 9527 и ОМ-6, диспергирующие и стабилизирующие характеристики которых лучше, чем у водорастворимых ЭПН-5, ДН-75, Коррексит 7664. В то же время маслорастворимые диспергенты плохо растворяются в воде, и возникает проблема их использования в виде разбавленных растворов. Применение концентрированного реагента в неразбавленном виде приводит к высоким расходам его при использовании на больших площадях. Кроме того, применение концентрированного реагента без предварительного разбавления может привести к его локальным передозировкам с интенсивным формированием стойкой прямой микроэмульсии нефти в воде. При этом может быть существенно превышено ПДК нефти и диспергента в зоне его применения.
Полевыми исследованиями установлено, что водоем при достаточно высокой температуре (в летнее время) обладает способностью к самоочищению от пленочной и эмульгированной нефтей при невысоком уровне загрязнения.
Существенное внимание должно уделяться сохранению основ жизнедеятельности водоема. Самоочищению водоема в большей степени способствует применение водорастворимых диспергентов благодаря их меньшей токсичности и возможности использования в более малых, безопасных для окружающей среды концентрациях.
В условиях действия жестких норм по содержанию химических реагентов для обработки пленки нефти существенное значение приобретают разработка малотоксичного и высокоэффективного препарата, повышение эффективности его применения. Исследованиями установлено, что применение диспергентов в виде разбавленных водных растворов, газированных воздухом, (пены) позволяет в несколько раз снизить концентрацию растворов диспергентов и количество использованного химического реагента при эквивалентной эффективности их действия на пленочную нефть. При применении диспергентов в виде водных растворов, газированных воздухом, концентрация "Оксифоса-Б" как основного компонента диспергентов ЭПН-5 и ДН-75 в поверхностном слое на границе с воздухом в среднем в 5 раз выше, чем в объеме раствора, а диспергента Коррексит 7664 — в среднем в 2,5 раза. Адсорбция молекул ПАВ на пузырьках воздуха и последующий их транспорт в верхний поверхностный слой воды позволяют исключить в значительной степени разбавление раствора диспергента в большом избытке водной фазой. Помимо снижения расхода реагента и применения менее токсичных, разбавленных растворов технология применения диспергентов в виде пены позволяет увеличить содержание кислорода в водоеме и усилить диспергирование пленочной нефти на поверхности воды пузырьками воздуха. При этом также ускоряются процессы разложения нефтяного загрязнения за счет увеличения содержания кислорода в воде. Технология применения диспергентов в виде разбавленных, газированных воздухом растворов ПАВ (пены) наиболее эффективна для диспергентов на основе "Оксифоса-Б" (ЭПН-5, ДН-75); может быть использована также для других типов диспергентов, которые существенно снижают межфазное натяжение как на границе вода — нефть, так и на границе вода — воздух. Применение диспергентов в виде сильно разбавленных водных растворов, газированных воздухом, способствует существенному снижению уровня токсического воздействия смеси нефти и диспергента при обработке нефтяного загрязнения.
При обработке пленки нефти химическими реагентами необходим определенный набор технических средств, свя-
занных с нанесением на пленку нефти под давлением струи раствора диспергента, измерением толщины пленки нефти, отбором проб воды и грунта.
Для оценки характера нефтяного загрязнения и целесообразности применения химических препаратов существенное значение имеет изменение толщины пленки нефти. Измерение толщины плавающего слоя может быть проведено физическими, физико-химическими и механическими методами. Из них наибольшее распространение получили методы с использованием сорбирующего материала для извлечения нефтяной пленки с определенной площади.
Технологическое оборудование для обработки пленочной нефти химическими реагентами должно обеспечивать равномерное распределение раствора диспергента по ширине захвата с необходимым уровнем механического воздействия на пленку нефти. Обработка пленки нефти раствором диспергента проводится плоской струей.
Возможно использование для обработки пленочной нефти простой центробежной форсунки. Экпериментальными наблюдениями установлено, что при первых ударах капель раствора диспергента о пленку нефти последняя дробится на капли и увлекается с поверхности в воду; при этом эффективность дробления капель нефти существенно уменьшается, так как последующие капли раствора диспергента обрабатывают чистую водную поверхность. В силу этого обработка струями диспергента из форсунок с полым конусом распыла с борта транспортного средства более эффективна, чем обработка из форсунок со сплошным конусом распыла. Форсунки с полым конусом распыла имеют также более неоднородный распад с меньшей величиной отклонения размеров капель от заданного значения. Для усиления эффективности механического ударного воздействия капель раствора диспергента на пленку нефти представляется также возможным применение пульсирующих сопел. При этом возмущения могут генерироваться механически, например, путем колебания подвижной мембраны. Пульсирующий режим течения может усиливаться подачей воздуха в раствор диспергента. Согласно технологии применения диспергентов пленочной нефти технические средства должны предусматривать подачу воздуха в коллектор на выкиде насоса к выносным стрелам и форсункам. Для эффективной адсорбции ПАВ на поверхности пузырьков в начале и в конце коллекторов устанавливают смесители из тонкой проволоки для формирования однородной тонкодисперсной пены. Применение оборудования с форми-
рованием пенного раствора диспергента уменьшает уровень токсического воздействия диспергентов на окружающую среду.
ОХРАНА И РЕКУЛЬТИВАЦИЯ ПОЧВ
Меры по охране почв от загрязнения нефтью принимаются с первого момента аварии. Несмотря на это, при авариях на МН происходит загрязнение почв нефтью, иногда в значительных объемах.
Попадая в почву, нефть опускается в грунте вертикально вниз под влиянием гравитационных сил и распространяется вширь под действием поверхностных и капиллярных сил. Скорость продвижения нефти зависит от ее свойств, грунта и соотношения нефти, воздуха и воды в многофазной движущейся системе. Чем меньше доля нефти в такой системе, тем труднее ее фильтрация в грунте. В ходе этих процессов насыщенность грунта нефтью (при отсутствии новых поступлений) непрерывно снижается. При содержании в грунте 10 — 12 % (уровень остаточного насыщения) нефти она становится неподвижной. Движение прекращается также при достижении нефтью уровня грунтовых вод. Легкие фракции ее плавают на поверхности воды. Тенденция к распространению нефти, обусловленная капиллярными силами, сохраняется. Нефть начинает перемещаться в направлении уклона поверхности грунтовых вод.
Проявление капиллярных сил хорошо прослеживается при значительной проницаемости и пористости грунта. Пески и гравийные грунты, например, благоприятны для миграции нефти; илы и глины задерживают продвижение нефти. В горных породах нефть движется в основном по трещинам.
Одной из главных задач аварийной бригады, прибывшей на место аварии, является ограничение площади разлива нефти. Разлившуюся нефть отводят в естественные понижения местности, защитные амбары, роют траншеи или оконтури- вают земляными дамбами. Эти операции выполняют параллельно с основными работами по ликвидации аварии. Отвод нефти в естественные понижения не всегда возможен и целесообразен из-за отсутствия их или ввиду загрязнения новых площадей по пути движения нефти.
Поперечное сечение защитных как временных, так и постоянных дамб принимает треугольную или трапецеидальную форму. Расчет размеров дамб аналогичен расчету земляных
плотин с той лишь разницей, что защитные дамбы из однородного грунта можно применять только в течение непродолжительного периода времени из-за фильтрации нефти по мере ее накопления с внутренней стороны дамбы (рис. 8.8) за счет создаваемого гидравлического напора. Форма кривой депрессии (равного давления) 2 зависит от гидростатического напора Н 0 и формы сечения тела дамбы 1. Причем при угле в < 90° промежуток просачивания (применительно к рассматриваемому вопросу это расстояние t от плоскости основания до точки выклинивания кривой депрессии 2) отличается от нуля, а внешняя образующая сечения — касательная к кривой депрессии 2, являющейся одновременно и верхней граничной линией тока фильтрующей нефти.
Средняя скорость фильтрации определяется по формуле
ш = ki,(8.3)
где k — коэффициент фильтрации; i — гидравлический уклон.
Для точек A и В, расположенных на откосах дамбы,
(Н о -1)C(Н о -1)C(8.4)(8.4)
(Н о -1)
C
(Н о -1)
C
(8.4)
(8.4)
где Н0 — уровень нефти; t — промежуток просачивания; С — длина горизонтальной проекции кривой депрессии.
По этим данным можно определить среднее время фильтрации через тело дамбы:
ТсрТсрС 2К( Н о -1)С 2К( Н о -1)ч.ч.(8.5)(8.5)
Тср
Тср
С 2
К( Н о -1)
С 2
К( Н о -1)
ч.
ч.
(8.5)
(8.5)
В тех случаях, когда предусматривается более длительное хранение нефти в земляных амбарах, размеры дамбы необходимо увеличить, а это приведет к возрастанию объема земляных работ. Поэтому эффективным способом уменьшения ширины сечения тела дамбы является применение специального экрана 3, ядра 4 или дренажных труб 5 (см. рис. 8.8). Экран и ядро выполняются из малопросачиваемых грунтов. Они предназначены для понижения кривой депрессии, что позволяет уменьшить толщину дамбы по сравнению с обычной из однородного грунта (на рисунке пунктиром показаны размеры дамбы из однородного грунта).
При наличии дренажной трубы кривая депрессии примыкает к дренажу. Дренажную трубу целесообразно устанавливать по периметру дамбы с небольшим уклоном для стока нефти. В качестве дренажных труб можно использовать пер-
Рис. 8.8. Конструкция дамбы:
1 — дамба; 2 — кривая депрессии; 3 — экран; 4 — дренажная труба; 5 — ядро
форированные трубы из полимерных материалов или асбестоцемента с проницаемой прокладкой и покрытием из стеклоткани или стеклохолста, а также трубы из пористого бетона. Возможно сооружение котлована для сбора нефти с помощью энергии взрыва, стенки и дно котлована для предупреждения фильтрации нефти в почву обкладывают полиэтиленовой пленкой. Используют также резинотканевые или складные брезентовые резервуары.
Для ограждения разлитой нефти можно применять также различные подручные средства, такие как бревна, камышовые маты и т.д.
В некоторых случаях может оказаться целесообразным предотвращать распространение нефти сооружением канав, по которым направляют разлитую нефть в заранее выбранное место. Для этих целей можно использовать пластмассовые желоба, применяемые в гидротехнике и мелиорации для подвода воды. Преимуществом таких желобов является то, что их можно собирать в любых условиях.
Наибольшие трудности возникают при загрязнениях водонасыщенных, обводненных грунтов и грунтов с высоким уровнем грунтовых вод. Такие грунты, как правило, обладают низкой несущей способностью и оказываются непроходимыми для землеройной техники. Кроме того, при высоком уровне грунтовых вод существенно возрастает опасность загрязнения их нефтью.
Сбор нефти с поверхности обводненных грунтов даже при условии сооружения грунтовых дамб также сложен из-за наличия мелкого кустарника, кочек, воды и т.п. В подобных ситуациях наиболее эффективной представляется такая технология выполнения работ по регенерации грунтовой среды и подземных вод, как отвод нефти с дневной поверхности за пределы или к границе загрязненного участка и закачка ее в емкость; регенерация грунтовой среды и подземных вод. Отвод нефти целесообразно осуществлять по направлению естественного уклона местности в предварительно подготовленные земляные амбары, котлованы или другие емкости.
При разливах нефти на замерзающей земле и на снегу сооружают снежные дамбы, производят перемешивание нефти со снегом и грузят смесь в емкость, где нефть после таяния снега отделяется от воды.
Для сбора остатков нефти с поверхности суши (после откачки насосами) можно использовать сорбенты. Для этого на поверхность загрязненной нефтью почвы наносят сорбент из расчета 0,5 м3 на 10 м2 нефтяного пятна. После пропитывания сорбента нефтью его собирают, не нарушая верхнего слоя почвы, и вывозят на специальные пункты, где сорбент утилизируют.
Сорбенты — вещества селективного действия, они должны поглощать нефть и как можно меньше воды. Эти сорбенты должны обладать высокой скоростью поглощения нефти, чтобы не допустить значительного впитывания ее в почву; иметь склонность к образованию смеси с нефтью по всей толщине разлива; легко формироваться в виде матов или рукавов, которые можно свертывать, выжимать и снова использовать; создавать на поверхности земли слои, которые можно легко удалять; не образовывать при перемешивании с нефтью липкого вещества; иметь способность к биологическому разложению или сжиганию, когда удаление их невозможно или представляет значительные трудности.
Сорбенты могут быть натурального и синтетического происхождения. В принципе можно применять любые поглощающие материалы. При этом исходят из доступности сорбента, его стоимости, а также возможности сбора насыщенного нефтью сорбента, его регенерации или сжигания.
После ремонта трубопровода проводится обязательная рекультивация загрязненных земель.
Рекультивация земель — это комплекс работ, направленных на восстановление продуктивности и народнохозяйственной ценности нарушенных и загрязненных земель, а так-
же на соблюдение условий охраны окружающей среды. Рекультивация земель должна проводиться с учетом местных почвенно-климатических условий, степеней повреждения и загрязнения, ландшафтно-геохимической характеристики нарушенных земель, конкретного участка. Земельные участки, нарушенные при ремонте трубопроводов, должны быть рекультивированы в первоначальное состояние.
Процесс рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при авариях на нефтепроводах, включает следующие операции:
удаление из почвы нефти;
собственно рекультивацию земель (технический и биологический этапы).
Рекультивация загрязненных нефтью земель проводится в несколько стадий. Сроки и стадии рекультивации намечаются в соответствии с уровнем загрязнения, климатическими условиями данной природной зоны и состоянием биогеноценоза. Выделяют два уровня загрязнения:
умеренное загрязнение, которое может быть ликвидировано путем активизации процессов самоочищения агротехническими приемами (внесением удобрений, поверхностной обработкой и глубоким рыхлением и т.д.);
сильное загрязнение, которое может быть ликвидировано проведением специальных мероприятий, способствующих созданию аэробных условий и активизации углеводородоокисляющих процессов.
В табл. 8.2 приведены степени загрязнения земель, которые могут изменяться в пределах ± 25 % в зависимости от местных почвенно-климатических условий.
На сильно загрязненные участки для ускорения процесса биодеградации нефти вносят биологические препараты, имеющие разрешение государственных служб к применению. Использовать эти препараты следует согласно инструкции и по технологии, согласованной с местными органами Госком- зема.
На техническом этапе происходит выветривание нефти, испарение и частичное разрушение легких фракций, фотоокисление нефтяных компонентов на поверхности почвы, восстановление микробиологических сообществ, развитие нефтеокисляющих микроорганизмов, частичное восстановление сообщества почвенных животных. Часть компонентов превращается в твердые продукты, что улучшает водновоздушный режим почвы. Аэрация и увлажнение почвы в значительной мере способствуют интенсификации этих про-
Т а б л и ца 8.2
Показатели степени загрязнения земель нефтью
Зона
Степень загрязнения
Содержание остаточной нефти в гумусовом гори-зонте почвы в пер-вые недели после загрязнения, %
Степень отмирания растительности в следующем загрязненном вегетационном периоде
Полярно-тунд-
Умеренная
< 0,5-1,0
Неполное
ровая, лесотундровая, северотаежная
Сильная
> 1
Полное
Среднетаеж-
Умеренная
< 3
Неполное
ная, южнота- ежно-лесная
Сильная
> 3
Полное
Лесостепная,
Умеренная
< 6
Неполное
степная, сухостепная
Сильная
> 6
Полное
цессов, снижению концентрации нефти и более равномерному ее рассеиванию.
Биологический этап включает две стадии: пробный посев трав и фитомелиорацию — внесение минеральных удобрений и посев устойчивых к загрязнению многолетних трав.
При умеренном загрязнении достаточно осуществить технический этап рекультивации в расчете на самоочищение почвы.
В южнотаежно-лесной и лесостепной зонах с тяжелыми суглинистыми почвами, для которых опасность ветровой эрозии невелика, необходимо провести рыхление, преимущественно отвальную обработку на глубину до 20 см. Эти участки остаются в течение технического этапа рекультивации в виде пара (пахотный участок без посева). Там, где рыхление может привести к появлению эрозии, на загрязненных нефтью участках проводят поверхностную обработку на глубину 8—10 см, оставляя необработанные полосы шириной 2 — 3 м поперек склонов или направлений господствующих ветров.
На протяжении технического этапа необходимо периодически проводить увлажнение загрязненных участков. В первую очередь это касается природных зон — степной и сухостепной. В зимний период в этих зонах необходимо осуществлять его задержание.
Время окончания технического этапа зависит от степени загрязнения и климатических условий. Ориентировочное время окончания первого этапа можно прогнозировать по данным табл. 8.3.
Т а б л и ца 8.3
Время загрязнения в текущем году
Окончание технического этапа
Зима
Первая весна через год после загрязнения
Весна
Весна следующего года
Лето
Весна следующего года
Осень
Первая весна через год после загрязнения
На биологическом этапе рекультивации вначале проводят пробный посев трав. Цель этого мероприятия — оценить остаточную фитотоксичность почвы, интенсифицировать процессы биодеградации нефти и улучшения агрофизических свойств почвы, уточнить сроки перехода к заключительной стадии рекультивации. Перед пробным посевом трав выполняют вспашку (на глубину загрязнения), рыхление и дискование. В подготовленную почву высевают бобовые культуры, возделываемые в данной зоне (горох, люпин, донник, сераделлу и др.). Посев и уход за посевами осуществляют по технологии, принятой для данной почвенно-климатической зоны.
Если пробный посев трав дал всходы не менее чем на 75 % площади, спустя 1,5 —2,5 года после загрязнения высевают многолетние травы. Предварительно проводят боронование, внесение минеральных удобрений, культивацию почвы. Внесение удобрений интенсифицирует жизнедеятельность микробных сообществ в почве и увеличивает биомассу растений, что в свою очередь способствует усилению процессов восстановления плодородных земель.
На почвах с повышенной естественной кислотностью (рН < 6) после завершения технического этапа рекультивации следует провести известкование. Необходимо учитывать, что органические вещества и микроэлементы, содержащиеся в нефти, при определенной трансформации и снижении концентрации до 300 мг нефти на 1 кг почвы могут быть стимуляторами роста растений и пищевыми компонентами для почвенного биогеноценоза.
На подготовленных участках проводят посев многолетних трав. Виды трав выбирают исходя из местных почвенноклиматических условий и рекомендаций зональной системы земледелия субъектов Российской Федерации.
Для контроля за восстановлением земель и качеством выращенной биомассы одновременно проводится посев тех же культур по аналогичной технологии на контрольном
(незагрязненном) участке в буферной зоне между зоной загрязнений и землями, используемыми для хозяйственных целей. Если зарастание на загрязненном участке составляет не менее 75 % площади земель по сравнению с контрольным участком, то рекультивационные работы считаются законченными и участок следует передать землевладельцу.
Зеленую массу возделываемых трав по окончании рекультивации использовать в кормовых целях не рекомендуется. Ее оставляют на рекультивируемом участке и используют в качестве сидерального удобрения; после обработки дисковыми лущильщиками зеленую массу запахивают.
ПРАВОВЫЕ, ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ АВАРИЙНОМ РЕМОНТЕ НЕФТЕПРОВОДОВ
Проблема охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов имеет важнейшее социальное и народнохозяйственное значение. С развитием промышленности влияние результатов человеческой деятельности на природу становится настолько значительным, что наносимый ей ущерб не всегда может быть восстановлен естественным путем без осуществления природоохранных и природовосстановительных мероприятий.
Основополагающими документами, определяющими решение правовых, экономических и организационных вопросов охраны окружающей природной среды (ОПС) при аварийном ремонте нефтепроводов и ликвидации последствий аварий, являются Закон Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды”, постановления Правительства РФ "Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия”, "О рекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы”, а также "Основные положения о рекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы”, утвержденные Минприродой РФ и Госкомземом РФ.
Институтом ИПТЭР разработан руководящий документ "Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и за-
грязненных при аварийном и капитальном ремонтах магистральных нефтепроводов". Документ согласован с Министерством охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ и Комитетом РФ по земельным ресурсам и землеустройству. Инструкция устанавливает порядок выполнения работ по технической и биологической рекультивации земель, приведению земельных участков в первоначальное состояние согласно требованиям существующих законов и постановлений Правительства РФ. Документ предусматривает, что за порчу и уничтожение плодородного слоя почвы, невыполнение и некачественное выполнение обязательств по рекультивации нарушенных земель, несоблюдение установленных экологических и других стандартов, правил и норм при проведении работ, связанных с нарушением почвенного покрова, юридические, должностные и физические лица несут административную и другую ответственность, установленную действующим законодательством.
После завершения аварийных работ на нефтепроводе создается комиссия по осмотру земель с участием заинтересованных сторон, в том числе землевладельцев. Комиссия по результатам осмотра составляет "Акт осмотра земель, нарушенных и загрязненных при аварийном ремонте магистрального нефтепровода" и "Задание на составление проектно-сметной документации на рекультивацию земель, нарушенных и загрязненных при аварийном ремонте нефтепровода". Выбор состава показателей по контролю за загрязненностью и деградацией почв для разработки мероприятий по охране, повышению плодородия и рациональному использованию земель производится согласно ГОСТ 17.4.2.03 — 86 "Охрана природы. Почвы. Паспорт почв" и руководящему документу "Инструкция по контролю за состоянием почв на объектах предприятий Миннефтегазпро- ма". При этом требования к методам определения загрязняющих веществ устанавливаются по ГОСТ 17.4.3.03 — 85 "Охрана природы. Почвы. Общие требования к методам определения загрязняющих веществ". Оценка устойчивости почв к химическим загрязняющим веществам устанавливается по ГОСТ 17.4.3.06 — 86 "Охрана природы. Почвы. Общие требования к классификации почв по влиянию на них химических загрязняющих веществ".
Определение экономического ущерба, причиненного окружающей природной среде в результате аварийного разлива нефти, проводится по "Методике определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных
нефтепроводах". Методика разработана институтом ИПТЭР, согласована с департаментом государственного экономического контроля Минприроды РФ и утверждена Минтопэнерго РФ. Величина ущерба, определяемая по настоящей методике, включается в "Акт технического расследования отказов магистральных нефтепроводов" и используется при оформлении исков, претензий и рекламаций. Методика содержит расчеты общего объема нефти, вылившейся при аварии из нефтепровода, и масс нефти, загрязнивших землю, водные объекты и атмосферу; площадей загрязненных нефтью земель (почв) и водных объектов; ущерба за загрязнение нефтью каждого компонента окружающей природной среды и общей суммы платы за загрязнение ОПС. В связи с тем, что загрязнение ОПС при аварийных разливах нефти не подлежит нормированию, вся масса происшедших при этом выбросов углеводородов в атмосферу, растворенной в воде нефти и нефти, загрязнившей земли, должна учитываться как сверхлимитная.
Площадь, глубина загрязнения земель и концентрация нефти определяются на основании данных обследования земель и лабораторных анализов, проведенных на основании соответствующих нормативных и методических документов, утвержденных или разрешенных для применения Минприродой РФ и Госкомземом. Масса нефти, загрязняющей водные объекты, определяется суммированием массы растворенной и эмульгированной в воде нефти, значение которой соответствует предельной концентрации, и массы пленочной нефти на поверхности водного объекта. За массу веществ, загрязняющих атмосферу, принимается масса углеводородов, испарившихся со свободной поверхности разлившейся нефти. Расчет ущерба и платы за загрязнение атмосферного воздуха и поверхностных вод (вследствие разлива нефти) производится в соответствии с положениями постановления Правительства РФ "Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение ОПС, размещение отходов, другие виды вредного воздействия".
Расчет ущерба, причиненного рыбному хозяйству, осуществляется органами рыбоохраны в соответствии с "Временной методикой оценки ущерба, наносимого рыбным запасам в результате строительства, реконструкции и расширения предприятий, сооружений и других объектов и проведения различных видов работ на рыбохозяйственных водоемах", утвержденной Госкомприродой и Минрыб- хозом РФ.
ё е а ё e a a a iOeAiieo
РД 39-30-499—80. Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980.
РД 39-110—91. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. — Уфа: ИПТЭР, 1992.
Временные указания по технологии и организации ремонтно-восстановительных работ на нефтепроводах, пролегающих в условиях болот и переувлажненных грунтов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1973.
РД 39-00147105-006—97. Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварийном и капитальном ремонтах магистральных нефтепроводов. — Уфа: ИПТЭР, 1997.
РД-39-014 7103-360—89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопро- водов под давлением. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.
Инструкция по созданию герметизирующих тампонов из карбамидной композиции для перекрытия нефтепровода при выполнении ремонтно-восстановительных работ. — Уфа: ИПТЭР, 1990.
РД 39-016-90. Положение о воздушном патрулировании магистральных нефтепрвоодов. — Уфа ВНИИСПТнефть, 1990.
РД 39-025—90. Норматив-табель технического оснащения аварийно-восстановительныхпунктовмагистральных
нефте- и продуктопроводов. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990.
9 РД 39-00147105-011—97. Табель технического оснащения служб капитального ремонта магистральных нефтепроводов. — Уфа: ИПТЭР, 1998.
Каталог технических средств для аварийно-восстановительных работ на магистральных нефтепроводах. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983.
СНиП 2.05.06—85*. Магистральные трубопроводы. — М.: Минстрой России, 1997.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение 5
77ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИ
7
7
СТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Назначение и состав работ технического обслуживания и ремонта 7
Контроль за техническим состоянием действующих нефтепроводов 12
22Методы и средства контроля герметичности нефтепроводов 15
2
2
2626ВИДЫ И ПРИЧИНЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ МАГИСТРАЛЬ
26
26
НЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Коррозионные повреждения трубопроводов 26
Влияние внешних воздействий на техническое состояние подземных трубопроводов 30
Дефекты труб, сварных швов и монтажа 33
Отказы нефтепроводов вследствие нарушения правил эксплуатации 38
33Повреждения подземных трубопроводов от эксплуатационных нагрузок и воздействий 40
3
3
4747ОРГАНИЗАЦИЯ АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНОГО
47
47
РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ
Основное содержаниеорганизации ремонтно-восстановительной службы 47
Техническое оснащение аварийной службы 52
Организация аварийно-восстановительных работ56
44Особенности организации ремонтной службы в сложных условиях 61
4
4
6464ТЕХНОЛОГИЯ АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНОГО
64
64
РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ
Характеристика аварийного ремонта нефтепроводов64
Технология ликвидации аварий 67
Способы выполнения земляных работ при аварийном ремонте 75
Ремонт дефектов труб и сварных швов 81
Ремонт узлов соединения трубопроводов 95
55Ликвидация повреждений на линейной арматуре 102
5
5
ЗАМЕНА ПОВРЕЖДЕННЫХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 105
Технология замены поврежденного участка нефтепро
вода 105
Освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти и обратная закачка нефти в нефтепровод 112
Герметизация внутренней полости нефтепровода 115
Замена поврежденного участка с использованием энергии взрыва 124
Сварочно-монтажные работы при замене поврежденного участка 128
134134АВАРИЙНЫЙ РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДОВ В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ
134
134
Особенности ремонта нефтепроводов в сложных усло
виях 134
Повышение несущей способности поверхности болот 140
Укрепление стенок ремонтного котлована на болотах 154
77Сооружение ремонтного котлована с применением герметичных камер 158
7
7
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ
АВАРИЙНОГО РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ 163
Транспортные средства аварийных служб 163
Землеройные машины и механизмы 175
Грузоподъемные машины и приспособления 188
Средства откачки и обратной закачки нефти 195
Средства малой механизации 202
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ АВАРИЙНОМ РЕМОНТЕ НЕФТЕПРОВОДОВ 241
Загрязнение окружающей среды при авариях на магистральных нефтепроводах 241
Методы и средства охраны водных объектов 244
Охрана и рекультивация почв 259
Правовые, экономические и организационные вопросы охраны окружающей среды при аварийном ремонте нефтепроводов 266
Список литературы 269
Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г.
Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов / Под ред. А.Г. Гумерова. 1998. - 271 с.: ил.
Рассмотрен комплекс задач аварийно-восстановительных работ на магистральных нефтепроводах.
Даны общие принципы технического обслуживания магистральных нефтепроводов, описаны виды и причины их повреждений. Освещены вопросы организации ремонтновосстановительной службы. Большое внимание уделено технологии аварийного ремонта нефтепроводов, проложенных в различных условиях, а также техническим средствам, применяемым при ремонте. Приведены мероприятия по охране окружающей среды при аварийном ремонте магистральных нефтепроводов.
Для специалистов нефтяной и газовой промышленности.