Ремонт дефектного участка магистрального нефтепровода в условиях болот I типа

Размещено на http://www.allbest.ru/

ГБПОУ РМЭ «Марийский радиомеханический техникум»

Пояснительная записка к курсовому проекту

по разделу МДК 02.02 «Эксплуатация и ремонт МГНП и ГНХ»

Ремонт дефектного участка магистрального нефтепровода в условиях болот I типа

Разработчик проекта:

студент группы СГН-42

Юрьев А.А.

Руководитель проекта:

Винокуров С.Ф.

Йошкар-Ола

2017 г.



Содержание курсового проекта

магистральный нефтепровод сооружение

Введение

1. Расчетно-теоретический раздел

1.1 Состав сооружений МН (МГ) и их назначение

1.2 Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

1.3 Правила эксплуатации МН (МГ)

1.4 Нормативно-техническая документация по эксплуатации участка МН (МГ)

1.5 Технологический регламент эксплуатации участка МН (МГ)

1.6 Организация ТОР объектов МН (МГ)

1.7 Требования к сооружениям МН (МГ)

1.8 Организация диагностирования объектов МН (МГ)

1.9 Методы ликвидации аварий на объектах МН (МГ)

1.10 Охрана окружающей среды при эксплуатации объектов МН (МГ)

2. Технологический раздел

2.1 Разработка технологии выполнения работ (по варианту)

2.2 Состав подготовительных работ. Характеристика

2.3 Состав основных работ. Характеристика

2.4 Выбор оптимального комплекта машин, оборудования и приспособления

Заключение

Список литературы



Введение

Важнейшая роль трубопроводного транспорта при поставках углеводородного сырья на отечественные предприятия, в страны ближнего зарубежья очевидна и является предметом не только научных и экономических исследований, но и политических. Магистральный трубопроводный транспорт - важнейшая и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса России. На территории РФ создана разветвлённая сеть магистральных трубопроводов, протяжённость которых в России превысила 225 тыс. км. С помощью магистрального транспорта перемещается 100% добываемого природного газа, 99% добываемой нефти, более 50% производимой продукции нефтепереработки. Степень надёжности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надёжности трубопроводов является использование новых эффективных научно обоснованных технологий строительства трубопроводных систем. Основной особенностью строительства является разнообразие природно-климатических и гидрогеологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при сооружении и эксплуатации как линейной части, так и площадочных объектов нефтегазового комплекса. При проектировании магистральных трубопроводов в соответствии с положениями СНиП 2.05.06-85*[1] допускается использовать надземную схему прокладки. При соответствующем технико-экономическом обосновании надземная схема прокладки может быть использована как для всего трубопровода, так и для его отдельных участков. По этой причине при пересечении подземным магистральным трубопроводом некоторых естественных и искусственных препятствий используют балочные схемы прокладки. По сравнению с подземными участками, балочные переходы испытывают дополнительные нагрузки от собственного веса трубы, веса транспортируемого продукта и снежного покрова, а также от ветрового воздействия. Кроме этого, балочные переходы подвержены более значительным температурным воздействиям, вызванным колебаниями температуры наружного воздуха, и дополнительным нагрузкам, возникающим при прохождении очистных устройств и снарядов-дефектоскопов. Таким образом, балочные переходы являются потенциально опасными участками магистральных трубопроводов. Следует отметить, что при наличии в поперечном сечении технического коридора магистральных трубопроводов сразу нескольких 10 балочных переходов, располагающихся на разных нитках, уровень опасности открытых участков возрастает из-за возможности быть подвергнутыми значительным тепловым и механическим воздействиям при аварийном разрушении одного из соседних трубопроводов. Кроме того, результаты обследований балочных переходов показывают, что очень часто их сооружение выполняется с отклонениями от принятых проектных решений. Как правило, наблюдается несоответствие длины, уклона и высотного положения надземной части перехода, смещение опор как по длине перехода, так и по высоте, наличие на надземной части переходов косых сварных стыков и кривых вставок. Многие из вышеназванных отклонений приводят к изменению первоначальных расчётных схем работы трубопровода, повышению фактических напряжений в стенках труб. При этом изменение высоты положения надземной части относительно земли может превратить надземный переход в наземный, что особенно опасно на пересечениях с постоянно действующими малыми водотоками. В этом случае открытая часть перехода дополнительно подвергается гидродинамическому воздействию водного потока, испытывает циклическое изменение изгибно-напряжённого состояния вследствие сезонного изменения уровня грунтовых и паводковых вод, а отсутствие требуемого изоляционного покрытия вызывает повышенную коррозию металла трубы, особенно интенсивную на меняющейся границе «вода - воздух». Совокупность вышеизложенных факторов побуждает организации, эксплуатирующие магистральные трубопроводы, проводить работы по реконструкции балочных переходов, направленные на уменьшение влияния негативных факторов на трубопровод. При этом в зависимости от конструктивных особенностей балочных переходов и их технического состояния реконструкция может быть выполнена следующими методами: 1) вырезка участка балочного перехода и прокладка трубопровода по под- земной схеме; 2) обвалование балочного перехода грунтом без изменения фактического пространственного положения трубы с устройством водопропускного сооружения; 3) подсадка протяжённого участка трубопровода без вырезки труб, обеспечивающая подземную схему прокладки трубопровода на участке балочного перехода. Первый метод наиболее затратный и целесообразен в случаях, когда балочный переход находится в неудовлетворительном техническом состоянии, например, трубы имеют недопустимые дефекты или не могут быть реализованы другие методы реконструкции. 11 Второй метод самый экономичный, он не связан с вырезкой труб и наиболее целесообразен для реализации на пересечениях малых водотоков, ручьёв, в том числе временных и пересыхающих. Подобные водные преграды наиболее часто встречаются по ходу трасс магистральных трубопроводов, поэтому применение водопропускных сооружений для обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводов является технически и экономически эффективным методом. Третий метод требует выполнения значительного объёма земляных работ, вызывающий, как правило, разнообразные экологические нарушения окружающей среды.

Согласно заданию курсового проектирования выявлен дефект берегового компенсатора балочного перехода с утонением стенки криволинейных отводов компенсатора не допускающий в дальнейшем эксплуатацию перехода в заданных технологических режимах перекачках нефти.исходя из этого принято решение по замене компенсатора.



1. Расчетно-теоретический раздел

1.1 Состав сооружений МН (МГ) и их назначение

По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы:

внутренние - предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и перекачивающих станциях;

местные - соединяющие промыслы с головными сооружениями магистрального нефтепровода, нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива в железнодорожные цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;

магистральные - предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются наличием нескольких перекачивающих станций и относительной непрерывностью работы. Рабочее давление в магистральных нефтепроводах обычно достигает 5…7,5 МПа.

-магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенных для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.) [4].

1-й класс - Dу от 1000 до 1200 мм включительно;

2-й класс - Dу от 500 до 1000 мм;

3-й класс - Dу от 300 до 500 мм;

4-й класс - Dу менее 300 мм.

1.2 Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений:

подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с головными сооружениями трубопроводов;

головная перекачивающая станция (ГПС), на которой производится прием нефти, ее учет и перекачка на следующую станцию;

промежуточные перекачивающие станции (ПС), предназначенные для создания необходимого рабочего давления и дальнейшей перекачки;

конечный пункт (КП), на котором осуществляется сдача нефти из нефтепровода, ее учет и распределение потребителям;

линейные сооружения.

В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

- линейная часть (ЛЧ) с отводами и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств и дефектоскопов, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод, перемычками;

- компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, газораспределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа (ПХГ), станции охлаждения газа (СОГ), узлы редуцирования газа (УРГ), газоизмерительные станции (ТИС);

- установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания газопроводов, устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

- линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата;

- здания и сооружения;

- постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов.

1.3 Правила эксплуатации МН (МГ)

Эксплуатацию объектов МГ осуществляют при давлениях не превышающих РРД. Величину РРД устанавливает ЭО. Документом, подтверждающим величину РРД, является «Формуляр подтверждения величины разрешенного рабочего давления», оформляемый ЭО в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

Основанием для установления величины РРД являются результаты диагностических обследований газопроводов, отражающие его техническое состояние и учет следующих факторов:

- коррозионное состояние газопроводов;

- рабочие параметры предшествующего периода эксплуатации;

- анализ аварий и инцидентов за предшествующий период;

- наличие нарушений охранных зон и зон минимальных расстояний до зданий, сооружений и объектов;

- и др.

Для частичного или полного снятия ограничения РРД ЭО разрабатывает и выполняет соответствующие мероприятия (ремонт дефектов, замена дефектных участков и т.д.).

Сведения об изменениях РРД рассылают в соответствии с требованиями, а также в структурные подразделения ОАО «Газпром», ответственные за диспетчерское управление ЕСГ Российской Федерации, транспортировку, подземное хранение и использование газа и территориальные подразделения организации ОАО «Газпром», осуществляющей контроль и надзор за эксплуатацией объектов МГ ОАО «Газпром».

Эксплуатация магистральных нефтепроводов это совокупность процессов приема, перекачки, сдачи нефти, технического обслуживания и ремонта объектов магистральных нефтепроводов.

Состав МН, его конструктивные и технологические параметры устанавливаются проектом в соответствии со строительными нормами и правилами проектирования в зависимости от назначения, природно-климатических условий размещения нефтепровода, физико-химических свойств нефти, объема и расстояния перекачки.

Организацию работ по эксплуатации системы магистрального нефтепроводного транспорта осуществляет эксплуатирующая организация (оператор системы магистрального нефтепроводного транспорта - далее Компания) и ее дочерние предприятия - открытые акционерные общества магистральных нефтепроводов (операторы магистральных нефтепроводов - далее ОАО МН).

Организации эксплуатирующие магистральные нефтепроводы, поднадзорны Госгортехнадзору России, Государственной противопожарной службе и другим органам государственного надзора, уполномоченным Правительством РФ.

Государственный надзор осуществляется с целью обеспечения при проектировании, строительстве, приемке объектов в эксплуатацию, а также эксплуатации объектов МН соблюдения требований действующих нормативных и технических документов и распространяется на виды деятельности, перечисленные в соответствующих положениях, нормативно-правовых актах и других документах, определяющих сферу деятельности этих органов.

Деятельность ОАО МН и других эксплуатирующих и сервисных организаций МН разрешается при наличии лицензий, выдаваемых органами Государственного надзора.

При эксплуатации МН должны быть обеспечены:

- безопасность трубопроводов и оборудования;

- надежность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;

- систематический контроль за работой трубопровода и его объектов и принятие мер по поддержанию установленного режима перекачки;

- разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоение новой техники;

- организация и своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования МН;

- экологическая безопасность объектов МН;

- выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда;

- обучение, инструктажи, проверка (аттестация) знаний производственного персонала правил охраны труда и промышленной безопасности;

- готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;

- организация учета нефти и ведение установленной отчетности;

- сохранность материальных ценностей на объектах МН.

1.4 Нормативно-техническая документация по эксплуатации участка МН (МГ)

ОАО МН при эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов в своей деятельности должны руководствоваться:

- проектной и исполнительной документацией, включающей технорабочий проект, комплект документации, подтверждающий качество выполненных строительно-монтажных работ (при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов МН);

- нормативной документацией, включающей стандарты (ГОСТ, ОСТ, СТП), стандарты безопасности (ССБТ), строительные нормы и правила (СНиП), своды правил по проектированию и строительству (СП), технические условия (ТУ), ведомственные нормы технологического проектирования (ВНТП), ведомственные строительные нормы (ВСН), нормы и правила пожарной безопасности (ППБ), нормы и правила по охране труда и другие нормативные документы, принятые в отрасли;

- регламентами, разработанными и утвержденными Компанией и регулирующими вопросы производственной деятельности подразделений Компании и ОАО УМН;

- оперативной документацией, включающей рабочие документы, регулирующие и регистрирующие технологические процессы перекачки, приема-сдачи и учета нефти, эксплуатации объектов и сооружений МН. К ним относятся должностные и производственные инструкции (инструкции по охране труда, инструкции по эксплуатации), технологические схемы и карты, графики технического обслуживания и ремонта, вахтенные журналы, журналы учета, диспетчерские листы, оперативные сводки и отчеты, графики замеров, протоколы наладочных работ, акты расследования аварий, планы ликвидации аварий, планы тушения пожаров и другая документация.

Оперативная документация разрабатывается на основе проектной, исполнительной документации, действующих нормативных документов, директивных указаний и распоряжений, а также опыта эксплуатации объектов.

Эксплуатационная и оперативная документация ЛЭС:

- проектная и исполнительная документация;

- технологические схемы обслуживаемого участка МГ с ситуационным планом местности (на схемах отмечают переходы через реки и овраги, вдольтрассовые и подъездные дороги, вертолетные площадки, ближайшие населенные пункты, пересечение газопроводов с другими подземными и надземными коммуникациями, автомобильными и железными дорогами, места хранения АЗТ, места расположения объектов и средств электрохимической защиты и т.д.), утвержденные руководством Филиала ЭО;

- технические паспорта участков МГ;

- паспорта основного оборудования и сосудов, работающих под давлением;

- формуляры подтверждения РРД;

- инструкции производителей по эксплуатации оборудования и механизмов;

- акты о нанесении фактического положения газопроводов на карты землепользователей;

- копии юридических документов на право пользования землей;

- журнал осмотра трассы газопровода;

- журнал учета работ выполняемых на ЛЧ МГ;

- журнал учета выездов аварийной техники;

- план сбора аварийной бригады;

- ПЛА на ЛЧ МГ;

- акты по расследованию аварий и инцидентов;

- документация по хранению, использованию метанола, а также одоранта при отсутствии службы ГРС в Филиале ЭО;

- документы по обследованию, очистке полости и испытаниям газопроводов и оборудования;

- другая документация, устанавливаемая ЭО.

1.5 Технологический регламент эксплуатации участка МН (МГ)

Технологические регламенты должны соответствовать проектным техническим решениям, исполнительной технической документации, действительным характеристикам и условиям работы нефтепровода, нормам и требованиям действующих межотраслевых и отраслевых нормативных документов: СНиП, стандартов, технических условий, правил безопасности, правил технической эксплуатации сооружений и оборудования, норм и правил пожарной безопасности.

В ОАО МН должны быть разработаны технологические регламенты на:

- технологические режимы работы МН;

- порядок ведения технологического процесса перекачки (пуск и остановка нефтепровода, отдельных НПС, насосных агрегатов, переход с одного режима на другой при изменении производительности);

- организацию последовательной перекачки, способы контроля за движением и сопровождения различных партий нефти;

- особенности и технологические режимы перекачки нефтей с аномальными свойствами (высоковязких и высокозастывающих, сернистых, высокосернистых, с наличием сероводорода);

- организацию режимов перекачки в условиях снижения загрузки, в том числе при наличии самотечных участков трубопроводов, проложенных в сложных рельефных условиях;

- управление нефтепроводом и контроль технологического процесса, контроль герметичности нефтепровода;

- порядок очистки внутренней полости нефтепровода;

- действия персонала в аварийных ситуациях;

- технологические схемы НПС и линейной части нефтепровода и сжатый продольный профиль нефтепровода;

- технологические карты магистральных нефтепроводов;

- карты уставок технологических защит нефтепроводов;

- оперативно-диспетчерскую документацию;

- проверку паспортных напорных, кавитационных и энергетических характеристик насосов;

- допустимые нагрузки электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов;

- градуировочные таблицы резервуаров и технологических емкостей, расчеты вместимости участков линейной части нефтепровода и технологических трубопроводов.

На действующий нефтепровод технологический регламент разрабатывается ОАО МН эксплуатирующими данный нефтепровод.

Технологический регламент, разработанный ОАО МН, утверждается главным инженером ОАО МН.

Срок действия регламента устанавливается 3 года.

Технологический регламент пересматривается по истечении срока его действия, при изменении состава документации, регламентирующей порядок эксплуатации трубопровода, охраны труда и промышленной безопасности, а также при внесении принципиальных изменений в технологическую схему и в режимы работы объектов нефтепровода.

Требования к эксплуатации объектов МГ должны регламентироваться технологическими регламентами, инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемыми газотранспортными предприятиями с учетом местных условий и на основании государственных и отраслевых нормативно-технических документов и настоящих Правил. Номенклатуру, порядок разработки и утверждение инструкций и технологических регламентов устанавливает Предприятие.

1.6 Организация ТОР объектов МН (МГ)

Организация технического обслуживания и ремонта (ТОР) сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов обеспечивается централизованным, пообъектным, смешанным видом системы ТОР, который определяется нормативными документами оператора системы магистрального нефтепроводного транспорта (Компанией).

Техническое обслуживание и текущий ремонт должны осуществляться линейно-эксплуатационными службами по принадлежности объектов. Аварийно-восстановительные поезда могут быть использованы для технического обслуживания и ремонта по распоряжению производственного объединения. Руководство техническим обслуживанием и ремонтом осуществляется производственным отделом объединения.

Для выполнения специальных видов работ по техническому обслуживанию и ремонту могут привлекаться специализированные подразделения производственного объединения и других предприятий (объединений).

Система технического обслуживания и ремонта разрабатывается производственным объединением и должна предусматривать: осмотр и обследование; техническое обслуживание; текущий ремонт; капитальный ремонт; аварийно-восстановительный ремонт; испытания (переиспытания); сбор, обработку и анализ информации о техническом состоянии; выполнение мероприятий по повышению эффективности, надежности и безопасности.

При плановом осмотре проверяют охранную зону и зону минимальных расстояний, переходы через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги, крановые площадки и площадки аварийных запасов труб, узлы приема и пуска очистных устройств, вдольтрассовые проезды, подъезды к газопроводам, мосты, дамбы, переезды через газопроводы, водопропускные и другие сооружения, вдольтрассовые линии связи и электропередач, знаки обозначений трассы, знаки судоходной обстановки, а также пересечения газопроводов с коммуникациями сторонних организаций (ЛЭП, нефтепродуктопроводами и т. п.).

Целью осмотра должно быть: определение технического состояния оборудования и коммуникаций; обнаружение нарушений настоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов; выявление утечек, предаварийных состояний и аварий, других неполадок и повреждений; выявление аварий на близлежащих сооружениях и объектах, реально угрожающих целостности газопровода.

Обнаруженные при осмотрах нарушения, повреждения и отказы должны регистрироваться в журнале осмотра линейной части газопроводов.

При обнаружении повреждений, характер и размеры которых по оценке лица, выполняющего осмотр, могут привести к аварии, осмотр прекращают и принимают немедленные меры по предотвращению аварии.

Сроки проведения осмотров, их периодичность и объемы должны устанавливаться производственным объединением с учетом местных условий (наличие населенных пунктов, переходов), технического состояния газопровода и т. п.

Техническое обслуживание и ремонт ЛЧ МГ и газопроводов КС, ПХГ, ГРС, СОГ, ГИС выполняют соответствующие службы/подразделения Филиалов ЭО или Специализированные организации по плану-графику, взаимосвязанному со сроками ремонта технологического оборудования.

1.7 Требования к сооружениям МН (МГ)

Требования настоящих Правил распространяются на объекты, оборудование и сооружения магистральных газопроводов с момента подписания акта Приемочной комиссией о вводе их в эксплуатацию после строительства.

Правила не распространяются на газопроводы, прокладываемые по территориям городов и других населенных пунктов, в морских акваториях, на газовых промыслах, а также на газопроводы, предназначенные для транспортировки газа, оказывающего коррозионное воздействие на металл труб или охлажденного до температуры ниже -40°С. Эксплуатация указанных газопроводов должна осуществляться по специально разработанной проектным или научно-исследовательским институтом инструкции, которая согласовывается с заинтересованными организациями, в том числе с органами Госгортехнадзора России, и утверждается в установленном порядке.

Требования к эксплуатации объектов МГ должны регламентироваться технологическими регламентами, инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемыми газотранспортными предприятиями с учетом местных условий и на основании государственных и отраслевых нормативно-технических документов и настоящих Правил. Номенклатуру, порядок разработки и утверждение инструкций и технологических регламентов устанавливает Предприятие.

В каждом Предприятии для производственных подразделений (цехов, служб, участков), а также обособленных Предприятий (филиалов) должны быть составлены перечни инструкций, утвержденные руководителем Предприятия. Перечни должны пересматриваться не реже одного раза в три года.

На рабочих местах объектов МГ должны быть следующие инструкции: по эксплуатации оборудования; должностные, для обслуживающего персонала; по охране труда, по профессиям и видам работ;

по пожарной безопасности; по действию персонала в аварийных ситуациях; по охране окружающей среды;

по ликвидации возможных аварий.

Проверка готовности оборудования надземных сооружений (нефтеперекачивающих станций, баз приема и отгрузки нефти, пунктов подогрева, станций смешения и т.п.) к комплексному опробованию должна проводиться с предварительным проведением поузлового опробования, приемки соответствующих узлов оборудования и проверки отдельных конструкций зданий и сооружений.

Поузловое опробование и приемка оборудования производятся по проектным схемам после окончания монтажных и наладочных работ.

При поузловой приемке должны быть проверены:

соответствие выполненных работ проекту;

качество выполненных строительных и монтажных работ;

работа механизмов на холостом ходу и аппаратуры под напряжением;

выполнение требований строительных норм и правил, правил Госгортехнадзора, санитарного надзора, правил пожарной безопасности, правил устройства электроустановок, указаний заводов-изготовителей, инструкций по монтажу оборудования и других нормативных и руководящих документов;

готовность оборудования к комплексному опробованию.

Строительно-монтажные дефекты, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе поузлового опробования и приемки, должны устраняться строительно-монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного опробования.

До начала комплексного опробования должен быть укомплектован и обучен (с проверкой знаний) эксплуатационный персонал; подготовлены требуемые материалы, инструменты и запасные части; составлены и выданы на рабочие места производственные инструкции и технологические схемы; заготовлена необходимая техническая оперативная документация; выполнены все противопожарные мероприятия; смонтированы, налажены и задействованы автоматические системы защиты агрегатов, системы пожаротушения и извещения о пожаре.

1.8 Организация диагностирования объектов МН (МГ)

Диагностирование линейной части МН предусматривает следующие виды работ:

- внутритрубную диагностику линейной части МН путем пропуска внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС);

- внешнее дефектоскопическое обследование участков МН с применением методов неразрушающего контроля (визуального, ультразвукового, магнитопорошкового, капиллярного, вихретокового, акустико-эмиссионного);

- оценку состояния изоляционных покрытий и эффективности работы средств ЭХЗ.

Внутритрубная диагностика должна проводиться с использованием комплексов технических средств, основу которых составляют ВИС, реализующие различные виды неразрушающего контроля и перемещаемые по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта.

Состав ВИС, применяемых при проведении внутритрубной диагностики, должен обеспечивать определение:

- дефектов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальности), ограничивающих проходное сечение, и радиусов его поворота (радиусов отводов);

- дефектов стенки трубы (коррозии металла, забоин, задиров, рисок, царапин, расслоений и т.п.);

- трещин и трещиноподобных дефектов определенной ориентации по отношению к оси трубопровода (осевой или поперечной), расположенных в основном металле трубы и в сварных швах;

- положение сварных швов, подкладных колец.

ВИС должны иметь систему учета дефектов, обеспечивающую привязку мест расположения дефектов к определенным точкам трассы МН. Точность определения местоположения дефектов относительно ближайшего поперечного сварного шва должна соответствовать разрешающей способности данного ВИС, указанной в его технических характеристиках.

Разрешающая способность ВИС и применяемые методы интерпретации дефектов должны обеспечивать возможность классификации дефектов по степени опасности без проведения экскавации и дополнительного дефектоскопического контроля трубопровода.

Проведение работ по внутритрубной диагностике с использованием комплексов технических средств, предназначенных для обнаружения и измерения дефектов определенного типа, должно проводиться на основе технологий, регламентирующих эти работы и утвержденных в установленном порядке.

Внутритрубная диагностика должна проводиться на плановой основе с учетом норм периодичности в соответствии с нормативной документацией, но не реже одного раза в 5 лет.

ОАО МН должны ежегодно согласовывать проект плана внутритрубной диагностики своих нефтепроводов с организацией, выполняющей работы по диагностированию, и направлять в Компанию для его утверждения.

Работы по составлению, согласованию, изменению, утверждению годовых планов по внутритрубной диагностике, составлению на их основе квартальных и месячных планов должны проводиться в соответствии с установленным порядком.

Представляемый к внутритрубному диагностированию трубопровод (или его участки) должен отвечать требованиям нормативной документации в части обеспечения проходимости средств диагностики. Трубопровод (или их участки), не отвечающий требованиям контролепригодности, должен доводиться ОАО МН (или его филиалами) до требуемого уровня.

Подрядчик, выполняющий диагностирование МН, за 10-30 дней до планируемого начала работ должен письменно уведомить ОАО МН о своей готовности к проведению внутритрубной диагностики.

ОАО МН в течение 5-10 дней с момента получения уведомления от подрядчика должно направить ему письменное подтверждение о готовности трубопровода (или его участков) к проведению диагностических работ в указанные сроки или по обоснованным причинам перенести срок диагностирования.

ОАО МН должно предоставить подрядчику паспортные данные по трубопроводу (или его участкам), представляемому к внутритрубному диагностированию, информацию о режимах его работы и другие необходимые данные в соответствии с нормативной документацией.

Персонал ОАО МН, непосредственно связанный с проведением работ по пропуску ВИС, должен пройти специальное обучение на рабочих местах по программе, представляемой подрядчиком и согласованной с Госгортехнадзором России. Обучение персонала ОАО МН проводит представитель подрядчика.

Все работы, связанные с запасовкой, пуском, приемом и извлечением ВИС, должны проводиться работниками филиалов ОАО МН под руководством ответственного специалиста, назначаемого приказом по филиалу ОАО МН, и под наблюдением специалистов подрядчика.

По результатам внутритрубной диагностики подрядчик должен представить в ОАО МН технический отчет, подписанный руководством его предприятия и заверенный печатью, в сроки согласно условиям договора.

Отчет по результатам внутритрубной диагностики должен содержать информацию о всех дефектах, зафиксированных ВИС, информацию об опасных дефектах, требующих снижения давления в трубопроводе (на период до проведения ремонта) либо проведения оперативного ремонта. В отчете должны быть приведены данные о местоположении каждого дефекта относительно точек-ориентиров и поперечных сварных швов.

Информация об опасных дефектах должна оперативно передаваться подрядчиком в ОАО МН до выпуска технического отчета.

Основная цель системы диагностического обслуживания ЛЧ МГ - обеспечение бесперебойного транспорта газа в соответствии с плановой производительностью МГ при безаварийной его работе и с минимизацией издержек от рисков природного и техногенного характера.

Комплексная система обеспечения надежности газотранспортной системы основывается на системе диагностического обслуживания МГ и формируется из следующих направлений:

- разработка и внедрение новых технологий, систем мониторинга, приборных средств диагностики технического состояния ЛЧ МГ и приборов для измерения напряжений, деформаций и перемещений трубопроводных конструкций;

- создание информационных баз и расчетно-экспериментальных инженерных методов оценки риска эксплуатации, прочности и ресурса с учетом результатов диагностирования технического состояния;

- оптимизация методов планирования и организации ремонта МГ с учетом их технического состояния, способов и технико-экономических показателей производства ремонтных работ.

В зависимости от конструктивных особенностей ЛЧ МГ рассматривают как совокупность структурных элементов, таких как линейные участки газопровода, подводные переходы, переходы через железные и автомобильные дороги, надземные переходы и т.д.

1.9 Методы ликвидации аварий на объектах МН (МГ)

Авария на объекте магистрального нефтепровода - внезапный вылив или истечение нефти в результате полного или частичного разрушения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемых одним или несколькими из следующих событий:

- воспламенение нефти или взрыв ее паров;

- загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов, или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;

- объем утечки составил 10 м³ и более.

Отказ или повреждение (инцидент) трубопровода, оборудования или технических устройств на объектах МН - отклонения от режима технологического процесса сопровождаемые нарушением герметичности с утечками нефти объемом менее 10 м³ без воспламенения нефти или взрыва её паров, без загрязнения водотоков.

Для проведения аварийно-восстановительного ремонта и технического обслуживания участок трассы магистрального нефтепровода, база приема и отгрузки или ЛДПС (НПС) должны быть закреплены за АВС приказами ОАО МН или филиала ОАО МН.

Протяженность участка трассы, закрепляемого за каждым АВП, определяется в зависимости от диаметра и количества ниток трубопроводов, природно-климатических и местных условий и должна составлять не более 250 км.

Аварийно-восстановительные службы должны выполнять следующие функции:

- проводить плановые работы по графику на своем участке с целью предотвращения аварий;

- оперативно ликвидировать аварии и их последствия;

- содержать в постоянной готовности все технические средства;

- повышать уровень профессиональной подготовки ремонтного персонала путем обучения, тренировок, учений;

- содержать все объекты линейной части в состоянии, отвечающем требованиям настоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов;

- осуществлять контроль за состоянием трассы на своем участке;

- своевременно пополнять аварийный запас труб, запчастей, горюче-смазочных материалов;

- комплектовать свои службы технической документацией на обслуживаемый участок, должностными и производственными инструкциями, нормами и правилами, согласно установленному перечню

Персонал Филиалов ЭО при авариях и инцидентах на объектах обязан:

- сообщить диспетчеру Филиала ЭО сведения о происшествии;

- выполнить действия согласно ПЛА;

- принять меры по локализации места аварии, обеспечению нормальной работы исправного оборудования;

- осуществлять необходимые действия по поддержанию заданного режима работы объектов МГ и подаче газа потребителям.

Определение аварийного участка объекта МГ и его локализацию (отключение от действующих газопроводов, сброс газа) производят диспетчерские службы Филиалов ЭО с применением средств телемеханики или направлением аварийных бригад.

Руководство работами по ликвидации последствий аварии осуществляет назначенное приказом ЭО ответственное лицо (руководитель, технический руководитель, заместитель руководителя Филиала ЭО, представитель ЭО).

Задачи ЭО и их Филиалов при возникновении аварии:

- отключение аварийного участка объекта МГ со стравливанием газа;

- оповещение, сбор и выезд аварийных бригад;

- предупреждение потребителей о прекращении поставок газа или о сокращении их объемов;

- принятие необходимых мер по организации оптимального режима работы объектов МГ;

- принятие необходимых мер по предотвращению нахождения в зоне аварии лиц, не задействованных в работах по ее ликвидации;

- обеспечение безопасности близлежащих транспортных коммуникаций и мест их пересечений с газопроводами, а также гражданских и промышленных объектов на основе ПЛА, в котором конкретизирована расстановка постов охраны места аварии, участки, обозначаемые сигнальной лентой, места установки предупредительных знаков и т.д.

Руководство работами по ликвидации инцидентов осуществляет ответственный руководитель работ, назначаемый приказом по Филиалу ЭО.

ЭО предусматривает в договорах подряда привлечение персонала и техники Специализированных организаций, выполняющих плановые работы на объектах МГ, для ликвидации последствий аварий и инцидентов.

Время (продолжительность) сбора аварийных бригад в рабочее и нерабочее время устанавливает ЭО и отражает в ПЛА.

Персонал, прибывший к месту аварии или инцидента на ЛЧ МГ, обязан:

- уточнить место и характер повреждений;

- сообщить диспетчеру Филиала ЭО о месте и ориентировочных размерах повреждений, возможности подъездов и проездов, наличии и состоянии расположенных в непосредственной близости ЛЭП, нефтепродуктопроводов, железных и автомобильных дорог и другие необходимые сведения.

К ликвидации последствий аварии приступают после ее локализации, организации устойчивой радиосвязи, получения сообщений об организации постов на ТПА, отключающей аварийный участок от действующего газопровода, и выполнения дополнительных мер по предотвращению ошибочной или самопроизвольной ее перестановки.

1.10 Охрана окружающей среды при эксплуатации объектов МН (МГ)

Деятельность ОАО МН, его филиалов и структурных подразделений по охране окружающей природной среды на магистральных нефтепроводах регламентируется федеральными законами: Об охране окружающей природной среды, О недрах, Об экологической экспертизе, Об отходах производства и потребления, О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения, Водным кодексом, Земельным кодексом, Лесным кодексом и другими Законодательными актами РФ и ее субъектов, а также нормативными документами, принятыми в установленном порядке.

Начальник отдела экологической безопасности и рационального природопользования несет ответственность за природоохранную деятельность ОАО МН.

Начальник отдела экологической безопасности и рационального природопользования обязан:

- знать экологическую опасность объектов МН, принимать участие в разработке ежегодной Программы экологической безопасности предприятия. Осуществлять контроль за её неукоснительным выполнением;

- контролировать соблюдение природоохранного законодательства. Обеспечивать рациональное использование природных ресурсов на всех этапах производственных процессов;

- обеспечивать наличие разрешительной природоохранной документации (разрешений на выбросы, сбросы, размещение отходов), своевременное оформление и получение лицензий, разработку и согласование томов ПДВ, ПДРО, нормативов ПДС, экологических паспортов;

- не допускать фактов сверхнормативных выбросов, сбросов, размещения отходов;

- обеспечить экоаналитический контроль по всем видам загрязнения, ежегодно согласовывать в контролирующих органах схемы и графики экоаналитического контроля;

- участвовать в комиссиях по расследованию причин аварий, связанных с экологическим ущербом, разрабатывать мероприятия по ликвидации аварийных последствий, контролировать их выполнение;

- принимать участие в работе по укомплектованию производственных объектов техническими средствами и материалами по ликвидации нефтяных загрязнений, контролировать организацию работы природоохранного оборудования;

- принимать незамедлительные меры к устранению обнаруженных нарушений природоохранного законодательства.

В процессе эксплуатации магистральных газопроводов газотранспортными предприятиями образуются промышленные и бытовые отходы.

К отходам производства (промышленным) относятся:

- остатки сырья, материалов, полуфабрикатов, образовавшиеся в производственном процессе и утратившие полностью или частично исходные потребительские свойства;

- отработанные моторные масла, загрязненные водой, механическими примесями и органическими компонентами;

- буровой шлам, образующийся в процессе бурения водозаборных, нагнетательных и других скважин;

- пластовая и рефлюксная вода, газо- и водоконденсат;

- шламы от очистки резервуаров хранения моторных масел и бензиновых фракций;

- избыточный активный ил, отводимый с биологических очистных сооружений (суспензия, содержащая аморфные хлопья с аэробными бактериями и простейшими микроорганизмами);

- осадок сточных вод с канализационных очистных сооружений;

- строительные отходы и металлолом.

К отходам потребления (бытовым, коммунальным) относятся:

- твердые отбросы и другие вещества, не утилизируемые в быту, образующиеся в результате амортизации предметов и самой жизни эксплуатационного персонала вахтовых поселков, а также жителей малонаселённых мест;

- изделия и машины, утратившие потребительские свойства в результате физического или морального износа.



2. Технологический раздел

2.1 Разработка технологии выполнения работ (по варианту)

До начала земляных работ уточняются и обозначаются знаками ось прохождения, фактическая глубина заложения ремонтируемого котлована.

В состав земляных работ входят:

- обозначение опозновательными знаками нефтепровод и других подземных коммуникаций;

- подготовка площадки для производства ремонтных работ, вспомогательных площадок;

- устройство проездов для движения техники не ближе 10 м к газопроводу;

- разработка и обустройство ремонтного котлована;

- засыпка ремонтируемого котлована;

- рекультивация земель на месте проведения ремонтных работ;

До начала работ по разработке ремонтного котлована необходимо определить место вскрытия трубопровода, уточнить размеры ремонтируемого котлована, произвести разбивку границ котлована по принятым размерам. Разработка котлована должна осуществляться экскаватором. Для предотвращения повреждения трубопровода ковшом экскаватора минимального расстояния между образующей трубопровода и ковшом, должна быть не менее 0,20 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную не допуская ударов по трубе. После завершения ремонтных работ, производится засыпка ремонтного котлована. Засыпка выполняется бульдозером допускается использование экскаватором.

Технологические процессы по вырезке деталей дефектных участков:

Вырезка дефектного участка осуществляется безогневым методом. Длина вырезания участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны. До начала резки удаляется старое изоляционное покрытие трубопровода на ширину 50 мм для взрывной технологии и 600 мм для труборезов. Вырезка дефектного участка осуществляется двумя труборезными машинами и скоростью подачи движения по трубе не более 30 мм. В процессе резки во избежание защемления врезы. Врез забивается специальными клиньями из цветного металла через 250-300 мм реза.

Демонтаж дефектного участка производится с применением передвижных механизмов соответствующими такелажными устройствами. Зачистку котлована производят механизированным или ручным способом.

Герметизацию ремонтируемого трубопровода осуществляется с применением Кайман и ГРК

Вести предварительный монтаж компенсатора с подгонкой переходных катушек

Монтаж наружных центраторов и предварительная прихватка деталей трубопровода

Сварка трубопровода

Диагностика сварных стыков ультразвуковым и радиографическим способами

Гидроизоляция сварных стыков с применением термоусаживающейся муфты на сварном стыке находящимся под землей и окраска стыка специальными красками находящихся на поверхности

2.2 Состав подготовительных работ. Характеристика

Состав подготовительных работ. Характеристика:

Издать приказ по МРНУ о назначении ответственных лиц за безопасное производство работ

Проверить наличие удостоверений и своевременность проверки знаний работников, занятых на работах

Провести:

- вводный инструктаж работникам, участвующим в работе;

- первичный инструктаж на рабочем месте всем участвующим в работах;

- разовые инструктажи по каждому виду работ при оформлении наряда-допуска

4) Обеспечить персонал необходимыми средствами индивидуальной защиты

5) Определить опасную зону производства работ, обозначив их предупреждающими знаками

6) Уточнить ось прохождения трассы нефтепровода, глубину заложения МГ в охранной зоне. Определить места разработки грунта вручную. Установить опознавательные знаки с указанием глубины заложения

7) Обустройство площадки для стоянки техники

8) Подготовить подъездные пути к площадке для техники

9) Подготовить первичные средства пожаротушения. Выставить пожарный пост

10) Демонтировать ограждение, демонтировать защитный колодец, подготовить рабочий котлован

11) Очистить трубопровод от изоляции

12) Зачистить трубопровод

13) Подготовить и расставить средства освещения

Перед началом огневых работ поврежденный участок изолируют от газов 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 углеводов - в пересчете на углерод не должна превышать 300 мг/, а сероводорода в смеси с углеводородами - - 3 мг/.

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 кранами.

Механизм для центровки трубопроводов должен обеспечивать создание необходимого усилия в любом направлении и жесткую фиксацию концов труб в любом положении в области центровки трубопроводов.

Основной метод сварки неповоротных стыков при авариях на магистральных нефтепроводах -- это ручная электродуговая 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.

2.3 Состав основных работ. Характеристика

Снятие торфяного слоя по периметру рабочего котлована одноковшовым экскаватором обратная лопата в отвал.

Отсыпка валика обвалования по периметру рабочего котлована из глины с послойной трамбовкой.

Разработка рабочего котлована одноковшовым экскаватором обратная лопата в отвал.

Установка центробежного насоса марки С-203 для откачки грунтовых вод из котлована.

Очистка трубопровода от изоляции и с зачисткой поверхности до металлического блеска.

Монтаж галтельной муфты на трубопроводе автокраном.

Приварка галтельной муфты ручной дуговой сваркой.

Диагностика стыковых соединений сварных швов ультразвуковым способом и методом рентгенографии.

Изоляция сварных стыков и галтельной муфты.

Засыпка котлована одноковшовым экскаватором обратная лопата.

Расчет объемов работ

Перечень работ

2.4 Выбор оптимального комплекта машин, оборудования и приспособления

Экскаватор одноковшовый обратная лопата.

Автокран

Сварочный аппарат

Термоусаживающий материал



Заключение

В курсовом проекте на тему «Замена компенсатора балочного перехода» произведена разработка технологии выполнения работ, состав подготовительных работ, состав основных работ, расчет объемов работ, выбор оптимального комплекта машин, оборудования и приспособлений, требования промышленной безопасности и охраны труда при эксплуатации и ремонте объектов МН (МГ), выполнены схемы: балочного перехода, схема откачки нефти в резинотканевый резервуар, технологическая схема и в связи с этим данный курсовой проект является актуальным.



Список литературы

1. РД 39-30-499-80. Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТ нефть, 1980.

2. РД 39-110-91. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. - Уфа: ИПТЭР, 1992.

3. Временные указания по технологии и организации ремонтно-восстановительных работ на нефтепроводах, пролегающих в условиях болот и переувлажненных грунтов. - Уфа: ВНИИСПТ нефть, 1973.

4. РД 39-00147105-006-97. Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и загрязнений при аварийном и капитальном ремонтах магистральных нефтепроводов. - Уфа: ИПТЭР, 1997.