Реконструкция нефтепровода "Куйбышев-Унеча-1" Верховье-Аксинино (обход г. Орел)

- регулирование выходного тока станции ЭХЗ;

- связи и обмена информацией с устройствами телемеханики на РДП и операторной НПС по телемеханическим протоколам.

- На участке 1011-1064 км реализована параметрическая система обнаружения утечек. В колодцах КИП №1, 2 (ПК 212+51,00, ПК 229+75,00, ПК 578+29,75 и КПП СОД) устанавливаются датчики давления, с погрешностью измерения не более 0,1 %. В колодец КИП №3 (ПК 229+47,52) устанавливается эхолокационный расходомер.

Проектными решениями предусматривается оснащение средствами автоматизации узла запуска-приема СОД МН «Дружба-1» на НПС «Новоселово».

Средства автоматизации выполняют следующие функции:

- дистанционное управление задвижками (открыть, закрыть, остановить, подготовить/отменить телеуправление);

- сигнализация положения и состояния задвижек (открыта, закрыта, открывается, закрывается, авария, режим управления местный, режим управления дистанционный, наличие напряжения в схеме управления, готовность к телеуправлению, исчезновение напряжения в силовых цепях);

- дистанционная сигнализация прохождения СОД на выходе узла пуска СОД;

- дистанционная сигнализация пуска, приема СОД на камерах СОД;

- дистанционная деблокировка сигнала и контроль датчика прохождения СОД;

- измерение давления нефти в нефтепроводе на входе узла приема СОД;

- измерение давления нефти в нефтепроводе на выходе узла пуска СОД;

- измерение давления нефти в камерах пуска, приема СОД;

- сигнализация разгерметизации камер пуска, приема СОД;

- сигнализация неисправности прибора обнаружения утечек СОД;

- сигнализация предельного максимального, максимального и минимального уровней в емкости сбора утечек от камер пуска, приема СОД;

- сигнализация затопления колодцев КИП;

- дистанционное измерение потенциала «труба-земля»;

- дистанционное измерение силы тока СКЗ;

- дистанционное измерение напряжения СКЗ;

- изменение режима работы станции СКЗ;

- задание тока на выходе станции СКЗ;

- сигнализация срабатывания АВР в ЩСУ 0,4 кВ;

- сигнализация перехода шкафа ТМ на питание от ИБП;

- сигнализация открытия шкафа ТМ;

- измерение и сигнализация низкой температуры в РУ 0,4 кВ скребка;

- световая и звуковая сигнализация на площадке предельного максимального уровня нефти в дренажной емкости;

- отключение звуковой сигнализации;

- автоматическое отключение насоса откачки утечек при достижении в дренажной емкости минимального уровня;

- сигнализация включенного состояния насоса откачки утечек;

- сигнализация несанкционированного доступа в колодцы КИП.

Кабельные проводки сетей автоматизации выполняются, в основном, в траншеях.

При пересечении кабельными трассами инженерных коммуникаций кабели защищаются трубами асбестоцементными.

Прокладка кабелей сетей автоматизации по площадке камер СОД выполняется в стальных оцинкованных трубах.

По территории НПС «Новоселово» кабели сетей автоматизации прокладываются по существующим кабельным эстакадам в кабельных лотках с соблюдением требований по прокладке цепей различного назначения.

Ввод кабелей в траншею, выполняется в стальных оцинкованных трубах.

Ввод кабелей в помещение РУ 0,4 кВ скребка выполнен в существующие кабельные ввода.

Прокладка кабелей в помещении РУ 0,4 кВ скребка осуществляется по существующим и проектируемым кабельным трассам с соблюдением требований по прокладке цепей различного назначения.

Внешние электрические проводки от измерительных преобразователей с аналоговым выходным сигналом, а также от датчиков сигнализаторов прохождения СОД и герметичности камер СОД выполняются бронированным экранированным кабелем типа «витая пара».

Для цепей питания, управления и сигнализации, прокладываемых по наружным площадкам, используется кабель контрольный бронированный.

Для цепей питания, управления и сигнализации, прокладываемых в помещении РУ 0,4 кВ скребка, используется кабель контрольный.



4. ПРОКЛАДКА УЧАСТКА МН «ДРУЖБА» ЧЕРЕЗ р.ОКА

4.1 Выбор способа прокладки

Целью данного раздела дипломного проекта является обоснование метода строительства подводного перехода через р. Ока, сравнительный анализ вариантов укладки нефтепровода осуществляется по следующим позициям:

- технические вопросы производства ремонтных работ;

- капитальные затраты.

Рассматриваются два варианта прокладки подводного перехода:

1) Прокладка трубопровода через р. Ока траншейным способом;

2) Прокладка трубопровода через р. Ока способом наклонно-направленного бурения.

4.1.1 Прокладка трубопровода через р. Ока траншейным способом

Конструктивные характеристики проектируемого трубопровода:

Проектируемый участок ППМН предусматривается проложить по направлению движения нефти слева от существующего технического коридора коммуникаций в раздельной траншее на расстоянии не менее 10 м от ВЛ 10 кВ (согласно требованиям РД-75.200.00-КТН-404-09). Длина проектируемого трубопровода в границах подводного перехода ограниченного береговыми линейными задвижками устанавливаемым за границами горизонта высоких вод ГВВ 10 % составляет 1725 м.

В связи с большой протяженностью ППМН, для сравнительной оценки способов прокладки нефтепровода предлагается рассматривать участок 700 м (русловый и прилегающие участки).

В границах участка протяженностью 700 метров, при прокладке участка нефтепровода траншейным способом, можно выделить следующие типы траншей:

- подводная траншея, протяженностью 50 м (максимальная глубина подводной траншеи - 4,5 м);

- береговые обводненные траншеи, протяженностью по 17 м, с каждой стороны от уреза воды (максимальная глубина береговых обводненных траншей - 5,5 м);

- прилегающие к месту перехода сухие траншеи (средняя глубина траншей 2,5 м).

Прокладка руслового участка ППМН предлагается выполнить с использованием четырех отводов горячего гнутья R=5DN, два из которых устанавливаются на русловом участке за границами уреза воды, под защитой берегоукрепления с заглублением в дно реки на глубину не менее одного метра от линии предполагаемого предельного размыва русла.

Проектом предусматривается укладка трубопровода следующими способами:

- укладка сваренной плети (русловый участок) длиной 100 м;

- укладка с бровки траншеи прилегающих участков общей протяженностью 600 м.

Необходимость устройства балластировки трубопровода на участке, ограниченном уровнем ГВВ 1% обеспеченности определяется в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*.

Состав основных работ при прокладке участка ППМН трубопровода:

1. Устройство временных переездов из ж/б плит над существующими трубопроводами и кабелями связи;

2. Прокладку нового (проектируемого) участка нефтепровода МН «Куйбышев-Унеча-1» общей протяженность 700 м, в том числе 100 м русловый участок и 600 м -прилегающие участки;

3. Балластировка нового (проектируемого) участка МН железобетонными утяжелителями;

4. Неразрушающий контроль сварных стыков в соответствии с РД-19.100.00-КТН-001-10;

5. Контроль качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации;

6. Очистка и гидроиспытание проектируемого нефтепровода совместно с узлами запорной арматуры;

7. Внутритрубная диагностика и профилеметрия проектируемого нефтепровода;

8. Отключение существующего участка нефтепровода МН «Куйбышев-Унеча-1»;

9. Подключение проектируемого участка МН к существующему нефтепроводу;

10. Устройство берегоукрепления реки в месте пересечения с проектируемым и демонтируемым МН;

11. обустройство проектируемой трассы нефтепровода километровыми и опознавательными знаками.

Прокладка трубопровода предусматривается в летнее время.

4.1.2 Прокладка трубопровода через р. Ока способом наклонно-направленного бурения

Конструктивные характеристики проектируемого трубопровода:

В соответствии с требованиями РД-91.040.00-КТН-308-09 (Строительство подводных переходов нефтепроводов способом наклонно-направленного бурения) протяженность участка ННБ проектируемого трубопровода составит 700 м. При этом расстояние от уреза воды до точки входа скважины должно быть не менее 323 м, для точки выхода - не менее 235 м. Угол входа должен составлять менее 8є, угол выхода 5є, расчетный радиус естественного изгиба должен быть не менее 1480 м, заглубление трубопровода должно быть не менее 6 м от самой низкой отметки дна на участке перехода и не менее 3 м от линии возможного размыва или прогнозируемого дноуглубления русла.

Состав основных работ по замене участка ППМН трубопровода:

1. Устройство временных переездов из ж/б плит над существующими трубопроводами и кабелями связи;

2. Устройство площадок под буровую установку и вспомогательное оборудование;

3. Монтаж буровой установки и вспомогательного оборудования;

4. Устройство монтажной площадки; установка направляющих опор;

5. Сварка дюкера и укладка его на направляющие опоры, гидравлическое испытание (I этап), изоляция сварных стыков;

6. Бурение пилотной скважины, расширение скважины, калибровка;

7. Протаскивание трубопровода в скважину;

8. Демонтаж бурового оборудования;

9. Сварка прилегающих участков, изоляция стыков, укладка трубопровода с бровки траншеи, монтаж гнутых стыков;

10. Контроль качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации;

11. Неразрушающий контроль сварных стыков в соответствии с РД-19.100.00-КТН-001-10;

12. Очистка и гидроиспытание проектируемого нефтепровода совместно с узлами запорной арматуры;

13. Внутритрубная диагностика и профилеметрия проектируемого нефтепровода;

14. Отключение существующего участка нефтепровода МН «Куйбышев-Унеча-1»;

15. Подключение проектируемого участка МН к существующему нефтепроводу;

16. Устройство берегоукрепления реки в месте пересечения с демонтируемым МН;

17. Обустройство проектируемой трассы нефтепровода километровыми и опознавательными знаками;

Замена участков трубы предусматривается в летнее время.

4.1.3 Капитальные затраты при переходе через реку Ока

Затраты на ремонт определены на 1-й квартал 2012 года на основе сметного расчета.

Вариант 1. (Прокладка трубопровода через р. Ока траншейным способом). Ориентировочная стоимость работ по укладке траншеи на участке перехода (без НДС) составляет 28 млн. руб.

Вариант 2. (Прокладка трубопровода через р. Ока способом наклонно-направленного бурения). Ориентировочная стоимость работ (без НДС) составляет 45 млн. руб.

Указана стоимость линейной части трубопроводов (строительно-монтажные работы и материалы, без учета узлов береговой запорной арматуры).

4.1.4 Обоснование выбора траншейного метода

На основании проведенного сравнительного анализа вариантов прокладки участка ППМН через р. Ока можно констатировать следующее:

Наиболее дорогим методом является вариант 2, он почти в 2 раза дороже первого варианта.

Негативное воздействие на окружающую среду будет оказываться при всех вариантах производства работ. По варианту 2 не будет повреждений руслового участка при монтаже проектируемого участка.

При прокладке участка ППМН методом наклонно-направленного бурения отсутствует возможность прокладки нефтепровода с устройством защитного кожуха под автодорогой V категории «Щепино-Ломовец», что повлечет собой трудности при согласовании подобного проектного решения с владельцем автодороги.

Прокладка участка ППМН методом наклонно-направленного бурения приведет к чрезмерному заглублению, порядка 23,9 м, что повлечет невозможность проведения ремонта трубопровода в случае выявления дефектов по результатам внутритрубной диагностики проводимой во время эксплуатации трубопровода.

Указана стоимость линейной части трубопроводов (строительно-монтажные работы и материалы, без учета узлов береговой запорной арматуры).

4.2 Переход участка нефтепровода через реку Ока траншейным способом

4.2.1 Сварочные работы

Технология сварочных работ

Перед началом сварочных работ торцы труб необходимо просушить. Сушку производить нагревом до температуры 20 -- 50 °С при температуре воздуха ниже +5 "С и при наличии следов влаги на кромках.

Качество сварных швов зависит от правильного выбора основных параметров ведения сварочных работ: величины зазора, марки и диаметра электродов и параметров режима сварки (сила тока, напряжение, полярность). Ручную дуговую сварку следует выполнять электродами с основным покрытием. Сварку подводного участка нефтепровода через реку Ока производить в соответствии с требованиями и РД-08.00-60.30.00-КТН-050-1-05 по разработанной технологической карте сварки согласно аттестованной технологии сварки с соблюдением правил техники безопасности и пожарной безопасности. При всех видах сварочных работ обязательно проведение следующих мероприятий:

- оформление наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности;

ведение журнала сварочных работ;

необходимость оснащения оборудованием для сварки, сварочными материалами, приборами контроля и средствами пожаротушения.

Производство земляных, очистных и изоляционных работ во время сварки запрещено.

Последовательность операций по подготовке и в процессе к сварке:

- внутреннюю и наружную неизолированную поверхности труб очистить от земли и других загрязнений;

- осмотреть поверхность и кромки труб;

- устранить шлифованием на наружной поверхности неизолированных торцов труб царапины, риски, задиры глубиной до 5% от нормативной толщины стенки, но не более минусового допуска на толщину стенки по ТУ или ГОСТ ;

- забоины и задиры фасок глубиной до 5 мм ремонтировать электродами с основным видом покрытия типа Э50А (E7016) диам. 2,5 мм с предварительным подогревом до 100+30 0С;

- зачистить отремонтированные поверхности кромок труб шлифованием, при этом должна быть восстановлена заводская разделка кромок, а толщина стенки трубы не должна быть выведена за пределы минусового допуска;

- зачистить до чистого металла прилегающие к кромкам внутреннюю и наружную поверхности трубы на ширину не менее 10 мм.

- осуществить сборку труб на наружном центраторе;

- смещение кромок должно быть равномерно распределено по периметру стыка. Максимальная величина распределенного смещения «С» не должна превышать 20% от нормативной толщины стенки , т.е. С= 2,6 мм- для труб с толщиной стенки 12,8...13,2 мм;

- величина зазора между стыкуемыми кромками труб должна составлять 2,5 - 3,5 мм - в случае применения электродов диам. 3,0 / 3,2 мм;

- осуществить предварительный подогрев до температуры 100+30 0С при температуре окружающего воздуха ниже минус 20 0С;

- в случае сварки с прихватками их следует выполнить равномерно по периметру стыка. Зачистить прихватки и обработать шлифовальным кругом начальный и конечный участки каждой из них.

- выполнить сварку корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия;

- тщательно зашлифовать абразивным кругом корневой слой шва;

- осуществить визуальный контроль корневого слоя шва изнутри трубы. При необходимости выполнить подварку изнутри трубы электродами с основным видом покрытия участков, имеющих непровары, несплавления и смещения кромок более 2 мм. Подварочный слой должен иметь ширину 8…10 мм и усиление 1…3 мм;

- выполнить сварку заполняющих и облицовочного слоев шва электродами с основным видом покрытия;

- производить послойную зачистку слоев от шлака и брызг;

- выровнять шлифмашинкой или напильником видимые грубые участки поверхности облицовочного слоя шва и зачистить прилегающую поверхность трубы.

Сварку участка перехода нефтепровода через реку Ока предусмотрено производить ручной дуговой сваркой.

Все монтажные сварные соединения на трубопроводе подвергаются:

- контролю визуально-измерительным методом - 100 %;

- контролю радиографическим методом - 100 %;

- контролю ультразвуковым методом - 100 %.

В соответствии с РД-93.010.00-КТН-114-07, п. 13.2.3 сборка и сварка кольцевых стыков подводного перехода выполняться в соответствии с РД-25.160.00-КТН-011-10. После окончания сварочных работ производится контроль сварных соединений визуально-измерительным и радиографическим методом в объеме 100%, выполняется в соответствии с требованиями РД-19.100.00-КТН-001-10.



4.2.2 Нанесение изоляционного покрытия

Изоляционные работы выполняем после проведения неразрушающего контроля сварных стыков участка нефтепровода ,прокладываемого через реку Ока.

Все изоляционные материалы проходят входной контроль при поступлении их на склад и при поступлении на трассу к месту производства работ.

Изоляция стыков нефтепровода при прокладке участка МН через реку Ока осуществляется термоусаживающимися полимерными манжетами "Новорад-СТ60" 450х2,0 по ТУ 2293-001-05801845-2005 в комплекте с эпоксидным двухкомпонентным праймером "НовЭП" по ТУ 2257-002-05801845-2005 и клеевой замковой пластиной "Новорад-ЗК" по ТУ 2245-003-05801845-2005 производства ОАО "НОВАТЭК-ПОЛИМЕР" г.Новокуйбышевск.

Конструкция изоляции для швов:

- "Праймер НК-50" по ТУ 5775-001-01297859-95;

-лента полимерная "Полилен 40-ЛИ-63" по ТУ 2245-003-1297859-99 - 2 слоя (кожух - 1 слой);

-пленка защитная "Полилен-ОБ" по ТУ 2245-004-1297859-99 - 1слой.

Процесс изоляции зоны сварных стыков включает:

- подготовку зоны сварных стыков и прилегающих к ней участков заводского покрытия. Зону сварного стыка и имеющееся заводское покрытие очищаем на расстоянии не менее 150 мм от шва с каждой стороны от загрязнений, используя для этого ветошь, смоченную в уайт-спирите или бензине БР-1, Б-70, нефрас. Использование автомобильного бензина не допустимо! Обнаженный металл очищаем пескоструйной обработкой до почти белого цвета.

- предварительный нагрев зоны сварного стыка. Зону сварного стыка с целью удаления адсорбированной влаги и улучшения очистки по всему периметру шириной не менее 100 мм от шва подогреваем до температуры 30-40С.

- нанесение грунтовки, нанесение внешней и внутренней пленки. Грунтовку наносим кистью либо специальными механическими приспособлениями. Манжета наносится вручную. Конструкция заводского изоляционного покрытия труб ду 1000 используемых при переходе МН через реку Ока: заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие с толщиной не менее 3,5 мм (тип 4) по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 «Технические требования на заводское полиэтиленовое покрытие .

В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98, СниП III-42-80*, ВСН 008-88, контроль защитного полимерного покрытия трубопроводов выполняем по:

Толщине покрытия на 10 % труб и в местах, вызывающих сомнение, не менее чем в трех сечениях по длине трубы и в четырех точках каждого сечения;

Адгезии на 2 % труб, а так же в местах, вызывающих сомнение;

прочности при ударе по специальной методике.

При приготовлении грунтовок проверяем: дозировку компонентного состава, однородность, вязкость, плотность. Грунтовку наносим вручную (валиком, кистью) или установкой безвоздушного распыления (TAIVER18000P, УБР-1,5 и другими). Состояние поверхности перед нанесением покрытия должно соответствовать п.1.5 ТУ 2458-001-31323949-2003.

Наносимая на участок нефтепровода, прокладываемого через реку Ока, антикоррозионная защита соответствует требованиями ГОСТ Р 51164-98, и ВСН 008-88. Сплошность покрытия смонтированного трубопровода контролируем перед укладкой визуально и искровым дефектоскопом ДИ-74 или ДЭП-1 .

Контролю подлежит вся поверхность. Оплошность защитных покрытий устанавливаем по отсутствию пробоя при электрическом напряжении 5 кВ на 1мм толщины покрытия, включая обертку.

При нанесении изоляционных покрытий проводим контроль качества материалов, операционный контроль качества выполняемых работ и контроль качества готового изоляционного покрытия.

При нанесении изоляционного покрытия проверяем: сплошность, толщину, адгезию, натяжение и ширину нахлеста термоусаживаемых манжет на основное заводское покрытие, согласно ОТТ -25.220.01-КТН-189-10 . Адгезия изоляционных покрытий проверяется адгезиметром. Сплошность покрытия смонтированного трубопровода контролируем перед укладкой искровым дефектоскопом.

Контроль изоляционного покрытия отремонтированного и засыпанного участка газопровода осуществлять методом катодной поляризации.

Если при контроле изоляции установлено ее неудовлетворительное состояние, то необходимо найти места повреждений, отремонтировать повреждения и провести повторное испытание изоляции.

4.2.3 Разработка подводной траншеи экскаватором

Разрабатывается грунт при разработке подводной траншеи до проектных отметок.

При таком варианте вскрытия и разработки подводной траншеи необходимо соблюдать следующие требования к условиям работ:

- волнение воды не более 2 баллов;

- откосы траншеи 1:1.5, работы выполняются в летнее время.

Разработка и вскрытие начинается с верхней кромки траншеи. Ориентация экскаватора в процессе работы непрерывно контролируется по береговым знакам. Перемещение экскаватора ном с одного места стоянки на другое осуществляется собственным ходим со скоростью не более 1км\час.

Перемещаясь в процессе работы с одной стороны на другую, по створу перехода, экскаватор разрабатывает траншею проектного сечения. Шаг подвижки экскаватора равен 3.0 ... 4.0 м.

Складирование грунта производится в подводный отвал, расположенный на расстоянии не менее 2 м от кромки траншеи. Между отвалами оставляют технологические разрывы для обеспечения естественного стока реки Ока. Ширина разработки траншеи по дну реки составляет 50 м разработка береговой зоны по 17 метров с каждой стороны.

При прокладке траншейным способом заглубление до отметки верха забалластированного нефтепровода предусмотрено не менее чем на 1 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определенного на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла Оки.

4.2.4 Балластировка подводного трубопровода

До начала балластировки участка МН выполняются следующие работы:

- проверяется качество футеровки;

- отмечаются места установки чугунных грузов на нефтепроводе краской;

- планируется строительная площадка вдоль плети;

- проверяется комплектность грузов;

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

Последовательность работ при балластировке участка нефтепровода:

Работы по балластировке участка нефтепровода выполняются в следующей последовательности:

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

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

- верхние и нижние элементы соединяются болтами и затягиваются гайками.

Соединенные элементы подвергаются антикоррозионной окраске лакокрасочными материалами или битумом. Балластировка подводного перехода МН через реку Ока осуществляется утяжелителями типа УТК-1220 ТУ 102-264-81. УТК-1220-утяжелители, изготовленные из тяжелого бетона, предназначены:

- для балластировки магистральных нефтепроводов на переходах через реки и водные преграды;

- для балластировки прямолинейных участков. Утяжелители устанавливаются на трубу, защищенную деревянной футеровкой по антикоррозийной изоляции.

Сборные железобетонные утяжелители состоят из двух охватывающих трубу полуколец, соединяемых между собой посредствам шпилек и гаек.

4.2.4.1 Расчет на устойчивость положения против всплытия

Средства балластировки и закрепления трубопроводов выбирают с учетом гидрогеологических условий районов прохождения трассы и диаметра трубопровода. При этом необходимо учитывать схему прокладки трубопровода; мощность торфяной залежи; прочностные и деформационные свойства подстилающих грунтов; наличие горизонтальных и вертикальных углов поворота; методы и сезон производства строительно-монтажных работ; температурный режим эксплуатации трубопроводов; физико-химические свойства перекачиваемой среды.

Железобетонные утяжелители типа УТК (рис. 4.4) рекомендуется применять на переходах через болота и обводненные участки при сооружении их методом сплава или протаскивания, преимущественно, в летний период. Установка кольцевых утяжелителей типа УТК (утяжелитель трубопровода кольцевой) на трубопровод осуществляется на специальной монтажной площадке у створа перехода непосредственно перед протаскиванием его через болото, водные преграды или заболоченные участки.

Рис. 4.1 - Железобетонные утяжелители типа УТК: 1- трубопровод; 2 - верхнее полукольцо; 3 - нижнее полукольцо; 4 - узел крепления полуколец; 5 - футеровочный мат

Технологический процесс по балластировке участка МН «Дружба 1 », при переходе через реку Ока, включает: транспортировку со склада (или полигона ЖБИ) и раскладку полуколец краном-трубоукладчиком на спусковой дорожке. При этом нижний ряд полуколец укладывается по оси спусковой дорожки, а верхний - вдоль нее; футеровку трубопровода, укладку плети трубопровода кранами-трубоукладчиками на нижний ряд полуколец; укладку краном-трубоукладчиком верхних полуколец на трубопровод; закрепление полуколец между собой с помощью болтовых соединений.

До закрепления установочных утяжелителей на трубе проверяется величина зазора между футеровочными рейками (матами) пояса крепления и полукольцами. В местах, где зазоры составляют более 5 мм, под внутреннюю поверхность полукольца устанавливаются дополнительные рейки соответствующих размеров.

Монтажные операции по установке УТК на трубопровод осуществляются с помощью кранов-трубоукладчиков, входящих в состав бригады, занятой подготовкой к протаскиванию и самим процессом протаскивания плети газопровода.

Расчет нефтепровода на общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия выполнен в соответствии с требованиями п.7.10 и п.8.15 СП 107-34-96. В соответствии СНиП 2.05.06-85*для предотвращения всплытия проектируемого нефтепровода в процессе монтажа и эксплуатации пойменных участков проектом предусмотрена балластировка трубопровода с помощью железобетонных утяжелителей охватывающего типа УТК-1020.

Исходные данные:

Dн = 1020 мм; Dн.и = 1024 мм;

д = 18 мм; W = 8,52х103 м3;

l = 5,71х10-3 м3; в = 100= 0,1744 рад;

с = 2000 м; qм = 3360 Н/м;

qиз = 43 Н/м; гв = 1,15х104 Н/м3;

L = 130 м.

Решение

1. Балластировка одиночными железобетонными грузами. Марка груза подбирается по таблице 1.1.: УТК - 1020: Q = 3,346 т; гб = 2,3х104 Н/м3.

Таблица 1.1 Характеристика грузов типа УТК

2. Выталкивающая сила воды:

где Dн.и - наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции;

гв - удельный вес воды с учетом растворенных в ней молей, принимаемый равным (1,1-1,15)104 Н/м3;

с - радиус кривизны рельефа дна траншеи;

в - угол поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости на выпуклом и вогнутом рельефе ( в радианах );

гб - удельный вес материала пригрузки.

3. Интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода:

4. Расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода:

5. Принимая в условиях монтажа qдоп=0, рассчитаем величину балластировки в воде и в воздухе:

6. Объем пригруза:

7. Расстояние между пригрузами:

8. Число пригрузов:

Вывод:

Для балластировки нефтепровода , при переходе через реку Ока, применяем пригруза типа УТК-1020 с массой 3,347 т., расставляем их друг от друга на расстоянии 2,7м. Всего необходимо 49 УТК-1020.

Для обеспечения устойчивости положения УТК следует предусматривать специальные конструкции и устройства для соединения верхней и нижней части УТК и закрепления их согласно СП 34-116-97.

4.2.5 Берегоукрепление

До начала берегоукрепительных работ реки Ока выполняем следующие подготовительные работы.

Подготовительные работы включают в себя:

-засыпка приурезных и береговых участков траншей до отметок укладки берегозащитного покрытия;

- планировка откоса выше уровня воды и грубое разравнивание основания в подводной части;

- установка опорных знаков в границах крепления;

- заготовка материала покрытия для крепления откосов в объеме, предусмотренном в проекте;

- доставка машин и механизмов, необходимых для производства работ.

Крепление берегов на реке Ока в месте перехода участка МН «Дружба 1» при скорости течения Оки в русловой части 1,67 м/с, производим щебнем крупностью 40-70мм, толщиной 0,3м., поверх наносим каменная наброска 200-300мм, толщиной 0,6м.

Щебень должен быть из изверженных пород с плотностью 2,1….2,7 т/м3 или из известняков и песчаников с плотностью 2,1..2,4 т/м3 и отвечать требованиям ГОСТ 8267-93* «Щебень из плотных горных пород для строительных работ. Технические условия». Крепление принимаем по ширине раскрытия траншеи, но не более 10 м. Крепление берегов предусматриваем на 10 м в каждую сторону. Щебень доставляем автосамосвалами и перемещаем бульдозером. Отсыпку щебня выполняем бульдозером, а на откосах - экскаватором.

Под воду щебень отсыпаем экскаватором. Щебень подаем под ковш экскаватора бульдозером. Отсыпку щебня выполняем от подошвы откоса снизу вверх. Крепление ведем от дна русла реки вверх.

При выполнении берегоукрепления не допускаем зажжения русла

реки, канала. Для этого обратную засыпку траншеи в местах

укрепления не досыпаем на толщину крепления.

Расход материалов на берегоукрепление приведен в таблице 4.1

Таблица 4.1 Расход материалов на берегоукреплениея

Наименование материала	Единица измерения	Колл-во
Площадь берегоукрепления	м2	562
Щебень крупностью 40-70 мм h = 0,3 м	м3	168,8
Щебень крупностью 200-300 мм h = 0,6 м	м3	337,2

4.2.6 Выбор метода укладки трубопровода в траншею

В связи с тем, что участок МН пересекает реку Ока почти под прямым углом изначально необходим выбор метода прохождения криволинейного участка. Задать необходимый изгиб трубопроводу можно либо укладкой его в спрофилированную траншею по кривым естественного изгиба в пределах упругой деформации , либо использовать отводы R = 5DN заводского изготовления (с помощью индукционного нагрева) для углов поворота свыше3о . Так как задать градус необходимого угла в спрофилированной траншеи в данном случае не возможно, а так же учитывая сложный рельеф берегов реки Ока, целесообразно применять 4 отводы R = 5DN для формировании угла поворота (согласно ОТТ-23.040.00-КТН-190-10).

Так как метод протаскивания при применении отводов достаточно затруднителен, а именно невозможен без применения поддерживающего понтона и принудительном заполнении трубопровода водой, для монтажа ППМН выбран метод укладки открытым способом с предварительным формированием вдольтраншейной насыпи для передвижения техники. Укладка производится по наикратчайшему расстоянию пересечения водной преграды. При этом перевоз забалластированного участка МН производить трубоукладчиками, расставленными строго по одну сторону траншеи.

4.2.6.1 Укладочные работы

Непосредственно перед укладкой трубопровода тщательно обследуем дно траншеи и устраняем все неровности.

Трубопровод трубоукладчиками с троллейными подвесками ТПМ 371 опускаем в траншею в проектное положение. Высота подъема трубопровода трубоукладчиками должна обеспечивать упругий радиус изгиба трубопровода (R1000Dтр.). Трубоукладчик от бровки траншеи устанавливаем не ближе 1,5м.

В работе кранов-трубоукладчиков не допускаем резкие рывки, касание трубопровода о стенки траншеи и удары его о дно.

Для взаимодействия трубоукладчиков в работе устанавливаем сигнальщика.

В ходе укладки контролируем сохранность изоляционного покрытия трубопровода. Повреждения изоляционного покрытия, допущенные в процессе его укладки, устраняем до засыпки.

4.2.7 Гидроиспытания участка МН «Дружба 1» через реку Ока

Участок трубопровода, предназначенный для прокладки через водную преграду р. Ока испытывается в следующей последовательности :

1 - после сварки труб на площадке, давление давление поднимается до заводского испытательного давления Рисп.=Рзав.Трубопровод необходимо выдержать при этом 6 часов. Затем давление снизить до рабочего давления Рисп.=Рраб.=6,0 МПа и выдержать 12 часов для проверки на герметичность;

2 - после укладки через водную преграду, давление поднимается до заводского испытательного давления Рисп.=Рзав. в нижней точки и не менее Рисп=1,5Рраб=9,0 МПа в верхней точке.

Трубопровод необходимо выдержать при этом давлении 12 часов. Затем давление снизить до рабочего Рисп.=Рраб.=6,0 МПа и выдержать в течении времени необходимого для осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 часов для проверки на герметичность;

3 - одновременно с прилегающими участками .

Подводящие, обвязочные трубопроводы и арматура должны быть испытаны гидравлическим способом на давление Р=1,25 Рисп. в течение 6 часов.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность не произошло изменения давления или разрушения, а при проверке на герметичность не обнаружены утечки

4.2.8 Водолазное обследование

Перед началом производства земляных работ выполняется водолазное обследование дна реки Ока с целью выявления препятствий, мешаюших производству работ и проверке совпадения черных отметок с проектными

После окончания доработки траншеи до проектных отметок, до укладки новой нитки трубопровода производится водолазное обследование подводной траншеи по дну, глубины траншеи и величины откосов по проекту.

После окончания укладки выполняется водолазное обследование уложенного трубопровода с целью проверки его положения на дне траншеи.

После засыпки подводной траншеи выполняется водолазное обследование с целью соответствия фактических отметок засыпки проектным.

Обследование дна подводного перехода по ходовому тросу.

Перед обследованием необходимо выполнить следующие дополнительные мероприятия:

-установить на обоих берегах створные знаки обозначающие границы обследуемой полосы в пределах ширины раскрытия траншеи плюс пять метров выше и ниже по течению;

-проложить направляющие тросы по границам обследуемой полосы;

-уложить ходовой трос, имеющий на концах балласт с буйками, в начале обследуемой полосы.

Двигаясь от одного конца к другому концу ходового троса водолаз выполняет обследование дна. Дойдя до конца ходового троса , водолаз переносит его вместе с балластом и буком по направляющему тросу на расстояние двойной видимости под водой. Другой конец переносится на такое же расстояние рабочими на лодке. После этого двигаясь по ходовому тросу в обратном направлении, водолаз продолжает обследование. Длина ходового троса принимается чуть больше ширины обследуемой полосы.

Обследование трубопровода уложенного в траншею:

Водолаз передвигается по дну подводной траншеи вдоль уложенного трубопровода, при этом проверяет состояние трубопровода после выполнения укладки (протаскиванием).

Проверяется целостность футеровки и изоляции, возможное смещение грузов, совпадение положения трубопровода в траншеи с проектным положением. Периодически водолаз отходит от трубопровода к бровке траншеи, при этом проверяется фактическое положение уложенного трубопровода. Обо всех отклонениях от проектного положения трубопровода (наличие провисов, отклонение от оси траншеи) водолаз докладывает на поверхность и отмечает эти места буйками.

После выбора всей длины водолазного шланга водолаз буком место следующего погружения, переходит на другую сторону трубопровода и обследует данный участок в обратном направлении.



5. Экономическое обоснование проекта

5.1 Методика оценки экономической целесообразности проведения капитального ремонта

В состав открытого акционерного общества « Магистральные нефтепроводы «Дружба» сегодня входят три управления - Куйбышевское, Мичуринское, Брянское. Всего это - 34 насосных станции. Кроме того, в состав акционерного общества входят: специализированное управление по предупреждению аварий (СУПРАВ), служба экологической безопасности, 5 сдаточных пунктов и 4 дочерние предприятия.

В дипломном проекте рассматривается рассматривается реконструкция нефтепровода «Куйбышев-Унеча-1» Верховье-Аксинино (обход г. Орел) 1011-1064 км» согласно «Плану ПИР ОАО МН «Дружба», а именно переход участка МН через реку Ока.

Компания «Транснефть» является естественной монополией и представляет собой 14 дочерних трубопроводных предприятий, и другие дочерние общества, обеспечивающие деятельность компании. Возрастная структура основных фондов магистрального трубопроводного транспорта ОАО «АК» Транснефть» свидетельствует об их значительном износе (износ основных производственных фондов превышает 70%). В настоящее время действующие объекты системы имеют следующий возрастной состав:

- 38% нефтепроводов эксплуатируются свыше 30 лет;

- 37% нефтепроводов находятся в эксплуатации от 20 до 30 лет;

- 25% нефтепроводов находятся в эксплуатации менее 20 лет;

то есть около 75% нефтепроводов эксплуатируются более 20 лет.

Надежность, экономичность и экологичность объектов магистральных трубопроводов напрямую зависят от состояния основных производственных фондов системы, поэтому на современном этапе весьма актуальны работы по их модернизации (реконструкции) и капитальному ремонту, а так же строительству новых ниток нефтепроводов(в том числе резервных).

В отличие от ремонта реконструкция (для зданий) или модернизация (для остальных объектов основных средств) -- это всегда изменение или улучшение качества объекта, расширение или изменение возможностей его использования.

Реконструкция представляет собой техническое усовершенствование основных фондов с целью повышения технико-экономических показателей до уровня новейшего оборудования. По степени обновления различают частичную и комплексную модернизацию (коренная переделка). По способам и задачам проведения различают модернизацию типовую и целевую. Типовая модернизация -- это массовые однотипные изменения в серийных конструкциях; целевая -- усовершенствования, связанные с потребностями конкретного производства.

О проведении модернизации можно говорить в том случае, если в объекте основных средств , например, произведена замена исправных комплектующих на более мощные, совершенные. То есть изначально отсутствует дефект объекта, наличием которого вызвана необходимость проведения тех или иных работ.

Именно поэтому модернизация (реконструкция) объекта основных средств рассматривается в налоговом учете Российской Федерации как капитальные вложения в основной капитал предприятия, которые изменяют его первоначальную (восстановительную) стоимость. (Статья 257 Налогового Кодекса Российской Федерации (НК РФ). 2. Первоначальная стоимость [объектов основных средств]... изменяется в случаях... реконструкции, модернизации... К работам по... модернизации относятся работы, вызванные изменением технологического или служебного назначения [объектов основных средств... повышенными нагрузками и (или) другими новыми качествами. ...к реконструкции относится переустройство существующих объектов [основных средств]... связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей...).

Методические указания по бухгалтерскому учету основных средств, утв. Приказом Минфина России от 13.10.2003 № 91н . 69. Для принятия решения об образовании резерва расходов на строительства [объектов основных средств].., используются документы, подтверждающие правильность определения ежемесячных отчислений, как, например, дефектные ведомости (обосновывающие необходимость проведения ремонтных работ).

Таким образом, все расходы, связанные с строительством основных производственных фондов (кроме восстановительного), включаются в состав текущих затрат на производство и реализацию продукции.

При образовании резерва расходов на строительство основных средств в затраты на производство включается сумма отчислений, исчисленная исходя из годовой сметной стоимости ремонта. Ремонт и содержание объектов основных фондов непроизводственного назначения осуществляются за счет чистой прибыли предприятия (прибыли после налогообложения).

Прежде чем приступать к строительству перехода МН «Дружба» через реку Ока , необходимо тщательно проанализировать в экономическом плане, что более выгодно -- капитальный ремонт или приобретение новой техники.

С целью проведения количественной оценки эффективности проекта строительства объектов системы магистральных трубопроводов необходимо исходить из того, что вероятность появления аварийных ситуаций вновь построенном обьекте ниже чем на уже используемом (причина-износ). Ожидаемая эффективность может быть получена за счет снижения вероятности возникновения аварии и ущерба наносимого в результате аварии и кроме того будут сокращены потери от снижения упущенной выгоды (потери доходов от временной приостановки транспортировки нефти, нефтепродуктов, газа ).

Структура ущерба от аварии на опасных производственных объектах системы магистральных трубопроводов, как правило, включает:

- прямые финансовые потери компании (организации), эксплуатирующей опасный производственный объект (потери основных фондов; потери товарно-материальных ценностей; потери имущества третьих лиц) ;

- расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии ;

- социально-экономические потери (потери от гибели персонала; потери от травмирования персонала; потери от гибели третьих лиц; потери от травмирования третьих лиц);

- косвенный ущерб (заработная плата и условно-постоянные расходы за время простоя; недополученная прибыль в результате простоя; убытки от уплаты штрафов, пени и т.п.; недополученная прибыль третьих лиц)

- экологический ущерб (ущерб от загрязнения атмосферы; ущерб от загрязнения водных ресурсов; ущерб от загрязнения почвы; ущерб от загрязнения территории обломками; ущерб от уничтожения биологических ресурсов).

Предлагается в дополнении к обоснованию общей величине возможного ущерба от аварии на данном объекте рассчитывать условный период возмещения затрат строительство объекта. При этом исходим из того, что вероятность появления аварийных ситуаций на капитально отремонтированном объекте снижается и ожидаемая эффективность может быть получена за счет снижения потенциального ущерба наносимого в результате аварии.

По результатам проведенного исследования сделаны следующие выводы:

- проведенный анализ позволил получить общеизвестную и весьма удручающую картину технического состояния значительной части объектов системы магистральных трубопроводов - идет быстрый процесс старения объектов основных производственных средств ;

- надежность, безопасность, экологичность и прибыльность функционирования системы магистральных нефтепроводов напрямую зависят от состояния основных фондов , поэтому на современном этапе весьма актуальны работы по их модернизации (реконструкции);

- затраты на модернизацию (реконструкцию) объекта основных средств рассматривается в налоговом учете РФ как капитальные вложения в основной капитал предприятия, которые изменяют его первоначальную стоимость, увеличивают налогооблагаемую базу на имущество компании. Технико-экономическое обоснование таких тем дипломных проектов должны проводится с использование динамических методов оценки коммерческой эффективности инвестиционных проектов на основе принципов методологии ЮНИДО ООН ;

При модернизации (реконструкции) дефектная ведомость не составляется, так как нет неисправности объекта, есть нормально функционирующий объект, просто его эксплуатационные характеристики не устраивают организацию. Данный фактор может служить критерием отличия проекта модернизации (реконструкции) от капитального ремонта. Именно дефектная ведомость подтверждает факт проведения ремонта, а не модернизации. Если организацией была составлена дефектная ведомость, в которой указано, что произошла определенная поломка, то замена неисправных деталей будет рассматриваться как ремонт (капитальный или выборочный) ;

Для проведения оценки технико-экономической целесообразности дипломного проекта строительства объекта магистрального трубопроводного транспорта нефти с учетом особенностей налогового законодательства РФ рекомендованы следующие расчетные этапы:

1. Обоснование сметных проектных затрат на проведение капитального ремонта объекта;

2. Расчет возможной величины общего ущерба от аварии на проектном объекте;

3. Обоснование среднегодовой величины эффективности (величины среднегодового сокращения потенциального (возможного) ущерба ) проекта капитального ремонта объекта;

4. Расчет условной величины периода возмещения сметных затрат на строительство участка МН

В экономической части данной квалификационной работы проведен анализ количественной оценки косвенной эффективности строительства участка магистрального нефтепровода через реку Ока. Ожидаемая эффективность может быть получена за счет снижения ущерба, в результате аварии, будут сокращаться потери от снижения упущенной выгоды .

5.2 Сводные сметные затраты на строительство участка МН «Дружба 1» через р.Ока

Локальные, объектные сметы и сводный сметный расчёт к рабочему проекту составляются согласно «Методике определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации» МДС 81-35.2004, введенной в действие постановлением Госстроя России от 05 марта.

Стоимость работ по локальным сметам определяется по ЕРЕРам и должна быть пересчитана в текущие цены по индексам изменения сметной стоимости на 200_ г., на основании письма Министерства Регионального Развития РФ № 2585-МП/70 от 27.05.2005, с применением значений:

материалы - 2,82;

оплата труда - 5,08;

эксплуатация машин и механизмов - 3,26.

Накладные расходы на общестроительные работы в базисном уровне цен необходимо принять в соответствии с "Методическими указаниями по определению величины накладных расходов в строительстве" МДС 81-33.2004 по видам строительных и монтажных работ.

Нормативы сметной прибыли определяются в соответствии с МДС 81-25.2001 (прилож. 3 документа) по видам строительно-монтажных работ.

Дополнительные затраты определяются по нормам, приведенным в "Сборнике сметных норм затрат на строительство временных зданий и сооружений" ГСН 81-05-01-2001 п.5.6.2.2, и "Сборнике сметных норм дополнительных затрат при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время" ГСН 81-05-02-2001. Резерв средств на непредвиденные работы и затраты составляет 3% согласно п.4.96 МДС 81-35.2004.

Сметная документация должна быть составлена в ценах и нормах, введенных с 1.01.84 г. в соответствии с "Инструкцией о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений" и пересчитана в цены 200__ г. с применением индексов согласно письма № 14-Д.

Стоимость по сметам определяется на основании:

1. Сборников ЕРЕР для 7,3 территориального района с применением каталогов ЕРЕР и ценников местных цен на строительные материалы.

2. Действующих общероссийских сборников на монтаж оборудования и прейскурантов основных цен.

Накладные расходы принимаются на основании утвержденных норм: на общестроительные расходы (в %), на временные здания и сооружения (в %).

На сумму прямых затрат и накладных расходов начисляются плановые накопления в размере 8 %. Сводный сметный расчёт стоимости затрат по капитальному ремонту пересчитывается в цены текущего года 2011г. с использованием индексов пересчёта в соответствии с "Методическими указаниями по пересчету локальных, объектных смет и договорных цен на объекты промышленного строительства". Общая сметная стоимость по расчету в ценах на 1 квартал 2012 г. без НДС на строительство участка МН составила 631,9 тыс. руб.



Таблица 5.1 - Структура сводных сметных затрат на строительство участка МН «Дружба» через реку Ока.

Сметные затраты	Стоимость (тыс. руб.)	%
Строительные работы	295,1	46,7
Монтажные работы	196,5	31,1
Оборудование и приспособления	120,7	19,1
Прочие затраты	19,6	3.1
Итого	631,9	100,0

Источник финансирования - средства предприятия на строительство. Продолжительность строительства определена исходя из нормативной трудоемкости работ по строительству комплекса.

5.3 Вероятные аварийные ситуации и их последствия

При проведении количественной оценки эффективности следует исходить из того, что вероятность появления аварийных ситуаций на вновь построенном участке снижается и ожидаемая эффективность может быть получена за счёт снижения потенциального ущерба, наносимого в результате аварии. Кроме того, будут сокращаться потери от снижения упущенной выгоды (потеря доходов от временной приостановки транспортирования нефти). Основными источниками ухудшения санитарно-экологической обстановки, взрыво - и пожароопасности на объектах газо- и нефтедобычи и их транспортировки являются:

магистральные и технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой;

насосные станции.

Аварийные ситуации возникают из-за собственных внутренних и внешних дестабилизирующих факторов.

К собственным дестабилизирующим факторам относятся:

нарушение производственных и технологических режимов;

нарушение требований нормативно-технических документов, регламентирующих размещение объекта и его составных частей;

вероятность разгерметизации трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры с выходом наружу нефтепродуктов и их испарение.

К внешним дестабилизирующим факторам относится ухудшение природно-климатических, геологических, гидрогеологических, санитарно-эпидемио- логических, социально-экономических и других условий в районе размещения

объекта нефтедобычи.

Анализ сведений об известных авариях на технологических объектах
позволяет прогнозировать возможные аварии на объекте:

порыв технологических трубопроводов;

возникновение загазованности территории в результате частичной
разгерметизации оборудования.

Причинами возникновения аварий на трубопроводах могут быть:

- механическое повреждение. По статистике примерно 26% от числа ожидаемых аварий различной степени тяжести вызывается механическими повреждениями, к которым относятся дефекты строительства и повреждения. Из всех механических повреждений около половины имеют место на линейной части трубопроводов, остальные приходятся на повреждение запорной арматуры, уплотнений и оборудования перекачивающих станций;

- эксплуатационные неполадки и человеческие ошибки, которые соста-вляют около 7% от общего числа аварий;

- наружные и внутренние коррозионные повреждения - около 30% аварий, из них наружные коррозионные повреждения составляют около 23%, внутренние - примерно 7%;

- посторонние воздействия - по статистике около 40% аварий вызвано посторонними воздействиями;

- природные явления, из которых наиболее опасными являются оползни, карсты (опускание грунта), наводнения.

При наличии источника огня может произойти возгорание. При таком
развитии ситуации в атмосферу выделяются загрязняющие вещества - оксид азота, сажа, оксид углерода, синильная кислота, формальдегид.

5.4 Расчет возможного ущерба от аварии на участке

5.4.1 Структура ущерба

Структура ущерба от аварий на опасных производственных объектах, как правило, включает:

- прямые финансовые потери организации (потери от уничтожения или повреждения основных фондов и товарно-материальных ценностей), эксплуатирующей опасный производственный объект (участок нефтепродуктопровода), на котором произошла авария;

- расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование причин аварии;