Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

метки: Ремонт, Нефтепровод, Трубопровод, Траншея, Участок, Труба, Работа, Грунт

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

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

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

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

• ремонт или замена вдольтрассовой эксплуатационной линии связи.

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

1. Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода

нефтепровод сварка электродуговой ремонт

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

• дефекты изоляции (неудовлетворительная адгезия, порывы, отсутствие изоляции и т. д.);
• дефекты коррозии (утонение стенки, влияние стресс-коррозии, ручейковой коррозии и т. д.);
• дефекты сварных стыков (вследствие износа и брака при проведении строительно-монтажных работ);
• дефекты геометрии трубопровода (вмятины, гофры, овальность более 3% и т. д.);

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

Разработка технологии ремонта магистральных нефтепроводов

... вида дефектов и распределения их на поверхности трубопровода могут быть приняты различные методы ремонта. Целью дипломного проекта является разработка технологии ремонта линейной части магистральных ... и повышение несущей способности линейной части трубопроводов. В настоящее время для обеспечения надежной работы трубопроводов, имеющих участки с уменьшенной несущей способностью, применяют ряд ...

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

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

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

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

2. Общая часть

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

Работы по капитальному ремонту трубопровода предусматривается выполнять комплексным механизированным потоком.

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

• расчистку трассы от леса и планирование полосы отвода;
• погрузочно-разгрузочные и транспортные работы ;
• сооружение технологического и вдольтрассового проезда;
• поворотную сварку труб в секции и гнутье отводов;
• потолочную сварку труб ;
• земляные работы;
• изоляционно-укладочные работы;
• врезка технологических захлестов ;
• очистку полости и испытание трубопровода.

для устройства ЭХЗ и электроснабжения потребителей организуется специализированная бригада;

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

2.1 Подготовительные работы

В состав подготовительных работ, выполняемых на трассе, входит:

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

расчистку полосы строительства от леса, кустарника остатков,

планировку полосы отвода;

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

2.2 Сооружение временных дорог

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

• вдольтрассовые — для перевозки строительных грузов и рабочие вдоль трассы, их сооружают как в полосе отвода, так и в непосредственной близости от трассы;
• подъездные — для связи пунктов поступления техники и материалов с местами базирования колонн, участков;
• технологические — для обеспечения прохода по трассе строительной техники, механизированных колонн.

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

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

2.3 Земляные работы

Прокладка газопровода на всем протяжении трассы принята подземная:

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

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

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

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

До начала производства работ вешками устанавливают местоположение близлежащих сетей.

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

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

Техническая характеристика экскаваторов используемых на строительстве магистральных трубопроводов.

Таблица 2.1.

Показатели	ЭО — 4121
Вместимость основного ковша обратной лопаты, м 3	1
Мощность двигателя, кВт	95,7
Скорость передвижения, км/ч	2,8
Частота вращения поворотной части, об/мин	до 6
Наибольший угол подъема, градусы	22
Радиус копания, м	9,2
Наибольшая глубина копания траншеи, м	5,8
Минимальная продолжительность цикла при угле поворота 90° с выгрузкой в отвал, с	18
Давление на грунт, кПа	63,6

Производительность одноковшовых экскаваторов определяется по формуле:

• где n — число циклов копания в минуту;

k _n = 0,95 — коэффициент потерь времени на передвижение;

k _э — коэффициент организованных потерь времени при эксплуатации экскаватора.

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

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

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

W =L х ( lh x h+(sina x h) x h) м ³

где L — длина разрабатываемого участка, м;

• lh — ширина траншеи по низу, м;
• h — глубина траншеи, м;
• a — угол внутреннего трения грунта.

Также на ремонтируемом участке имеется подводный переход под озером.

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

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

Заглубление подводных трубопроводов может осуществляться двумя способами:

• разработка подводной траншеи, последующая укладка трубопровода и засыпка траншеи с уложенным трубопроводом;
• укладка трубопровода на дно реки, заглубление трубопровода трубозаглубительными снарядами и засыпка уложенного трубопровода.

В данном проекте рассмотрен первый способ заглубления трубопроводов.

Перед началом разработки подводных траншей выполняют подготовительные работы.

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

2.4 Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы

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

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

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

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

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

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

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

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

2.5 Прокладка кабеля связи

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

Кабель прокладывается в две нитки. Марка кабеля МКСК 4х4х1.2 (согласно технических условий на прокладку кабеля).

После прокладки новый кабель подключается к существующему магистральному кабелю связи при помощи кабельных муфт в количестве 4-х штук (по две муфты с каждой стороны).

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

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

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

2.6 Демонтаж существующих нефтепроводов

Демонтаж основной нитки подводного перехода осуществляется в два этапа.

I этап. Работы выполняются в пределах существующих задвижек.

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

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

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

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

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

II этап. Нефтепровод временно отключается на участке в пределах ближайших к переходу линейных задвижек и опорожняется от нефти (вместе с резервной ниткой).

Существующие задвижки на обеих берегах отрезаются от основной и резервной ниток и демонтируются, а резервная нитка глушится с обоих концов. На правом берегу, на расстоянии 80 метров от существующих задвижек и в месте установки новой задвижки, нефтепровод разрезается и его участок длиной 80 метров демонтируется. Участок вскрывается экскаватором, поднимается на бровку и разрезается на части и вывозится на НПС.

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

2.7 Сварочно-монтажные работы

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

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

Сварка труб производится на лежках, уложенных на спланированную поверхность.

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

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

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

В данном проекте сварка трубопроводов производится поточным методом.

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

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

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

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

• звено, выполняющие подготовительные работы, и является неотъемлемой частью бригады при поточном методе;
• головная группа, в которую входят сварщики, выполняющие сварку корневого слоя шва и “горячего” прохода”;
• звено сварщиков, осуществляющих заполнение разделки после горячего “прохода” с электродами с основным покрытием;
• звено сварщиков, выполняющие облицовочный слой шва электродами с основным покрытием.

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

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

Звено подготовительных работ выполняет следующие операции:

• отбор секций труб;
• очистку полости секций труб от наледи, земли, снега, посторонних предметов;
• правку вмятин, обрезку торцов труб (забитых фасок);
• механическую зачистку фасок.

Состав подготовительного звена следующий:

Машинист крана-трубоукладчика — 1 чел.

Слесарь-трубоукладчик — 1 чел.

Такелажник — 1 чел.

Газорезчик — 1 чел.

Машинист передвижной электростанции — 1 чел.

Звено подготовительных работ имеет в своем составе следующее оборудование:

• кран-трубоукладчик;
• передвижная электростанция для питания шлифовальной машинки;
• газорежущая машинка для подготовки кромок торцов труб;
• механические или гидравлические приспособления для правки вмятин;
• шлифовальная машинка с комплектом абразивных кругов для зачистки кромок;
• По работе головной группы сварочной колонны определяется движение всей колонны. Поэтому организация её работы уделяется первостепенное внимание.

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

• подвоз очередной секции труб и установку её на центраторе;
• предварительный подогрев;
• центровка стыка и установка зазора;
• сварка корневого слоя шва;
• зачистка и шлифовка корневого слоя шва;
• сварка горячего прохода;
• перемещение центратора и оборудования к месту сборки и сварки следующего стыка.

Состав головной группы сварочной колонны следующий:

Бригадир- 1 чел.

Машинист крана-трубоукладчика- 1 чел.

Слесарь трубоукладчика- 2 чел.

Машинист сварочного агрегата- 1 чел.

Бульдозерист- 1 чел.

Сварщик- 4 чел.

2.8 Укладочные работы

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

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

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

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

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

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

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

Технологическая последовательность основных операций, связанных с укладкой протаскиванием следующая:

• сварка трубопровод на берегу в нитку, опрессовка, изоляция, футеровка, балластировка;
• укладка тягового троса на дно траншеи;
• протаскивание трубопровода через водную преграду с помощью трактора;
• после окончания протаскивания осуществление контроля фактического положения трубопровода, проведение испытания уложенного трубопровода, его засыпка.

Схема протаскивания трубопровода.

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

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

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

Машины и механизмы для протаскивания.

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

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

2.9 Строительство трубопроводов на болотах

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

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

Торф убирается на всю глубину болота бульдозером или экскаватором.

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

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

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

2.10 Укладка трубопровода в траншею

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

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

• укладкой сваренных плетей в соответственно спрофилированную траншею по кривым естественного изгиба труб под действием собственного веса;
• применением гнутых колен и отводов, изготовленных согласно ГОСТ 24950-81 и ГОСТ 17375-83.

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

• формы изгиба трубопровода (должна быть плавной) ;
• высоты подъема трубопровода кранами-трубоукладчиками ;
• степень загрузки кранами-трубоукладчиками ;
• сохранность изоляционного покрытия.

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

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

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

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

При укладке трубопровода в проектное положение необходимо соблюдать следующие допуски:

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

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

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

2.11 Балластировка трубопровода

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

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

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

Таблица 2.2. Характеристики чугунных пригрузов

Наружный диаметр трубопровода, мм	Масса груза, кг	Размеры, мм
		R1	R2	R3	А	М	d	l
159	100	184	128	120	174	300	16	90
219	150	217	159	95	207	360	16	90
273	200	249	183	120	234	375	16	110
325	250	275	210	150	260	400	20	120
377	300	305	245	175	285	450	20	130
1	2	3	4	5	6	7	8	9
426	350	330	264	200	310	500	20	130
478	400	355	294	230	335	500	20	140
529	450	385	320	255	360	500	20	170
630	500	435	373	280	410	500	20	170
720	1100	480	415	310	455	960	24	180
820	1100	530	465	360	505	870	24	180
1020	1100	635	570	405	610	725	24	180

Рис. 2.2. Конструкция чугунного пригруза.

Согласно выше приведённой таблице масса пригрузов для балластировки подводного трубопровода 720 мм, рассмотренного в данном проекте, принимаем 1100 кг.

Перед установкой на трубопровод краном или трубоукладчиком производится раскладка половинок грузов вдоль зафутерованной плети. Расстояние между грузами определяется расчетом (смотри выше).

Затем на выложенные половинки грузов укладывают зафутерованную трубу и навешивают на неё верхние половинки грузов, после чего половинки соединяют болтами. Долтовые соединения пригрузов заливают битумной или резинобитумной мастикой. Как показывает практика чугунные пригрузы имеют следующие недостатки:

• возможны смещения грузов по трубопроводу при укладке протаскиванием;
• повреждение изоляционного покрытия при стягивании половинок грузов;
• увеличение тягового усилия при протаскивании трубопровода вследствие пассивного отпора грунта, создаваемого грузами;
• грузы препятствуют перемещению трубопровода по роликовой спусковой дорожке.

С увеличением диаметра трубопровода количество балласта, необходимого для компенсации выталкивающей силы, возрастает пропорционально квадрату диаметра, что приводит к значительным затратам и расходу металла.

2.12 Контроль качества строительства

Организация контроля качества должна производиться в соответствии со СНиП 3.01.01-85 «Организация строительного производства».

Строительные конструкции, изделия, материалы и оборудование. поступающие на стройку, должны проходить входной контроль. При входном контроле надлежит проверять соответствие их стандартам, ТУ, паспортам и другим документам.

Лабораторные службы управления осуществляют систематические проверки результатов контроля сварки, изоляции и правильного ведения исполнительной документации.

Все узлы и заготовки, изготовление в заводских условиях, должны быть изготовлены таким образом, чтобы исключить на месте всякого рода подгонки, несовмещения и т.д.

Операционный контроль должен осуществляться после завершения производственных операций или строительных процессов и обеспечивать своевременное выявление дефектов и причин их возникновения. При операционном контроле должно проверяться:

• соблюдение заданной в проектах производства работ технологии выполнения строительных процессов ;
• соответствие выполняемых работ рабочим чертежам, строительным нормам, правилам производства работ и стандартам.

2.13 Рекультивация земель

Строительство трубопроводов на плодородных землях ведется с сохранением и последующим восстановлением плодородного слоя почвы в пределах отведенной полосы. Ширина полосы рекультивации для диаметра 1220 мм принимается 10 м. Рекультивация проводится в ходе выполнения основных работ или, когда это невозможно, в течение месяца после их завершения.

Расчистка и планировка строительной полосы сводится к удалению растительности, снега, крупных предметов препятствующих свободному передвижению техники.

Валка леса осуществляется мощными бульдозерами с дальнейшим использованием поваленного леса в качестве основания для временной дороги.

Корчовка пней не производиться.

Планировка выполняется для нормальной работы всех механизмов в пределах строительной полосы. До начала работ по планировке засыпаются ямы. При планировке строительной полосы выравнивают микрорельеф, срезают продольные и поперечные уклоны и подсыпают низинные места за счет уширения планируемой полосы или грунта, разрабатываемого из притрассовых боковых резервов. Планировка осуществляется в основном бульдозером двумя продольными проходами вдоль оси трассы.

2.14 Очистка полости и испытание

После сварки трубопроводов производится очистка их полости и гидравлическое испытание.

Очистка полости трубопровода производится струёй воды с целью удаления из них различных загрязнений (грунт, окалина, ржавчина и т.п.)

Очистка трубопроводов осуществляется промывкой потоком воды без пропуска очистных и разделительных устройств. Очистка заканчивается тогда, когда из сливного патрубка будет выходить струя незагрязненной жидкости.

Сброс воды после очистки осуществляется в специально предусмотренный для этого существующий земляной амбар (котлован), расположенный на правом берегу в зоне защитных сооружений, за пределами границы водоохранной зоны

Испытание трубопровода производится гидравлическим способом в два этапа:

• на первом этапе испытываются основная и резервная нитка подводного перехода, находящихся в горизонтальном состоянии (не уложенных в траншею перехода);
• на втором этапе испытания проводятся после укладке трубопроводов в траншею.

В состав основных работ по гидравлическому испытанию трубопровода входят:

• подготовка к испытанию;
• наполнение трубопровода водой;
• подъём давления до испытательного
• испытание на прочность;
• сброс давления до проектного рабочего;
• проверка на герметичность;
• сброс давления до 0.1 — 0.2 Мпа (1-2 кгс/см ² ).

При необходимости выполняются работы, связанные с выявлением и ликвидацией дефектов.

Гидравлическое испытание трубопроводов на прочность производится на давление 1.1Р _раб в верхней точке и не более гарантированного заводом испытательного давления (Р_зав ) в верхней точке.

Время выдержки под испытательным давлением составляет 24 часа.

При подготовке к испытанию каждого участка трубопровода в соответствии с принятой схемой испытания выполняются следующие операции:

• сваренный в нитку участок подводного перехода отглушается с обеих концов сферическими заглушками;
• монтируются и испытываются обвязочные трубопроводы наполнительного и опрессовочного агрегата;
• устанавливаются контрольно-измерительные приборы;
• монтируются воздухоспускные и сливные краны.

При заполнении трубопровода водой из него удаляется воздух. Удаление воздуха осуществляется через воздухоспускные краны установленные на концах участка трубопровода. Воздух удаляется вытеснением водой.

Наполнение трубопровода водой осуществляется при открытых воздухоспускных кранах. Процесс вытеснения воздуха в данном случае объединяется с процессом очистки полости трубопровода.

После выхода воздуха из трубопровода и очистки полости водоспускные краны закрываются. Затем в трубопроводе поднимается давление наполнительным агрегатом до давления, максимально возможного по их техническим характеристикам, а далее — опрессовочным агрегатом до давления испытания.

2.15 Контроль сварных соединений

Контроль сварных стыков трубопровода производится:

• систематическим операционным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки трубопровода;
• визуальным осмотром и обмером сварных соединений;
• проверкой сварных швов неразрушающим методом контроля

Операционный контроль выполняется производителем работ и мастером, а самоконтроль — исполнителем работ.

Стыки, выполненные дуговой сваркой, очищаются от шлака и подвергаются внешнему осмотру. При этом они не должны иметь трещин, подрезов глубиной более 0.5 мм, недопустимых смещений кромок, кратеров и выходящих на поверхность пор. Усиление шва должно быть высотой от 1 до 3 мм и иметь плавный переход к основному металлу.

При контроле физическим методом стыков трубопровода, выполненных дуговыми способами сварки, годными считаются сварные швы, в которых:

• отсутствую трещины любой глубины и протяженности;
• глубина шлаковых включений не превышает 10% толщины стенки трубы при их суммарной длине не более 1/4 периметра стыка;
• наибольший из размеров пор в процентном отношении к толщине стенки трубы не превышает 20% при расстоянии между соседними порами не менее трёх толщин стенки;
• 15% при расстоянии между соседними порами не менее двух толщин стенки;
• 10% при расстоянии между соседними порами менее 3-кратноого размера поры на участках общей длиной не более 30 мм на 500 мм шва.

Во всех случаях максимальный размер поры не должен превышать 2.7 мм.

Допускается местный непровар в корне шва глубиной до 10% толщины стенки трубы, но не более 1 мм, суммарной длиной до 1/6 периметра стыка.

Суммарная длина непровара и шлаковых включений, расположенных в одной плоскости, не должна превышать 10% толщины стенки трубы, но не более 1 мм, при этом длина дефектного участка не должна превышать 50 мм на участке шва длиной 350 мм.

При наличии трещин суммарной длины более 50 мм стыки подлежат удалению.

Исправление дефектов в стыках, выполненных дуговыми методами сварки, следует производить следующими способами:

• подваркой изнутри трубы дефектных участков в корне шва;
• наплавкой ниточных валиков высотой не более 3 мм при ремонте наружных и внутренних подрезов;
• вышлифовкой и последующей заваркой участков швов со шлаковыми включениями и порами;
• при ремонте стыка с трещиной длиной до 50 мм засверливаются два отверстия на расстоянии не менее 30 мм от краёв трещины с каждой стороны, дефектный участок вышлифовывается полностью и заваривается вновь в несколько слоёв;
• обнаруженные при внешнем осмотре недопустимые дефекты устраняются до проведения контроля неразрушающим методом.

Все исправленные участки стыков подвергаются внешнему осмотру, радиографическому контролю. Повторный ремонт стыков не допускается.

Результаты проверки стыков физическими методами оформляются в виде заключений. Все заключения, радиографические снимки, зарегистрированные результаты ультразвуковой дефектоскопии и ферромагнитные ленты хранятся в полевой испытательной лаборатории (ПИЛ) до сдачи перехода в эксплуатацию.

Комиссия по испытанию назначается совместным приказом генерального подрядчика и заказчика не позднее чем в пятидневный срок после получения письменного извещения генподрядчика о готовности объекта или оборудования к сдаче.

Генеральный подрядчик представляет рабочей комиссии следующею документацию:

а) перечень организаций участвовавших в производстве строительно-монтажных работ с указанием видов выполненных ими работ и фамилий ИТР непосредственно ответственных за выполнение этих работ.

б) комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого к приемке объекта, разработанного проектными организациями с надписями о соответствии выполненных в натуре работ этим чертежам или внесенными изменениям, сделанными лицами ответственными за производство строительно-монтажных работ. Указанный комплект чертежей является исполнительной документацией.

в) сертификаты технические паспорта или другие документы удостоверяющие качество материалов конструкций и деталей примененных при производстве СМР.

г) акты об освидетельствовании скрытых работ и акты о промежуточной приемке отдельных ответственных конструкций (опор и пролетных строений, мостов, арок, сводов, подпорных стен, несущих металлических и сборных железобетонных конструкций)

е) акты об испытаниях внутренних и наружных электроустановок и электросетей

ж) акты об испытаниях устройств телефонизации, радиофикации, телевидения, сигнализации и автоматизации

з) акты об испытаниях устройств обеспечивающих взрывобезопасность, пожаробезопасность и молниезащиту

и) журналы производства работ и авторского надзора проектных организаций материалы обследований и проверок в процессе строительства органами государственного и другого надзора.

По результатам проверок рабочая комиссия должна составить акт о готовности сооружений законченных строительством для предъявления Государственной приемочной комиссии а также подготовить материалы о готовности объекта к приемке в эксплуатацию Государственной приемочной комиссии.

3. Расчетная часть

3.1 Проверка прочности и деформации нефтепровода

Проверяем трубопровод на прочность, найдя сначала кольцевые напряжения в стенке трубы — и — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

• где =1,1 — коэффициент надежности по нагрузке — внутреннему рабочему давлению в трубопроводе [3];
• p = 54 — рабочее давление в трубопроводе;
• =711 см — внутренний диаметр трубопровода;

• толщина стенки трубопровода.

где — расчетное сопротивление металла труб определяемое по формуле:

• где -нормативное сопротивление растяжению металла труб, принимается равным минимальному значению временного сопротивления по государственным стандартам и техническим условиям трубы [4];
• m- коэффициент условия работы трубопровода, равный 0.6 для участков трубопроводов В категории, = 1.47 — коэффициент надежности по материалу [3];
• = 1.05 — коэффициент надежности по назначению трубопровода [3].

Прочность проверяется по условию:

Проверяем наличие продольных осевых сжимающих напряжений по формуле:

• где — коэффициент линейного расширения металла трубы;
• E=2100000 — переменный параметр упругости;
• коэффициент Пуассона; в качестве расчетного температурного перепада принимаем наибольшее значение

Знак “минус” последнего результата указывает на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить значение коэффициента , учитывающего двухосное напряженное состояние металла труб.

Условие (2.3) выполняется:

Проверка общей устойчивости подземного трубопровода в продольном направлении выполняется в плоскости наименьшей жесткости системы из условия

где m — коэффициент условий работы трубопровода;

• продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода;

— S — продольное осевое усилие в сечении трубопровода, возникающее от расчетных нагрузок и воздействий. Так, с учетом нагрузки от внутреннего давления и температурных воздействий, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта

где F — площадь поперечного сечения трубы, которая определяется по формуле:

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов продольное критическое усилие находится по следующей формуле:

• где — сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы;
• сопротивление грунта продольному перемещению трубы, приходящееся на единицу длины трубопровода.

I — момент инерции поперечного сечения трубы, который определяется:

3.2 Суммарный вес трубопровода и продукта

где — коэффициенты перегрузки соответственно для собственного веса трубопровода и веса перекачиваемого продукта, при расчете на устойчивость .

где — плотность стали.

Сопротивление грунта продольным перемещениям трубы:

• где — угол внутреннего трения грунта;
• коэффициент перегрузки веса грунта, принимаемый в расчетах на устойчивость равным 0,8;
• объемный вес грунта;
• =1м — высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до дневной поверхности.

Определяем сопротивление продольному перемещению трубы, приходящееся на единицу длины трубопровода

где — предельное сопротивление грунта сдвигу, которое определяется по формуле:

• коэффициент сцепления грунта.

Сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы определяется по формуле:

Находим продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопровода

Проверяем выполнение условия (3.5)

Условие выполняется, следовательно, устойчивость трубопровода на прямолинейных участках в заданных условиях обеспечивается.

Для криволинейных участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, продольное критическое усилие подсчитывается по формуле:

коэффициент находится по номограмме [4] в зависимости от параметров и , вычисленных следующим образом:

По номограмме находим значение коэффициента = 8 и по формуле (4.15) вычисляем значение продольного критического усилия для криволинейных участков трубопровода

Условие (4.5) выполняется и для криволинейных участков:

3.3 Расчет режимов ручной электродуговой сварки

По временному сопротивлению разрыву и по толщине стенки S из таблицы 10 [5] для сварки корневого шва выбираем электроды с основным видом покрытия: тип — Э 50А; марка — ОК 48.04; = 3 мм.

По временному сопротивлению разрыву и по толщине стенки из таблицы 10 [5] для сварки заполняющих слоев выбираем электроды с основным видом покрытия: тип — Э 60; марка — ОК 74.78; = 4 мм.

Тип разделки кромок труб для ручной электродуговой сварки (в дальнейшем РДС) выбираем по рисунку 1 [5] для труб диаметром 57 — 1420 мм с толщиной стенки 16до мм:

Рис. 3.1. Кромка

По таблице 4 [5] выбираем величину зазора в стыке при сборке: b = 3 мм

2. Величина эквивалента углерода для термических сталей с учетом толщины стенки рассчитывается по формуле:

Температуру предварительного подогрева выбираем по таблице 6 в зависимости от эквивалента углерода и толщины стенок стыкуемых труб. Подогрев до +150 С независимо от температуры окружающего воздуха.

Общая площадь заполнения разделки

Рис. 3.2. Геометрические размеры сварного стыка

Исходя из рисунка определяем, что общая площадь заполнения разделки будет равна:

Площадь первого корневого слоя:

Площадь заполняющих слоев:

Определяем общее количество слоев:

итого 3 заполняющих слоя + 1 корневой слой = 4 слоя.

Определим сварочный ток

Определим напряжение дуги:

Скорость сварки:

где — коэффициент наплавки, = 89,5 — удельный вес металла.

Определим погонную энергию:

где = 0,67 — эффективный КПД дуги,

Находим радиус изотермы:

Определим глубину проплавления:

следовательно, притупление проплавлено.

3.4 Расстояние между пигрузами

Q _ср — средний вес груза в воздухе;

V _ср.г. — объем груза.

По результатам расчетов можно сделать вывод, что фактическая толщина стенки трубы 720 х 10 мм, больше расчетной, минимально допустимой 8 мм для металла с пределом прочности R ₁ ^н = 5200 кгс/см² , пределом текучести R₂ ^н = 3600 кгс/см² , минимальным радиусом упругого изгиба = 700 м, при температурном перепаде t=45⁰ и рабочем давлении 53 кгс/см² удовлетворяет условиям прочности и пластичности.

Проектом предусматривается использовать трубы по ГОСТу 20295-85, класса прочности К-52 из стали марки 17Г1С по сортаменту Челябинского трубопрокатного завода согласно СНиП 2.05.06 — 85.В качестве баластировки применяются чугунные пригрузы. Вес одного пригруза 1100 кг.

4. Экономическая часть

4.1 Определение инвестиций в проект

Стоимость реконструкции участка нефтепровода включает в себя следующие расчеты:

• Амортизация оборудования;
• Оплата труда;
• Стоимость материалов;
• Отчисления на социальные нужды;
• Электроэнергия;
• Прочие расходы.

Для определения суммы амортизации основных средств необходимо найти их полную стоимость. Полную стоимость рассчитаем с учетом стоимости транспортных расходов и стоимости монтажа, которые составляют соответственно 2% и 5% от стоимости всего оборудования.

Результаты расчетов полной стоимости оборудования для реконструкции сводим в таблицу 4.1.

Потребность в оборудовании для реконструкции трубопровода.

Таблица 4.1.

Наименование	Марка	Количество	Цена ед., руб	Стоимость всего оборудования, руб	Транспортные расходы, руб	Стоимость монтажа, руб	Полная стоимость, руб
Трубоукладчик	К-594	6	1600000	9600000	192000	480000	10272000
Одноковшовый экскаватор	ЭО-4121	2	1300000	2600000	52000	130000	2782000
Бульдозер	ДЗ-110	3	1346000	4038000	80760	201900	4320660
Передвижная сварочная установка	УС-43	4	173000	692000	13840	34600	740440
Оборудование подогрева стыка	ПС	1	523000	523000	10460	26150	559610
Внутренний центратор	ЦВ	1	250000	250000	5000	12500	267500
Очистная машина	ОМ	1	342000	342000	6840	17100	365940

Далее производим расчет амортизационных отчислений. Результаты заносим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2. Расчет амортизационных отчислений.

Наименование	Марка	Количество	Полная стоимость, руб	Норма амортизации, %	Сумма амортизации за 1 месяц, руб
Трубоукладчик	К-594	6	10272000	20	171200
Одноковшовый экскаватор	ЭО-4121	2	2782000	20	46366,667
Бульдозер	ДЗ-110	3	4320660	20	72011
Передвижная сварочная установка	УС-43	4	740440	10	12340,667
Оборудование подогрева стыка	ПС	1	559610	10	9326,8333
Внутренний центратор	ЦВ	1	267500	10	4458,3333
Очистная машина	ОМ	1	365940	20	6099
Передвижная электростанция	ДЭС-100	1	535000	20	8916,6667
Наполнительный агрегат	АН-2	1	141240	10	2354
Опрессовочный агрегат	АО-2	1	128400	10	2140
Агрегат для вытеснения нефти	УКП-9	1	12679500	25	211325

Далее определим затраты на оплату труда в период строительства с учетом премии и районного коэффициента. Общий фонд оплаты труда сведен в таблицу 4.3.

Таблица 4.3. Фонд оплаты труда.

Профессия	Разряд	Количество	Тарифная ставка, руб	Тарифный фонд ЗП, руб	Премия	Основная ЗП, руб	Дополнительная ЗП, руб
					%	Сумма
Машинист трубоукладчика	6	6	24,32	35020,8	50	17510,4	52531,2	7004,16
Машинист экскаватора	6	2	24,32	11673,6	50	5836,8	17510,4	2334,72
Машинист бульдозера	6	3	24,32	17510,4	50	8755,2	26265,6	3502,08
Машинист сварочного агрегата	6	4	24,32	23347,2	50	11673,6	35020,8	4669,44
Электросварщик	6	11	24,32	64204,8	50	32102,4	96307,2	12840,96
Линейный трубопроводчик	6	2	24,32	11673,6	50	5836,8	17510,4	2334,72
Линейный трубопроводчик	3	2	19,62	9417,6	50	4708,8	14126,4	1883,52
Линейный трубопроводчик	2	2	16,62	9121,4	50	4560,7	13682,1	1824,28
Машинист ДЭС	5	1	22,76	5462,4	50	2731,2	8193,6	1092,48
Машинист наполнительного агрегата	6	2	24,32	11673,6	50	5836,8	17510,4	2334,72
Сварщик-газорезчик	6	2	24,32	11673,6	50	5836,8	17510,4	2334,72

Зная общий фонд заработной платы рассчитаем величину отчислений на социальные нужды, которая составляет 35,6% (28% — единый социальный налог (ЕСН), зачисляемый в пенсионный фонд; 3,6% — ЕСН, зачисляемый в фонды медицинского страхования; 4% — ЕСН, зачисляемый в фонд социального страхования).