Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Порядок организации работ по вырезке, врезке “катушек”,



ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

Область применения

 

1.1 Настоящий Регламент устанавливает порядок организации и выполнения работ по вырезке и врезке “катушек”, соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов (в том числе методом “захлеста”). Данный Регламент распространяется на линейную часть магистральных нефтепроводов и технологические трубопроводы НПС, ЛПДС, нефтебаз при производстве плановых и аварийно-восстановительных работ.

1.2 Настоящий Регламент предназначен для специалистов и работников предприятий ОАО “АК “Транснефть”, эксплуатирующих магистральные нефтепроводы и их объекты, а также предприятий-подрядчиков, выполняющих работы по ремонту и реконструкции объектов магистральных нефтепроводов.

1.3 Комплекс подготовительных и вспомогательных работ при вырезке, врезке и подключению участков трубопроводов должен проводиться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов РД 153-39.4-056-00, Правил капитального ремонта МН РД 39-00147105-015-98, СНиП III-42-80*, СНиП 2.05.06-85*, Правил ликвидации аварий и повреждений на МН РД 153-39.4-114-01, Инструкции по технологии сварки при строительстве и капитальном ремонте МН
РД 153-006-02, Правил пожарной безопасности при эксплуатации МН
ОАО “АК “Транснефть” ВППБ 01-05-99, Регламента по организации планирования и оформлению остановок магистральных нефтепроводов и других нормативных документов, определяющих безопасное производство, порядок и организацию ремонтных работ на магистральных нефтепроводах.





Порядок организации работ по вырезке, врезке “катушек”,

ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

 

2.1 Земляные работы при ремонте магистральных нефтепроводов должны проводиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты, РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации МН, Правил охраны магистральных трубопроводов, ВСН 31-81 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов, РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов, Регламента организации производства ремонтных и строительных работ на объектах МН.

2.2 В состав земляных работ входят:

- оформление отвода земли и разрешительных документов на производство работ в охранной зоне, согласование ведения земляных работ с владельцами коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с МН;

- обозначение опознавательными знаками трассы нефтепроводов и других подземных коммуникаций в данном техническом коридоре;

- подготовка площадки для производства ремонтных работ, вспомогательных площадок;

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

- обустройство переездов через нефтепровод, оборудованных железобетонными дорожными плитами;

- разработка и обустройство ремонтного котлована;

- разработка приямков для врезки вантузов в трубопровод;

- планировка земли на трассе прохождения временных трубопроводов для откачки-закачки нефти;

- устройство амбара для размещения откачиваемой нефти из нефтепровода на ремонтируемом участке;

- засыпка ремонтного котлована, приямков;

- рекультивация земель на месте проведения ремонтных работ и сдача их землепользователям или землевладельцам с оформлением акта.

2.3 До начала земляных работ уточняются и обозначаются знаками ось прохождения, фактическая глубина заложения ремонтируемого нефтепровода, места пересечений с подземными коммуникациями, искусственными и естественными препятствиями, вершины углов поворота. Обозначение трассы производится в границах производства работ (движения техники, вскрытия трубопровода, устройства амбара, прокладки полевого трубопровода) опознавательными знаками ( щитами с надписями- указателями), высотой 1, 5…2, 0 м от поверхности земли, с указанием фактической глубины заложения, установленными на прямых участках трассы не реже чем через 50 м, а при неровном рельефе – через 25 м. Места расположения подземных сооружений сторонних предприятий должны быть обозначены вешками высотой 1, 5…2, 0 м через каждые 10 м на прямых участках трассы, у всех точек отклонений от прямолинейной оси трассы более чем на 0, 5 м, на всех поворотах трассы, а также на границах ручной разработки грунта. В местах пересечения нефтепровода с коммуникациями сторонних организаций должен быть установлен знак, содержащий информацию о глубине их залегания. Кроме того, опознавательные знаки устанавливаются в опасных местах (заболоченных, со слабой несущей способностью грунта и т.п.).

2.4 В местах пересечения трассы нефтепровода с действующими подземными коммуникациями разработка грунта механизированным способом, на расстоянии менее 2 м по горизонтали и 1 м по вертикали от коммуникаций, запрещается. Оставшийся грунт должен разрабатываться вручную. Работы должны выполняться в присутствии представителей владельцев коммуникаций.

Отвал грунта на действующий трубопровод не допускается.

При обнаружении на месте разработки грунта подземных сооружений, не указанных в рабочих чертежах, работы должны быть немедленно приостановлены до выяснения владельцев коммуникаций и согласования с ними порядка производства работ.

2.5 Земляные работы должны начинаться со снятия плодородного слоя грунта и перемещения его в отвал для временного хранения. Минимальная ширина полосы снятия плодородного слоя должна быть равна ширине котлована или амбара по верху плюс 0, 5 м в каждую сторону, при толщине плодородного слоя менее 100 мм допускается вести земляные работы без его снятия.

2.6 Транспортирование, хранение и обратное нанесение плодородного слоя должны выполняться методами, исключающими снижение его качественных показателей, а также его потерю при перемещениях.

 

Таблица 2.1 – Допустимая крутизна откосов траншеи

              и ремонтного котлована

 

Вид грунта

Глубина траншеи, котлована, м

до 1, 5

1, 5…3, 0

3, 0…5, 0

угол откоса, град. Уклон угол откоса, град. уклон угол откоса, град. уклон
Насыпной 56 1: 0, 67 45 1: 1, 00 38 1: 1, 25
Песчаные и гравийные 63 1: 0, 50 45 1: 1, 00 45 1: 1, 00
Супесь 76 1: 0, 25 56 1: 0, 67 50 1: 0, 85
Суглинок 76 1: 0, 25 63 1: 0, 50 53 1: 0, 75
Глина 76 1: 0, 25 76 1: 0, 25 63 1: 0, 50
Лессовидный сухой 76 1: 0, 25 63 1: 0, 50 63 1: 0, 50

 

2.11 Расстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не менее 0, 6 м.

2.12 Отвал грунта, извлеченного из котлована, для предотвращения падения кусков грунта в котлован, должен находиться на расстоянии не менее 1 м от края котлована.

2.13 Разработку ремонтного котлована в местах с высоким уровнем грунтовых вод необходимо осуществлять с понижением уровня воды способами открытого водоотлива, дренажа. Для водоотлива в котловане должен быть устроен приямок, размерами 1, 0 м× 1, 0 м или дренажная канава сечением 1, 0 м´ 0, 5 м, закрываемые настилом, металлической или деревянной решеткой. Решетка должна иметь размеры ячеек, обеспечивающие безопасные условия при выполнении ремонтных работ в котловане. Ремонтный котлован подготавливается по мере откачки и понижения уровня грунтовых вод.

2.14 Для возможности спуска и быстрого выхода работающих, котлован должен оснащаться инвентарными приставными лестницами, шириной не менее 75 см и длиной не менее 1, 25 глубины котлована, из расчета по 2 лестницы на каждую сторону торца котлована. Котлован должен иметь освещение для работы в ночное время, светильники должны быть во взрывозащищенном исполнении.

2.15 На болотах I и II типа ремонтный котлован может быть сооружен одним из способов:

- с креплением стенок котлована;

- комбинированным методом – с креплением стенок котлована и устройством дренажного отвода воды.

2.16 Стенки ремонтного котлована укрепляются деревянными или металлическими шпунтами, шпунтами из профилированной стали, сваями или другими средствами.

2.17 Погружение шпунтов может проводиться:

- забивкой механизированным способом с применением ручной электротрамбовки, вибропогружателя, вибромолотов, гидромолотов;

- размывом болотной массы на месте погружения шпунтов до минерального грунта с применением гидромониторов, поливочных машин и других технических средств, которые обеспечивают подачу воды под давлением. После этого должна осуществляться добивка шпунтов.

Вокруг котлована следует создавать обвалование для предотвращения перетока болотной массы и поверхностных вод.

Перечень оборудования и приспособлений, необходимых для проведения работ по погружению шпунта, зависит от принятого метода и указывается в ППР.

На болотах I и II типов, где затруднена откачка воды и болотной массы из котлована, должны применяться ремонтные герметичные камеры (РГК).

Земляные работы на болотах I типа должны осуществляться одноковшовыми экскаваторами на базе болотохода или обычными гусеничными экскаваторами с применением перекидных сланей или щитов.

На болотах II типа – специальными болотными экскаваторами или обычными экскаваторами на понтонах, на болотах III типа – экскаваторами на понтонах.

Вырезка отверстия

 

3.17 Приспособления для вырезки отверстий должны быть рассчитаны на рабочее давление не ниже 6, 3 МПа, иметь инструкцию по эксплуатации, утвержденную главным инженером ОАО МН, паспорт завода изготовителя и разрешение Госгортехнадзора России на применение.

Приспособление должно иметь устройство, предотвращающее падение в полость трубопровода вырезанной части.

Для работы по вырезке отверстий в трубопроводе с приспособлением, допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний.

3.18 Диаметр вырезаемого отверстия в основном ремонтируемом трубопроводе должен быть на 10…15 мм меньше внутреннего диаметра патрубка и не менее 85 мм для патрубка с условным диаметром 100 мм, 125 мм
для Ду 150 мм, 170 мм для Ду 200 мм.

Вырезка отверстий в трубопроводе производится при давлении в трубопроводе, соответствующем паспортным характеристикам приспособлений, но не более 2, 5 МПа.

3.19 После вырезки отверстия вывести шток приспособления из полости трубопровода за запорный орган задвижки, задвижку закрыть, сбросить давление из корпуса устройства и демонтировать его, после чего установить на вантузную задвижку ответный фланец с эллиптической заглушкой. Установленная заглушка демонтируется при обвязке насосного агрегата или монтаже воздухоспускного трубопровода.


Обустройство вантузов

3.20 После окончания работ по врезке до начала перекачки нефти по нефтепроводу должны быть выполнены:

- установка фланца с эллиптической заглушкой на задвижку вантуза (на вантуз, через который впускался воздух, заглушка устанавливается после выпуска воздуха и демонтажа воздухоспускного устройства);

- антикоррозийная изоляция места врезки вантуза на трубопровод;

- установка на вантуз металлического кожуха с запирающейся на замок крышкой;

- установка ограждения;

Ограждение выполняется из стальной сетки в обрамлении из уголка 50х50 высотой не менее 2, 0 м по металлическим стойкам из труб. Щиты-указатели крепятся по верхней части ограждения с четырех сторон. Размеры щита-указателя приведены на рис.3.2. Стойки и сетку необходимо окрасить в серый или металлический цвет, подземную часть стоек следует грунтовать битумом.

- внесение в паспорт нефтепровода сведений об установленном вантузе и нанесение на технологическую схему и профиль трассы места его установки.

3.21 На установленный вантуз должна быть подготовлена исполнительно-техническая документация, включающая: паспорт на вантуз (согласно приложения В); место установки вантуза вносят в паспорт и схему профиля нефтепровода; в паспорт на вантуз вносят сертификаты на электроды и изоляционные материалы, результаты дефектоскопического контроля сварных швов, копии удостоверений сварщиков, акт на противокоррозионную изоляцию.

 

.



ПОДГОТОВКА ЛИНЕЙНЫХ ЗАДВИЖЕК

И ПРОВЕРКА ИХ ГЕРМЕТИЧНОСТИ

 

4.1 До проведения основных работ по врезке должны быть проведены работы по промывке внутренней полости клиновых задвижек и проверке герметичности их затворов. Промывка производится с целью освобождения посадочного паза клина в корпусе задвижки от возможного скопления посторонних предметов и грязи.

4.2 Работы по промывке и проверке герметичности затворов выполняются по заранее разработанному плану мероприятий, являющегося частью Плана производства работ по врезке. В состав плана мероприятий входят:

- составление схемы порядка промывки и проверки герметичности затвора задвижек;

- определение сил и средств для выполнения работ;

- подготовка персонала и технических средств;

- подготовка и обеспечение связи между исполнителем и диспетчером.

Порядок промывки задвижек

4.3 Промывка внутренней полости клиновых задвижек производится за счет увеличения скорости потока перекачиваемой нефти при уменьшении площади проходного сечения и создании перепада давления до и после затвора задвижки путем ее прикрытия.

4.4 Промывка клиновых задвижек должна проводиться в следующем порядке:

- разработка режима работы нефтепровода, при котором будет осуществляться промывка задвижек;

- оформление наряда-допуска на промывку задвижек;

- согласование с диспетчерской службой РНУ (УМН), ОАО МН порядка проведения работ;

- организация обеспечения устойчивой связи между производителем работ и диспетчером;

- установка манометров (не ниже первого класса точности) до и после проверяемых задвижек по ходу нефти в соответствии с приведенной схемой (рис.4.1).

 

   Рисунок 4.1 – Схема установки манометров при промывке

                            линейных задвижек

 

4.5 Обеспечение расчетного режима работы нефтепровода, при котором после прикрытия затвора промываемой задвижки на 65-75% скорость нефти будет не менее 1, 5 м/с, при этом давление на выкиде предыдущей насосной станции (Р1) после прикрытия затвора должно быть не менее чем
на 0, 5 МПа ниже максимального допустимого давления в трубопроводе и не менее чем на 0, 3 МПа выше минимально допустимого давления на приеме последующей насосной станции (Р2).

4.6 Управление задвижкой должно производиться в режиме местного управления в следующем порядке:

- прикрыть с помощью электропривода задвижку до 50 % хода затвора;

- по истечении 3 мин после остановки электропривода проверить величину изменения давления по манометрам, установленным до и после задвижки с записью показаний манометров в журнал;

- произвести прикрытие задвижки ступенчато, с 5 %-ной величиной перемещения клина на закрытие при постоянном контроле и фиксации изменения перепада давления;

- после выполнения прикрытия задвижки на 60 % дальнейшую операцию проводить вручную.

4.7 Промывка полости задвижки осуществляется при достижении перепада до и после клина Δ Р=0, 2 МПа в течении не менее 30 мин и скорости потока не менее 1, 5 м/с при постоянном контроле показаний манометров. По истечении указанного срока задвижку следует открыть и приступить к промывке другой задвижки.

4.8 Промывка полости шиберных задвижек должна проводиться согласно инструкции по их эксплуатации. При этом создание перепада давления не требуется.


Рисунок 6.4 – Схема подключения насосных агрегатов для откачки нефти из опорожняемого участка в параллельный нефтепровод

 

 

 

 

1 - ремонтный котлован; 2 - вырезаемый дефектный участок; 3 – задвижка Ду 150

Ру 6, 3 МПа; 4 - подпорный насос; 5 – гибкий металлорукав Ду 150, Ру 2, 5-6, 3 МПа;

 6 – ПМТ-150 Ру – 6, 3 МПа; 7 - основной насос; 8 – рукав оплеточный Ду 100-150,

Ру 6, 3 МПа; 9 – обратный клапан Ду 100-150, Ру 6, 3 МПа; 10 - задвижка Ду 100-150,

Ру 6, 3 МПа; 11 – коллектор Ду 250, Ру 6, 3 МПа; 12 – трубопровод Ду 200-250;
Ру 6, 3 МПа; 13 – обратный клапан ДУ 150, Ру 6, 3 МПа; 14 – задвижка Ду 150,

Ру 6, 3 МПа; 15 – параллельный нефтепровод.

 

Рисунок 6.5 – Схема откачки нефти из ремонтируемого участка

и закачки нефти через коллектор в параллельный МН

 

 

 

 

1, 6 - линейные задвижки (закрыты); 2 - вантуз для подачи воздуха; 3 - ремонтируемый трубопровод; 4 - вантуз для откачки нефти; 5 - вантуз для подачи воздуха; 7 - трубопровод с задвижкой и обратным клапаном для закачки нефти; 8 - подпорный насос; 9 – насосный агрегат; 10 - площадка установки откачивающих агрегатов; 11 - ремонтный котлован

 

Рисунок 6.6 – Схема откачки нефти из ремонтируемого

участка за линейную задвижку

 

 

 

1 – линейная задвижка (закрыта); 2 – вантуз для подачи воздуха;

3 – ремонтируемый трубопровод; 4 – вантуз для откачки нефти;

5 – вантуз для подачи воздуха; 6 – подпорный насос; 7 – вантуз и

 обратный клапан на линии закачки нефти; 8 – линейная задвижка

(открыта); 9 – насосный агрегат ПНУ; 10- электростанция;

11 – площадка установки подпорных агрегатов; 12 – ремонтный котлован

 


Рисунок 6.7 – Схема откачки нефти из ремонтируемого

Рисунок 6.8 – Схема откачки нефти из ремонтируемого участка

Или передвижную емкость

 

 

 

 

1 – освобождаемый от нефти участок нефтепровода; 2 – задвижка Ду 150,
Ру 6, 3 МПа; 3 – узел соединения с задвижками Ду 150, Ру 2, 5 Мпа; 4 – гибкий металлорукав Ду 150, Ру 2, 5-6, 3 МПа; 5 – подпорные насосы ЦНС 150-50;
6 – переходник 100 150 с узлом соединения; 7 – трубы ПМТ Ду 150
Ру-6, 3 МПа; 8 – металлорукав Ду 150, Ру 2, 5 МПа; 9 – задвижка Ду-150,
Ру-2, 5 МПа; 10 – трубы Ду 150, полустационарные; 11 – приямок 12 – амбар с нефтью; 13 – источники питания электродвигателей подпорных насосов

 

 

Рисунок 6.9 – Схема откачки нефти из ремонтируемого

нефтепровода в амбар

 

 

 

 

1 – освобождаемый от нефти участок нефтепровода; 2 – задвижка Ду 200,
Ру 6, 3 МПа; 3 – коллектор Ду 250; 4 – линейные задвижки (закрыты); 5 – гибкий металлорукав Ду 150, Ру 2, 5-6, 3 МПа; 6 – узел соединения с задвижками Ду 150,
Ру 2, 5 МПа; 7 – подпорный насос ЦНС 150-50; 8 – обратный клапан Ду 150,
Ру 2, 5 МПа; 9 – задвижка Ду-150, Ру 2, 5 МПа; 10 – коллектор Ду 250; 11 – трубы ПМТ Ду 150; 12 – гибкий металлорукав Ду 150, Ру 2, 5 МПа с наконечником;
13 – задвижка Ду 150, Ру 2, 5 МПа; 14 - полустационарная труба Ду 150; 15 – приямок 16 – амбар с нефтью; 17 – электростанции; 18 – металлорукавДу 200,
Ру 2, 5 МПа.

 

 

Рисунок 6.10 – Схема откачки нефти из ремонтируемого участка

двумя подпорными насосами в амбар

 

 

 

1 – магистральный нефтепровод; 2 – амбар – хранилище нефти; 3 – подпорный агрегат;
4 – полустационарные линии приема нефти Ду 150 с задвижками Ру 2, 5 МПа; 5 – гибкий металлорукав Ду 150, Ру 2, 5-6, 3 МПа с переходником; 6 – металлорукав Ду 150,
Ру 6, 3 МПа с переходником-наконечником ПМТ; 7 – трубопроводы ПМТ Ду 150
Ру-6, 3 МПа; 8 – металлорукав Ду 150, Ру 2, 5 МПа с переходником; 9 – насосный агрегат; 10 – гибкий металлорукав Ду 150, Ру 6, 3 МПа; 11 – обратный клапан Ду 100-150,
Ру 6, 3 МПа; 12- задвижка Ду 100-150, Ру 6, 3 МПа; 13 – коллектор высокого давления
Ду 250, Ру 6, 3 МПа; 14 – вантуз Ду 100-150, Ру 6, 3 МПа

 














Рисунок 6.11 – Схема подключения агрегатов для откачки нефти из амбара и закачки её в магистральный нефтепровод передвижными агрегатами

 

 

 

 

1 – магистральный нефтепровод; 2 – амбар – хранилище нефти; 3 – приемная линия нефти с задвижками Ду 150, Ру 2, 5 МПа; 4 – подпорный насос НЦС 150-50; 5 – металлорукав Ду 150, Ру 2, 5 МПа; 6 – трубопровод ПМТ Ду 150; 7 – обратный клапан и задвижка Ду 150, Ру 2, 5 МПа; 8 – коллектор Ду 250, Ру 2, 5 МПа; 9 – металлорукав
Ду 150, Ру 2, 5 МПа с наконечниками; 10 – передвижная насосная установка; 11 – рукав с металлооплеткой Ду 100-150, Ру 6, 3 МПа с наконечником-переходником; 12 – трубопровод Ду 150, Ру 6, 3 МПа; 13 – обратный клапан Ду 150, Ру 6, 3 МПа; 14 – вантуз, узел подключения Ду 150, Ру 6, 3 МПа к магистральному нефтепроводу

 

 

Рисунок 6.12 – Схема откачки нефти из амбара параллельно включенными

подпорными насосами на прием одного основного агрегата и

закачка нефти в магистральный нефтепровод одним и двумя

основными агрегатами (через один коллектор)


 

Вантуз Ду 200 может устанавливаться с применением гребенки на два агрегата. Вантузы для всасывающей линии насосной установки, как правило, врезаются на заменяемый участок нефтепровода. К одному вантузу, предназначенному для закачки нефти, Ду150 может быть подключено не более 3-х насосных агрегатов. Расстояние между насосными агрегатами должно быть не менее 8 м. Схемы обвязки насосных агрегатов для откачки в параллельный нефтепровод приведены на рис 6.1-6.5.

6.11 Перед началом работ по откачке подготавливаются площадки для установки основных, подпорных насосных установок, агрегатов и электростанций.

Подпорный насос устанавливается в непосредственной близости к месту откачки нефти. Основной агрегат должен располагаться на расстоянии не менее 50 м от вантузов откачки и закачки нефти и на расстоянии не менее 40 м от подпорного агрегата. Расстояние между основными насосными агрегатами должно быть не менее 8 м. Электростанция устанавливается на ровной площадке, на расстоянии не менее 50 м от мест откачки – закачки нефти и от основного агрегата. При расстановке оборудования должна обеспечиваться возможность маневрирования и беспрепятственного движения техники в экстренных случаях.

6.12 Подготовка насосных агрегатов к проведению откачки производится в следующей последовательности:

- рассчитывается по картам режимов работы нефтепровода давление в точке закачки нефти. Принимается максимальное значение давления;

- выполняется трубопроводная обвязка основных и подпорных насосных агрегатов. Трубы обвязки основных насосных агрегатов до места закачки должны быть испытаны на давление 1, 25Рраб, где Рраб максимальное рабочее давление основных насосных агрегатов. Обвязка линий от вантуза откачки до приема основных агрегатов испытывается на давление 1, 25 Рт, где
Рт - максимально возможное давление на месте откачки после остановки нефтепровода;

- основные и подпорные насосы, электростанции заземляются штатными заземлителями и заземляющими проводниками;

- устанавливаются манометры на узлах ближайших линейных задвижек и насосных агрегатах для контроля давления в опорожняемом нефтепроводе и на участке закачки нефти (действующем нефтепроводе);

- проверяется полнота закрытия вантузов на опорожняемом и заполняемом нефтепроводах, демонтируются заглушки. На вантуз, через который производится закачка нефти, устанавливается обратный клапан;

- выполняется обвязка подпорного агрегата, обеспечивающая исключение его из работы задвижками при избыточном давлении в опорожняемом нефтепроводе более допустимого давления на входе подпорного насоса;

- при обнаружении негерметичности элементов обвязки насосного агрегата необходимо устранить течь в соединительных узлах, произвести переопрессовку обвязки агрегатов, вышедшая нефть должна быть немедленно убрана. Для предупреждения загрязнения места проведения работ, необходимо использовать специальные емкости для сбора нефти;

- прокладываются питающие кабели от щитов генераторов к электродвигателям подпорных насосных агрегатов и выполняется соединение их через специальные разъемы;

- кабели укладываются на инвентарные подставки над уровнем земли не менее 1 м и расстоянием между подставками 5…6 м, в ночное время кабельная линия должна быть освещена;

- о прохождении кабеля проводится инстуктаж с работниками, занятыми производством работ;

- удаляются технические средства, оборудование, материалы, не используемые для операций по откачке и закачке нефти, на 100 м от места производства работ;

- выставляется противопожарный пост (не менее одного пожарного автомобиля);

- проверяется готовность вспомогательных трубопроводов для откачки к приему нефти в параллельный нефтепровод и оформляется разрешение диспетчера ОАО МН на закачку.

6.13 При давлении в опорожняемом нефтепроводе, превышающем допустимое давление на входе подпорного насоса, откачка производится основными агрегатами. Подпорные агрегаты должны быть отключены отсекающими задвижками.

6.14 При закачке нефти задвижки приемного нефтепровода по трассе должны быть открыты, поток закачиваемой нефти должен иметь выход в резервуарный парк.

6.15 При снижении давления в опорожняемом нефтепроводе до допустимого давления на входе подпорного насоса, останавливается перекачка нефти, закрываются приемная и выкидная задвижки и производится переключение откачки нефти с подключением подпорных насосов.

6.16 Подпорные насосы должны быть обвязаны непосредственно на “всасывающий” вантуз или через устройства для дооткачки нефти. Устройства должны иметь разрешение Госгортехнадзора России на применение и должны быть изготовлены на специализированном предприятии, имеющем разрешение. Устройства для дооткачки нефти устанавливаются на вантузы в соответствии с инструкцией изготовителя, с обязательным креплением и фиксацией подвижной заборной трубы к вантузу.

При откачке нефти насосными агрегатами типа ПНУ, ПНА к приемному патрубку одного основного агрегата могут подключаться два подпорных насоса и соединяться с общим коллектором Ду 250 при помощи металлорукавов Ду 150, коллектор соединяется с ПМТ Ду 150 и далее по схеме при помощи металлорукавов с приемным патрубком основного насоса.

6.17 После включения в схему откачки подпорных агрегатов и проверки соединений на герметичность, возобновляется перекачка нефти в параллельный нефтепровод.

6.18 Во время откачки-закачки нефти производится:

- контроль показаний манометров, установленных на выходе насосных агрегатов и в местах откачки-закачки нефти, величин давлений для соблюдения заданного режима работы нефтепровода и откачивающих агрегатов;

- обеспечение работы насосных агрегатов и предотвращение образования вакуума открытием вантузов для подачи воздуха в опорожняемый участок нефтепровода. При открытии вантуза впуска воздуха должны соблюдаться правила безопасности, приведенные в разделе “Меры безопасности при выполнении работ …” в п. 6.61, 6.62, разделе 15;

- учет количества откачиваемой нефти ведется по расходомерам, установленным на ПНУ или, при отсутствии расходомеров, расчетным методом по давлению в опорожняемом от нефти трубопроводе, контроль осуществляя через диспетчерскую службу по количеству нефти, поступившей в приемные резервуары НПС. Учет количества откачиваемой нефти, технологические параметры работы насосов необходимо регистрировать в журналах (Приложение Г);

- для предупреждения работы насосных агрегатов в кавитационном режиме по мере снижения давления и уровня нефти в нефтепроводе насосные агрегаты следует последовательно выводить из работы; остановку агрегатов необходимо проводить в порядке, установленном инструкцией по эксплуатации насосных агрегатов;

- постоянный контроль за показаниями контрольно-измерительных приборов насосного агрегата, соблюдением правил эксплуатации насосных агрегатов, не допуская отклонения параметров работы от установленных заводом-изготовителем;

 - не допускать присутствия на месте производства работ лиц, не участвующих в операциях по откачке-закачке нефти;

- не допускать загрязнения рабочей зоны нефтью. При появлении течи в соединениях и узлах обвязки насосных агрегатов, откачка и закачка нефти останавливается, выявленные неплотности устраняются, убирается разлитая нефть и загрязненный грунт, после чего откачка нефти возобновляется.

6.19 После завершения откачки (закачки) нефти и остановки насосных агрегатов необходимо:

- закрыть задвижки на вантузах для откачки и закачки нефти;

- опорожнить от нефти трубопроводы обвязки насосных агрегатов;

- демонтировать обратные клапаны (на вантузе закачки) и коллекторы на выкидной и приемной линиях насосных агрегатов, разобрать всасывающие и напорные трубопроводы, оставшуюся в насосах и трубопроводах нефть слить в специально для этого предназначенную емкость;

- отсоединить токоподводящие кабели и намотать их на катушку;

- уложить разобранный трубопровод в пакеты, закрыть патрубки насосов заглушками, погрузить на платформу автомобиля подпорные насосы и закрепить их, погрузить на платформу всасывающие и напорные рукава и ПМТ-150;

- произвести очистку насосной установки, очистить место производства работ от остатков нефти и загрязненного грунта.

Все работы по уборке остатков нефти и загрязненого грунта должны быть выполнены в полном объеме до начала огневых работ (подгонка, сварка и др.) и должны производятся как в период производства работ по откачке нефти, так и после ее завершения.

6.20 Вантузы для подачи воздуха в нефтепровод остаются открытыми до окончания сварочных работ для предотвращения создания избыточного давления воздуха в трубопроводе. При открытых вантузах выставляется наблюдательный пост не менее чем из 2-х человек для наблюдения за уровнем нефти и для предотвращения доступа посторонних лиц.

После закрытия вантузной задвижки на нее устанавливается эллиптическая заглушка, после вывода нефтепровода на заданный режим работы должен быть выполнен контроль герметичности вантуза, затем штурвал должен быть снят, колодец закрыт на замок.

6.21 После окончания работ по откачке-закачке, обустройство вантузов выполняется согласно требованиям п. 3.20, готовится исполнительная документация в соответствии с п.3.21.




Самотеком в резервуары НПС

6.29 Сброс нефти из освобождаемого участка нефтепровода самотеком осуществляется при наличии перепада высотных отметок опорожняемого участка и резервуаров НПС.

6.30 Линейные задвижки по трассе нефтепровода от опорожняемого участка до резервуарного парка и задвижки подключения резервуаров НПС должны быть полностью открыты, остальные задвижки закрываются. На опорожняемом участке открываются вантузы, для подачи воздуха с целью предотвращения образования вакуума в нефтепроводе. При их отсутствии необходимо сделать врезку вантузов диаметром согласно таблице 3.2 на выбранных высоких точках профиля трассы.

6.31 Количество поступившей нефти контролируется по уровню в заполняемых резервуарах.

6.32 После поступления нефти в количестве, соответствующем расчетному объему, и при отсутствии нефти на месте врезки закрываются секущие задвижки на ремонтируемом участке.

Требования к применяемой арматуре и оборудованию

6.59 Арматура, оборудование, трубопроводы и соединительные детали обвязки, насосное оборудование должны иметь паспорта, формуляры, инструкции по эксплуатации, разрешение Госгортехнадзора России к применению на опасных производственных объектах.

6.60 Техническое обслуживание оборудования должно проводиться с установленной заводом-изготовителем периодичностью, согласно графику обслуживания и ремонта, согласно инструкций по эксплуатации, утвержденных главными инженерами ОАО МН.

Рисунок 7.1 – Схема безогневой вырезки участка нефтепровода труборезами

 

 

 

 

1 - рабочий котлован; 2 – трубопровод; 3 - труборез; 4 - провода заземления труборезов со штырями; 5 - пульт управления трубореза; 6 - шунтирующая перемычка; 7 - фундамент задвижки; 8 – задвижка

 

Рисунок 7.2 – Схема безогневой вырезки задвижки нефтепровода труборезами

 

 

1 - рабочий котлован; 2 - трубопровод; 3 - труборез; 4 - пульт труборезом;

 5 - провода заземления труборезов; 6 - шунтирующая перемычка

 

 

Рисунок 7.3 – Схема безогневой вырезки тройника труборезами

 


7.11 При вырезке тройника одновременно устанавливаются и работают три труборезных машины.

7.12 Работы при резке труб следует проводить с соблюдением следующих требований и в последовательности:

- проверить и убедиться в полной исправности и комплектности применяемого оборудования до начала работ;

- разметить место реза и установить труборез на трубопровод, при монтаже удерживать его грузоподъемным механизмом до тех пор, пока не будут натянуты цепи;

- установить электрощит управления на расстоянии не менее 30 м от места проведения работ;

- выполнить расключение силовых кабелей, заземлить труборез и пульт управления;

- проверить силовые кабели на отсутствие внешних повреждений;

- подготовить емкость с охлаждающей жидкостью вместимостью 50 л для обеспечения постоянного охлаждения фрезы во время резки;

- застопорить вырезаемую “катушку” (арматуру) грузоподъемным механизмом;

- произвести вырезку “катушки” в соответствии с инструкцией по эксплуатации трубореза, при движении трубореза по трубопроводу не допускать попадания силового и заземляющего кабелей, шунтирующих перемычек в зону работы фрезы, не допускать натяжки кабеля;

- для избежания защемления режущего диска фрезы при резке труб, вследствие освобождающихся напряжений, необходимо вбивать клинья в надрез через каждые 250…300 мм на расстоянии 50…60 мм от режущего инструмента. Клинья должны быть изготовлены из искробезопасного материала.

Грузоподъемные работы по монтажу и демонтажу труборезов, поддержке и удалению вырезаемых деталей выполнять с помощью грузоподъемных механизмов в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов.

7.13 Работа по вырезке “катушек” безогневым методом отрезными машинками запрещается:

- при отсутствии предохранительного кожуха на фрезе;

- без равномерного постоянного охлаждения фрезы;

- без заземления пульта управления, трубореза, передвижной электростанции;

- при наличии людей в рабочем котловане, не занятых в работе по вырезке “катушки”;

- при расстоянии между стенкой котлована и труборезом менее 0, 5 м;

- при скорости вращения фрезы более 60 об/мин.

7.14 После окончания работ по вырезке дефектного участка трубы, задвижки или соединительного элемента труборезные машинки демонтируются, ремонтный котлован освобождается от вырезанных “катушек”, деталей и зачищается от замазученности.

 


Рисунок 7.4 – Схема строповки демонтируемых элементов трубопровода

 


8 ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ПОЛОСТИ ТРУБ НЕФТЕПРОВОДА*

8.1* После освобождения нефтепровода от нефти, вырезки дефектной “катушки” до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ, внутренняя полость трубопровода должна быть перекрыта.

Внутренняя полость трубопровода линейной части магистральных нефтепроводов Ду 400 мм и более должна перекрываться герметизаторами из резинокордной оболочки типа “Кайман” и пневматическими заглушающими устройствами (ПЗУ).

При ремонте с заменой участков технологических нефтепроводов НПС и нефтебаз, а также камер приема-пуска СОД, тройниковых узлов, резервных ниток подводных переходов МН без камер приема СОД для герметизации внутренней полости нефтепровода применяется глина.

8.2* Выполнение работ по герметизации трубопроводов должно осуществляться по наряду-допуску и Плану производства работ (ППР).

В ППР и наряде-допуске должен быть указан способ перекрытия, вид герметизаторов, применяемых для герметизации каждого участка трубопровода.

8.3* В составе Плана производства работ (ППР) на вырезку и врезку “катушки” должен предусматриваться раздел на проведение работ по герметизации внутренней полости трубопроводов, в котором должны указываться тип применяемых герметизаторов, схемы их установки, порядок установки герметизаторов, технология вывода герметизаторов из работы, схема пропуска по нефтепроводу после окончания ремонтных работ в соответствии с Регламентом по технологии герметизации внутренней полости трубопроводов линейной части магистральных нефтепроводов с исключением применения глины и настоящего Регламента. Кроме того, должен быть произведен расчет времени работы нефтепровода сниженным режимом при прохождении по нефтепроводу герметизаторов с учетом требований Регламента по организации планирования и оформления остановок магистральных нефтепроводов.

8.4* Применение герметизаторов разрешается на участках магистральных нефтепроводов, оборудованных камерами приема СОД (камеры приема средств очистки, диагностики). При наличии промежуточных НПС узлы подключения насосных станций должны быть оборудованы камерами приема, пуска или пропуска СОД (обвязка камер пропуска должна обеспечивать пропуск герметизаторов как с остановкой, так и без остановки промежуточной НПС).

Герметизаторы удаляются с места проведения ремонтных работ после их окончания потоком перекачиваемой нефти до камер приема СОД, которые используются для приема герметизаторов.

С целью гарантированного определения местоположения герметизаторов “Кайман” при движении их по нефтепроводу, после завершения ремонтных работ и заполнения нефтепровода нефтью, каждый герметизатор должен быть оснащен трансмиттером. Расход нефти должен обеспечить скорость движения герметизаторов по нефтепроводу.

8.5* Комплекс подготовительных и основных работ по герметизации внутренней полости магистрального нефтепровода, а также разрабатываемая на эти работы документация должны выполняться в соответствии с требованиями нормативных документов, указанных в п.1.3.


Подготовка и установка герметизаторов

8.18* Установка герметизаторов в полость нефтепровода производится с открытого торца трубопровода по схеме, указанной на рисунке 8.4.

А – расстояние от открытого торца до герметизатора – 1000 мм

* – защитный экран применяется при установке ПЗУ

Рисунок 8.4 – Схема установки герметизаторов

8.19* Установка герметизаторов должна проводиться при отсутствии избыточного давления и притока нефти в трубопроводе. Перед этим ремонтный котлован должен быть зачищен от остатков нефти и места загрязнений должны быть засыпаны свежим грунтом.

Перед установкой герметизаторов внутренняя поверхность трубопровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину не менее 2Д +1 м, где Д – диаметр трубопровода в метрах.

8.20* Герметизаторы устанавливаются в трубопровод в соответствии с инструкциями по их эксплуатации и применению, утвержденными главным инженером ОАО МН (РНУ). Для предотвращения повреждения герметизатора (ПЗУ) и шланга подачи воздуха при ведении огневых работ перед ними на расстоянии 50 мм должен быть установлен съемный защитный экран, прикрывающий сечение трубопровода. Перед началом сварочных работ защитный экран удаляется из полости трубопровода.

Расстояние от торца трубы до герметизатора должно соответствовать требованиям инструкции герметизаторов, но должно быть не менее 1000 мм.

8.21* После установки герметизаторов в трубопровод и проветривания ремонтного котлована производится анализ воздушной среды. Отбор проб для оценки состояния газовоздушной среды проводится инструментальным методом внутри загерметизированного трубопровода со стороны открытого конца трубы, на расстоянии не более 50 мм от торцевой поверхности по периметру окружности герметизатора. При концентрации паров нефти ниже 0, 01 % объемных единиц (300 мг/м3) рабочее место считается подготовленным к выполнению огневых работ и подгонке “катушки”.

8.22* Контроль за состоянием газовоздушной среды должен производиться через отверстия диаметром 8…12 мм, просверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 80…150 мм от герметизатора в сторону “катушки” у каждого стыка на расстоянии не менее 100 мм от продольных и поперечных сварных швов (рисунок 8.5 а, б).

В – расстояние для герметизатора “Кайман” 80-100 мм,

для ПЗУ – 100-150 мм

Рисунок 8.5 а – Схема отбора проб при монтаже и сварке “катушки”

В – расстояние для герметизатора “Кайман” 80-100 мм,

для ПЗУ – 100-150 мм

Рисунок 8.5 б –Схема отбора проб при подключении участка

                      трубопровода методом захлеста



Труб нефтепровода

8.52 До производства работ по зачистке ремонтного котлована от нефти и парафина необходимо произвести анализ воздуха. При превышении ПДК (300 мг/м³ ) производится проветривание и дегазация ремонтного котлована осевыми вентиляторами во взрывобезопасном исполнении.

8.53 Запрещается передвижение техники, не занятой в производстве строительно-монтажных работ, ближе 10 м от края ремонтного котлована.

8.54 Запрещается размещение механизмов и техники, участвующих в работе по герметизации полости нефтепровода, на расстоянии менее 1, 5 м от бровки траншеи.

8.55 При герметизации внутренней полости трубопровода в ремонтном котловане должны находиться только работники, занятые набивкой тампона и установкой герметизатора.

8.56 При выполнении работ по очистке внутренней полости от остатков нефти, в начальной стадии набивки тампона и при установке герметизатора для страховки работника необходимо использовать монтажный пояс со страховочной веревкой; страхующих должно быть не менее 2 человек. На поясе и страховочной веревке должны быть бирки с указанием инвентарного номера, даты следующего испытания. Применение поясов и страховочных веревок с истекшими сроками испытания запрещается.

8.57 При проведении работ по укладке упорной стенки и установке тампонов-герметизаторов из резинокордной оболочки работающие должны использовать противогазы типа ПШ-1, ПШ-2.

8.58 Запрещается применение герметизаторов и трамбовка глиняного тампона способами и механизированными устройствами, не имеющими разрешение на применение и не указанными в инструкциях утвержденных главным инженером ОАО МН.

8.59 Освещение ремонтного котлована должно осуществляться прожекторами или светильниками во взрывобезопасном исполнении. Силовые кабели должны быть уложены на инвентарные стойки в местах, исключающих их повреждение и за пределами зоны движения техники.

8.60* При подготовке ремонтного котлована, центровке “катушки”, выполнении сварочно-монтажных работ и других технологических операций должны быть соблюдены требования раздела 15 РД 153-39.4Р-130-2002.

 

 



ПОДГОТОВКА И ПРОИЗВОДСТВО

СВАРОЧНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ

Требования к трубам, “катушкам”, соединительным деталям и

Образец маркировки


Д


0, 25 м            Д

 

9.7 Соединительные детали (отводы гнутые, тройники, переходники) должны:

- соответствовать проекту по рабочему давлению, диаметру и толщине;

- иметь заводские паспорта (сертификаты);

- иметь маркировку с заводским номером детали.

Соединительные детали и запорная арматура, применяемые для ремонта, перед установкой на МН должны пройти входной контроль в соответствии с Регламентом входного контроля запорной арматуры и фасонных изделий.

Предварительное гидроиспытание соединительных деталей и запорной арматуры (задвижка, обратный клапан) производится в тех случаях, когда после установки в действующий нефтепровод не представляется возможным, до заполнения нефтью, выполнить их гидроиспытание.

Соединительные детали должны быть испытаны на заводское испытательное давление в течение 24 часов.

9.8 Соединительные детали и арматура с дефектами на их поверхностях к установке в нефтепровод не допускаются.

К таким дефектам относятся:

- царапины, риски, задиры, трещины;

- гофры, вмятины, расслоения;

- коррозионные повреждения.

 

Стыковка (подгонка) трубопроводов методом установки “катушек” или захлёстов, установка и монтаж запорной



Таблица – 9.1 - Величина зазора в стыках при сборке

Способ сварки Диаметр электрода, мм Величина зазора, мм

Ручная дуговая сварка элекродами с основным покрытием

2, 5 - 2, 6 2, 0 - 3, 0
3, 0 - 3, 2 2, 5 - 3, 5

 

9.26 После центровки, регулировки зазора между концами труб и “катушки” выполнить прихватки.

Длина и количество прихваток указана в таблице 9.2

 

Таблица 9.2 - Длина и количество прихваток по периметру сварного стыка

Диаметр стыка, мм Ориентировочное количество прихваток, не менее Длина прихваток, не менее, мм
до 159 2 30-40
свыше 159 до 426 3 40-50
свыше 426 до 720 3 60-100
свыше 720 до 1020 4 100-150
свыше 1220 4 150-200

 

После выполнения всех прихваток сварка стыков производится в соответствии с технологической картой (Приложение Ж.1).

9.27 При сборке сварных стыков запрещается:

- нагрев свыше 250 °С стенки трубы для последующей гибки кромок труб или исправления вмятин;

- гибка кромок труб ударами кувалды.

9.28 Сборка и сварка захлесточных стыков должны выполняться по специально разработанным технологическим картам.

9.29 Исходное состояние трубопровода может быть следующее:

- концы трубопровода свободны (не засыпаны грунтом), находятся в траншее и могут перемещаться;

- один конец трубопровода засыпан грунтом, а другой имеет свободное перемещение.

9.30 При выполнении захлеста концы перемещаемых участков трубопровода вскрываются из расчета необходимости перемещения конца трубопровода на расстояние (высоту), равное диаметру трубопровода плюс 0, 3 м, указанное в таблице Е.2 (Приложения Е) от места выполнения захлесточного стыка. Стык должен располагаться на расстоянии не менее одного диаметра от соседнего кольцевого шва. Соединение концов трубопровода выполняется сваркой одного кольцевого стыка.

9.31 Захлесточный стык выполняется в следующем порядке:

- защемленный конец трубопровода (или один из свободных концов) готовится под сварку;

- устанавливается на него наружный центратор;

- на конец второй плети устанавливается мягкое полотенце;

- трубоукладчиком приподнимается конец второй плети, укладывается рядом с защемленным концом трубопровода;

- ориентируясь на защемленный торец, установить на вывешенном конце трубопровода мягкий шаблон на предполагаемой линии реза (предполагаемая линия реза должна быть в плоскости торца защемленного конца);

+- по шаблону выполнить разметку места реза;

- выполнить резку и последующую обработку кромок под сварку шлифовальной машинкой;

- выполнить пробную стыковку захлеста, при необходимости, подшлифовать торцы трубопровода;

- совместить подготовленные под сварку торцы трубопровода и на стык установить наружный центратор;

- регулировку зазора в стыке осуществлять путем изменения высоты подъема подвижной части трубопровода стрелой трубоукладчика;

- при получении требуемого зазора (таблица 9.2) закрепить центратор, произвести предварительный подогрев согласно таблице 9.3;

- выполнить прихватки, снять центратор и зачистить прихватки;

- произвести сварку стыка в соответствии с технологической картой (Приложение Ж. 2);

- провести неразрушающий контроль (радиографический и ультразвуковой) сварного стыка.

9.32 На выполненные ремонтные работы должна быть оформлена исполнительная документация в объеме, указанном в разделе 14.

9.33 При несоответствии качества сварного стыка захлеста требованиям ВСН 012-88, стык подлежит вырезке.

     Технологический разрыв в этом случае устраняется методом установки “катушки” в соответствии с разделом Технология установки “катушки” настоящего Регламента.

9.34 Сварку захлесточных стыков следует выполнять без перерывов.

9.35 После окончания сварки захлесточный стык следует накрыть теплоизолирующим поясом до полного остывания.

9.36 При выполнении захлестов запрещается:

- выполнение захлеста с использованием разнотолщинных труб;

- натяжка любого конца трубы для обеспечения необходимого зазора в сварном стыке;

- перемещение подвижного конца трубопровода с радиусом меньше радиуса упругого изгиба трубопровода (таблица Е.2 приложение Е).

 

Подготовка и проведение сварки

 

9.37 Подготовка к сварке и сварка соединительных деталей должны выполняться согласно технологических карт, входящих в состав ППР и разроботанных в соответствии с требованиями Инструкции по технологии сварки при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов РД 153-006-02, СНиП III-42-80*.

9.38 Перед началом сварочных работ производится сушка или подогрев торцов труб и прилегающих к ним участков.

Сушка торцов труб производится нагревом до температуры 20…50 °С при температуре воздуха ниже плюс 5 °С, и при наличии следов влаги на кромках.

9.39 Температура предварительного подогрева концов труб перед выполнением прихваток и сваркой корневого слоя устанавливается, в зависимости от эквивалента углерода стали Сэ, толщины стенки трубы, температуры окружающего воздуха и вида электрода в соответствии с таблицей 9.3.

 

Таблица 9.3 - Температура предварительного подогрева при сварке

            корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия

 

Эквивалент

углерода, С,

%

Температура предварительного подогрева (°С) при толщине стенки трубы, мм

До 8, 0 8, 1-10 10, 1-12 12.1-14 14, 1-16 16, 1-18 18.1-20 свыше 20
0, 37-0, 41 * * * * - 35 º С -20 º С -5 º С 1
0, 42-0, 46 * * * -15 º С +5 º С 1 1 1

 

Примечание: В таблице приняты обозначения:

                      * - подогрев не требуется;

                      -15 – подогрев до 100 °С при температуре окружающего воздуха

                        ниже указанной;

                      1 – подогрев до 100 °С независимо от температуры воздуха.

 

 

9.40 Температура предварительного подогрева перед сваркой труб из сталей с разной величиной содержания углерода выбирается по большему значению величины эквивалента углерода. Подогрев осуществляется кольцевыми подогревателями, горелками или путем индукционного нагрева.

9.41 Контроль температуры подогрева проводится контактными термометрами или термокарандашами, не менее чем в трех точках на расстоянии 10…15 мм от торца трубы, на зачищенных от изоляции местах.

9.42 Электроды перед выдачей в производство должны подвергаться прокаливанию в течение часа при температуре 300…350 °С. Количество циклов прокаливания электродов должно быть не более 5 раз (при общем времени прокаливания не более 10 ч).

9.43 Прихватки должны располагаться равномерно по периметру. Количество прихваток и их длина зависят от диаметра трубы и должны соответствовать данным, приведенным в таблице 9.2.

Технологические прихватки следует выполнять не ближе 100 мм от продольных швов трубы (детали).

Режимы сварки при выполнении прихваток должны соответствовать режимам сварки корневого слоя шва.

После выполнения прихваток, они должны быть зачищены.

9.44 Ручную дуговую сварку следует выполнять электродами с основным покрытием. Направление сварки снизу вверх.

9.45 Сварочные работы должны выполняться в соответствии с технологическими картами по видам работ.

Сварку корневого и последующих слоев сварного шва для труб диаметром 720…1220 мм выполняют не менее чем два сварщика.

9.46 Сварочные электроды, применяемые для сварки и ремонта объектов МН, должны соответствовать таблице 9.4.

Таблица 9.4 - Электроды с покрытием основного вида для сварки и

                     ремонта неповоротных стыков труб при строительстве,

                     реконструкции и ремонте нефтепроводов

 

№ п/п Назначение Марка электрода Диаметр, мм Производитель
1 2 3 4 5
1

Для сварки и ремонта корневого слоя шва и выполнения подварочного слоя (*) стыков труб из стали с нормативным пределом прочности до 588 МПа включительно (1-я, 2-я, 3-я и 4-я группы)

ЛБ-52У (LB-52U) 2, 6; 3, 2 Kode Steel (Япония)
2. Феникс К50Р Мод (Phoenix K50R Mod) 2, 5; 3, 2 Bohler-Thyssen Schweisstechnik (Германия)
3. Ок 53.70 2, 5; 3, 2 ESAB AB (Швеция)
4. ОК 53.70 2, 5; 3, 0 “ECAБ СВЕЛ” (Россия, г. Санкт-Петербург)
5. ОК 53.70** 2, 5; 3, 0 “СИБЭС” (Россия, г. Тюмень)
6. Фокс ЕВ Пайп (Fox EV Pipe) 2, 6; 3, 2 Bohler-Thyssen Welding (Австрия)
7. Линкольн 16П (Lincoln 16P) 2, 6; 3, 2 Lincoln Electric (США)

 

 

Продолжение таблицы 9.4

8.   МТГ –01К 2, 5; 3, 0 Сычевский электродный завод (Россия, г. Сычевка)
9.

Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва стыков труб из стали с нормативным пределом прочности до 530 МПа включительно (1-я и 2-я группы)

ЛБ-52У (LB-52U) 3, 2; 4, 0 Kode Steel (Япония)
10. Феникс К50Р Мод (Phoenix K50R Mod) 3, 2; 4, 0 Bohler-Thyssen Schweisstechnik (Германия)
11. ОК 53.70 3, 2; 4, 0 ESAB AB (Швеция)
12. ОК 53.70**   “СИБЭС” (Россия, г. Тюмень)
13. Фокс ЕВ Пайп (Fox EV Pipe) 3, 2; 4, 0 Bohler-Thyssen Welding (Австрия)
14. Линкольн 16П (Lincoln 16P) 3, 2; 4, 0 Lincoln Electric (США)
15. МТГ –01К 3, 0 Сычевский электродный завод (Россия, г. Сычевка)
16. МТГ 02 4, 0 Сычевский электродный завод (Россия, г. Сычевка)
17. ОК 48.04 3, 0; 4, 0 “СИБЭС” (Россия, г. Тюмень)
18. ОК 48.08** 3, 2; 4, 0 ESAB AB (Швеция)
19.

Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва стыков труб из стали с нормативным пределом прочности от 539 до 588 МПа включительно (3-я группа)

ОК 74.70 3, 2; 4, 0 ESAB AB (Швеция)
20. Линкольн 18П (Lincoln 18P) 3, 2; 4, 0 Lincoln Electric (США)
21. Кессель 5520 Мо (Kessel 5520 Mo) 3, 2; 4, 0 Bohler Schweisstechnik Deutschland (Германия)
22. ОК 74.70** 4, 0 “СИБЭС” (Россия, г. Тюмень)
23. МТГ -03 3, 0; 4, 0 Сычевский электродный завод (Россия, г. Сычевка)
24. Шварц –3К Мод                    (Schwarz –3K Mod) 3, 2; 4, 0 Bohler-Thyssen Schweisstechnik (Германия)
25. Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва стыков труб из стали с нормативным пределом прочности до 637 МПа включительно (4-я группа) ОК 74.78** 4, 0 ESAB AB (Швеция)

 

Примечания: (*)сварку подварочного слоя выполнять электродами №№ 1-8 диаметром 3, 0; 3, 2 или 4, 0 мм;  

(**) электроды ОК 53.70 (СИБЭС), ОК 74.70 (СИБЭС), ОК 48.08 и
ОК 74.78 могут быть допущены к применению только после их аттестации в установленном порядке.

 

 

9.47 В случае сварки стыков труб из сталей различных групп прочности сварочные материалы должны выбираться, исходя из следующего:

- при различных значениях толщин стенок – по трубе более высокого класса прочности;

-при одинаковых значениях толщин стенок стыкуемых труб – по трубе менее высокого класса прочности.

9.48 Рекомендуемые значения сварочного тока при сварке приведены в таблице 9.5.

Таблица 9.5 – Рекомендуемые значения сварочного тока

в зависимости от марки и диаметра электродов

 

Назначение Марка электрода Диаметр, мм

Полярность

Сварочный ток, А
1 2 3

4

5
Для сварки и ремонта корневого слоя шва и выполнения подварочного слоя (*) стыков труб из стали с нормативным пределом прочности до 588 МПа включительно (1-я, 2-я, 3-я и 4-я группы)

ЛБ-52У

Феникс К50Р Мод

ОК 53.70

Фокс ЕВ Пайп

Линкольн 16П

МТГ-01К

 

 

 
Корневой 2, 5 3, 0-3, 2

обратная

70-90 80-120
Подварочный 3, 0-3, 2 4

обратная

90-120 130-160
Для сварки и ремонта труб из стали с нормативным пределом прочности до 530 МПа включительно (1-я и 2-я группы)   ЛБ-52У Феникс К50Р Мод ОК 53.70 Фокс ЕВ Пайп Линкольн 16П МТГ-01К  

 

 
  МТГ-02 ОК 48.04*** ОК 48.08**  

 

 
Заполняющие слои     3, 0 4, 0

обратная

90-130 140-170
Облицовочный слой   3, 0 4, 0 90-120 130-160
Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва стыков труб из стали с нормативным пределом прочности от 539 до 588 МПа включительно (3-я группа) Линкольн 18П Кессель 5520 Мо ОК 74.70** МТГ-03 Шварц-3К Мод

 

     
           

 

Окончание таблицы 9.5

1

2

3

4

5

 
 

Заполняющие слои

 

 

3, 0

4, 0

обратная

90-130

140-170

 

Облицовочный слой

 

3, 0

4, 0

90-120

130-160

 

Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва стыков труб из стали с нормативным пределом прочности
637 МПа (4-я группа)

ОК 74.78**

4, 0

обратная

130-160

 

 

 

Примечание: (*) – сварку подварочного слоя выполнять электродами диаметром 3, 0/3, 2 или 4, 0 мм; (**) – электроды ОК 48.08; ОК 74.78;
ОК 74-70 (СИБЭС) могут быть допущены к применению только после их аттестации в установленном порядке.

 

                     

 

 

9.49 При вынужденных перерывах во время сварки (корневого) слоя шва необходимо поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева.

Если это условие было не соблюдено, то стык должен быть вырезан и сварен вновь.

Минимально допустимое число слоев шва при ручной дуговой сварке указано в таблице 9.6.

 

Таблица 9.6 - Минимальное число слоев при сварке электродами

                  с основным покрытием

Толщина стенки, мм 7-11, 8 12-15, 3 15, 7-18, 7 19-20
  Минимальное число слоев шва   3 4 5 6

 

9.50 Каждый слой шва, перед наложением последующего, зачищается от шлака и брызг механическим способом (шлифмашинкой). При сварке начало каждого следующего слоя должно смещаться относительно предыдущего не менее чем на 30 мм. Места окончания сварки смежных слоев шва должны быть смещены относительно друг друга не менее чем на 70…100 мм.

9.51 Сварка завершается выполнением облицовочного слоя. Облицовочный слой шва должен перекрывать основной металл на 1, 5…2, 5 мм с каждой стороны разделки и иметь усиление 1…3 мм. Грубые участки поверхности облицовочного слоя, а также участки с превышением усиления шва, следует обработать шлифовальным кругом.

9.52 После окончания сварки должно быть выполнено клеймение сварных швов труб клеймом сварщика или бригады сварщика на наружной поверхности трубы на расстоянии 100…150 мм от сварного шва:

- механическим способом для сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву до 55 кгс/мм2;

- несмываемой краской для сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву свыше 55 кгс/мм2.

9.53 Запрещается вести сварку с применением любых присадок, подаваемых дополнительно в зону дуги или закладываемых в разделку.

9.54 Сварочные работы при наличии атмосферных осадков (дождь, снег) и ветре свыше 10 м/с должны вестись с инвентарными укрытиями, исключающими попадание осадков на сварной стык.

9.55 После окончания сварочных работ производится контроль качества сварных стыков в соответствии с требованиями раздела 11.

 




Требования к технологии сварки и сварщикам

 

9.56 До начала производства сварочных работ должна быть выполнена следующая технологическая подготовка работ:

а) определены виды и сроки аттестаций технологий сварочных работ;

б) разработаны технологические инструкции и технологические карты на сварочные работы;

в) аттестованы технология специальных сварочных работ и технологии ремонта дефектных стыков, применяемые на данном объекте;

г) определены виды и сроки аттестаций сварщиков;

д) получены положительные результаты заварки допускных стыков сварщиков;

е) оформлены и выданы сварщикам и газорезчикам необходимые квалификационные и разрешительные документы.

9.57 Сварщики, выполняющие сварочные работы по замене катушки, должны быть аттестованы в соответствии с действующими Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства системы магистральных нефтепроводов и иметь на руках действующие документы:

- аттестационное удостоверение сварщика или заверенную копию;

- удостоверение проверки знаний в области промышленной безопасности, охраны труда, пожарной безопасности;

- удостоверение по проверке знаний ПТЭ и ПТБ электроустановок.

9.58 В ОАО МН должна быть организована база данных сварщиков, допущенных к сварке стыков методом захлеста, “катушек”, стыков запорной арматуры, соединительных деталей, в которой указывается номер удостоверения, дата аттестации и метод ее проведения, срок следующей аттестации, дата сварки допускных стыков, перерывы в работе по сварке данных стыков, дата, места, причины допущенного брака.

9.59 Сварщик, допустивший в 1-й раз брак при сварке данных стыков, приведших к их вырезке или вышлифовке дефекта, не допускается к данным видам работ без положительных результатов сварки допускного стыка и проверки знаний комиссией ОАО МН.

9.60 Сварщик, допустивший 3 раза брак сварочного шва независимо от периода, в течение которого это произошло, а также от положительных результатов предыдущей сварки допускных стыков и проверки знаний, в дальнейшем не допускается к сварке данного вида стыков.



Требования к применяемым приспособлениям

 

9.61 Наружные центраторы, используемые для сборки труб и соединительных деталей, должны быть заводского изготовления. Центраторы не должны оставлять на трубе царапин, задиров, забоин, вмятин.

9.62 Инвентарные укрытия должны:

- обеспечить защиту зоны сварки при выпадении атмосферных осадков и скорости ветра, превышающей 10 м/сек;

- обеспечить неподвижность укрытия после установки его над зоной сварки;

- иметь огнестойкую пропитку полога укрытия;

- иметь устройства для вентиляции внутреннего пространства;

- обеспечивать безопасный вход и выход внутрь палатки ремонтного персонала.

9.63 Подогревающие устройства должны:

- обеспечивать равномерный нагрев торцов стыкуемых труб по их периметру до требуемой температуры;

- обеспечивать безопасное производство работ при их применении.

9.64 Стропы, грузозахватные приспособления должны иметь бирки, подтверждающие своевременное прохождение технического освидетельствования.

9.65 Термокарандаши или контактные термометры должны соответствовать техническим условиям.

9.66 Электрические углошлифовальные машины должны:

- иметь число оборотов, не превышающее 1000 об/мин;

- иметь защитный кожух над рабочим органом;

- иметь рабочее напряжение, не более 220 В;

- не иметь повреждений корпуса и изоляции силового кабеля.

9.67 Мягкие шаблоны должны иметь ровную боковую поверхность.

9.68 Лестницы, монтажные пояса должны быть исправными и испытанными в соответствии с требованиями, указанными в разделе 15.

Способам и оборудованию

 

10.1 Остаточную намагниченность труб, свариваемых в процессе ремонта МН, классифицируют в зависимости от величины напряженности магнитного поля или величины магнитной индукции, измеряемых на торцах труб. Остаточная намагниченность может быть:

- слабой – до 20 Гс (2 мТл);

- средней- от 20 до 100 Гс (2 до 10 мТл);

- высокой - более 100 Гс (10 мТл).

10.2 При средней и высокой остаточной намагниченности труб, сварка стыков трубопроводов сопровождается появлением эффекта “магнитного дутья”. При этом качество сварных швов не удовлетворяет требованиям
СНиП III-42-80*.

10.3 Для нейтрализации эффекта “магнитного дутья” проводится размагничивание свариваемых концов труб.

10.4 Применяются следующие методы размагничивания (магнитной компенсации) концов труб:

- размагничивание с помощью магнитного поля, создаваемого постоянным током;

- размагничивание с помощью магнитного поля, создаваемого переменным током;

- размагничивание с помощью электромагнитов;

- размагничивание с помощью постоянных магнитов.

10.5 Применяются следующие схемы размагничивания (магнитной компенсации) торцов труб:

- размагничивание отдельных труб с применением одного (двух) источников постоянного тока;

- размагничивание концов отдельных труб с применением двух источников постоянного тока;

- размагничивание двух концов отдельных труб с применением одного источника постоянного тока;

- размагничивание двух концов отдельных труб с применением одного источника переменного тока;

- размагничивание двух концов отдельных труб с применением электромагнита;

- размагничивание двух концов или корпуса отдельных труб с применением постоянного магнита.

10.6 Для выбора метода и схемы размагничивания необходимо определить величину и направление магнитного поля с помощью измерительных приборов.

Применяются следующие измерительные приборы:

- индикатор магнитного поля ИМП 97Х (предел измерений от 1 до 2000 Гс);

- гауссметр GM04;

- измеритель напряженности магнитного поля МФ23ИМ (предел измерений от 0, 5 мТл до 1000 мТл) и др.

10.7 Выбор метода и схемы размагничивания корпусов “катушек” или отдельных труб, торцов " катушек" и ремонтируемых труб производится по:

- результатам измерения остаточной намагниченности;

- наличию приборов и оснастки для компенсации намагничивания;

- техническим характеристикам сварочного оборудования, используемым для размагничивания.

 


Методы контроля

 

11.1 Контроль качества сварных соединений, при ремонте с заменой “катушек” и участка трубопровода, производится:

- операционным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки трубопроводов;

- визуальным контролем и обмером сварных соединений;

- проверкой сварных швов неразрушающими методами контроля (радиографическим, ультразвуковым).

11.2 Операционный контроль должен выполняться ответственным
за проведение сварочных работ на нефтепроводе.

11.3 При операционном контроле должно проверяться соответствие выполняемых работ технологическим картам сварочно-монтажных работ, требованиям РД 153-006-02, ВСН 006-89 и других нормативных документов.

11.4 При операционном контроле при сборке под сварку “катушки” и присоединяемых трубопроводов проверяются:

- соответствие разделки кромок соединительных концов деталей и арматуры условиям сварки;

- качество зачистки кромок и прилегающих к ним наружной и внутренней поверхностей;

- соблюдение допустимой разнотолщинности свариваемых элементов (труб, труб с деталями трубопроводов и труб с арматурой);

- величина смещения стыкуемых кромок;

- величина технологических зазоров в стыках;

- длина и количество прихваток, отсутствие трещин в прихватках;

- соответствие температуры предварительного подогрева температуре окружающего воздуха, эквиваленту углерода стали, толщины стенки трубы;

- величина смещения продольных заводских швов ремонтируемого трубопровода и “катушки”.

11.5 Собранный на прихватках стык проверяется ответственным за проведение сварочных работ на нефтепроводе на соответствие параметров нормативным требованиям, при их соответствии им дается разрешение на сварку стыков (Приложение Н).

11.6 При операционном контроле при выполнении сварки проверяются:

- применяемые сварочные материалы и режимы сварки;

- качество формирования швов;

- скорость ветра;

- наличие инвентарного укрытия места проведения сварочных работ при осадках и ветре.

11.7 Все сварные соединения подвергаются визуально-измерительному контролю. При осмотре сварного соединения проверяется:

- наличие клейм сварщиков, выполнявших сварку, в соответствии с
п. 4.6 СНиП III-42-80*;

- отсутствие трещин, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность дефектов, недопустимых подрезов, наплывов;

- соответствие геометрических размеров и формы сварного стыка нормативно-техническим требованиям;

- отсутствие следов зажигания дуги на теле трубы;

- смещение кромок труб после сварки;

- отсутствие брызг металла в околошовной зоне.

11.8 Все монтажные сварные соединения, выполненные дуговой сваркой в условиях центральной базы производственного обслуживания, при заготовке деталей конструктивных элементов, или на трассе нефтепровода, при замене дефектного участка, подлежат 100 % контролю физическими методами с учетом требований СНиП III-42-80*, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

11.9 Все кольцевые стыковые сварные швы, при врезке “катушки”, запорной арматуры, соединительных деталей, сферической заглушки и т.д. подлежат контролю радиографическим и ультразвуковым методами.

Угловые сварные швы, выполненные при ремонтных работах, подлежат 100 % контролю ультразвуковым методом и цветной дефектоскопией.

При проведении цветной дефектоскопии угловых сварных швов контролируется околошовная зона шириной 50 мм.

Швы обварки “чопиков” подлежат 100 % измерительному контролю и контролю ультразвуковым методом или цветной дефектоскопией.

11.10 Сварные соединения считаются годными, если по результатам измерительного контроля, а также после контроля неразрушающими методами, их качество удовлетворяет требованиям п. 4.32 СНиП III-42-80*,
“РД 153-006-02”, ВСН 012-88

11.11 Результаты контроля сварочных швов оформляются выдачей заключения на месте производства работ. Сроки выдачи заключения проверки качества сварных швов на одну деталь, в зависимости от диаметра трубопровода, приведены в таблице 11.1.

 

Таблица 11.1 Продолжительность проверки качества сварных швов

                   и выдачи заключения при замене «катушки», запорной

       арматуры, соединительных деталей трубопроводов

 

№ п/п Диаметр контролируемого нефтепровода, мм Продолжительность проведения неразрушающего контроля и выдачи заключений, ч
1. 373 1, 5
2. 426 2, 0
3. 530 2, 5
4. 720 3, 0
5. 820 3, 5
6. 1020 4, 0
7. 1220 4, 5

Время продолжительности дефектоскопии и выдачи заключений при контроле сварных швов в количестве более или менее двух, соответственно увеличивается или уменьшается на 30%.

 




Требования к дефектоскопическим лабораториям, специалистам

И применяемому оборудованию

 

11.26 Дефектоскопическая лаборатория должна обеспечивать в полевых условиях на месте производства работ проявку пленок и получение результатов рентгеногаммаграфирования. Дефектоскопическая лаборатория должна быть оснащена приборами ультразвуковой и цветной дефектоскопии, должна осуществлять выдачу заключений по всем видам дефектоскопии на месте ремонта в течение времени, указанного в таблице 11.1.

Дефектоскопические лаборатории для контроля качества сварных швов должны быть укомплектованы специалистами соответствующего квалификационного уровня с учетом требований ПБ 03 440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля.

11.27 К проведению неразрушающего контроля сварных соединений допускаются специалисты, аттестованные в соответствии с Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля, имеющие удостоверение.

11.28 Заключение о качестве проконтролированных сварных соединений имеют право выдавать и подписывать дефектоскописты, аттестованные на второй уровень по данному методу контроля.

11.29 Радиографический контроль сварных соединений трубопроводов должен осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 7512, ультразвуковой контроль в соответствии с требованиями ГОСТ 14782, цветная дефектоскопия сварных соединений - в соответствии с требованиями, установленными ГОСТ 18442. Для каждого вида контроля разрабатываются и утверждаются главным инженером ОАО МН операционно-технологические карты контроля.

11.30 Измерительный контроль должен проводиться по утвержденным в ОАО МН операционно-технологическим картам.

11.31 Все приборы и настроечные образцы, применяемые для проведения контроля сварных соединений на объектах МН, должны быть аттестованы и сертифицированы в установленном порядке.

При производстве работ по неразрушающему контролю на используемые приборы необходимо иметь:

- для рентгеновских аппаратов - копию акта технического состояния;

- для ультразвуковых дефектоскопов - копию свидетельства о метрологической поверке.



Подготовка нефтепровода к пуску, заполнение нефтепровода

 

12.1 После завершения запланированных сварочно-монтажных работ и получения положительных результатов дефектоскопического контроля сварных швов, по команде руководителя работ, должны выполняться следующие работы:

- обварка “чопиков”, забитых в технологические отверстия;

- установка эллиптических заглушек на вантузные задвижки;

- восстановление схемы электроснабжения, подача напряжения на пусковую аппаратуру управления линейных задвижек;

- установка на вантузы для выпуска газовоздушной смеси патрубков с горизонтальными отводами.

12.2 После получения положительных результатов дефектоскопического контроля сварных швов “чопиков”, ответственный руководитель работ сообщает телефонограммой диспетчеру ОАО МН или РНУ (УМН) об окончании запланированных работ и готовности нефтепровода к возобновлению перекачки.

12.3 По распоряжению диспетчера ОАО МН, после согласования с ОАО “АК “Транснефть”, выполняются подготовительные операции к пуску нефтепровода, включающие:

- приоткрытие клиновых задвижек вручную;

- открытие линейных задвижек с пульта РДП или местным управлением при отсутствии линейной телемеханики;

- открытие рабочими группами вантузов для выпуска газовоздушной смеси;

- выполнение оперативным персоналом технологических переключений по подготовке к запуску насосной станции и камер пуска и приема очистного устройства для приема герметизаторов или фрагментов глиняных пробок.

12.4 При заполнении нефтью участка нефтепровода после ремонта в условиях отрицательных температур, контроль перепада давления на смерзшихся глиняных пробках является обязательным.

Перепад давления на пробках до их срыва не должен превышать
 3, 0 кг/см2.

В случае, когда давление в трубопроводе недостаточно для страгивания пробки, работы по заполнению нефтепровода нефтью необходимо приостановить и прогреть вскрытый участок трубопровода в месте расположения пробки с помощью передвижной паровой установки.

Срыв пробок контролируется по выходу воздуха из вантузов за глиняным тампоном, по изменению давлений на участке, а также прослушиванием.

Если профиль трассы не позволяет определять изменение давления перед пробками с помощью существующих датчиков давления, следует предусматривать временное подключение необходимого количества манометров на период заполнения участка.

При отрицательном результате прогрева “катушка” с пробкой вырезается по дополнительно разработанным мероприятиям в установленном порядке.

12.5 В процессе заполнения нефтепровода нефтью необходимо обеспечить постоянный контроль за показаниями контрольно-измерительных приборов, приборов учета нефти и нагрузкой электродвигателей насосов, выпуском газовоздушной смеси, ведением учета контроля прохождения нефти контрольных точек.

 


При заполнении нефтепровода

 

12.6 Диаметр и количество вантузов для выпуска газовоздушной смеси, расположение их на трубопроводе должны обеспечивать выпуск воздуха в объемах равных объему заполнения трубопровода, но не менее указанных в таблице 3.3 и в соответствии с приложением К.2.

12.7 Выпуск газовоздушной смеси из вантузов должен осуществляться открытием вантузных задвижек в порядке и последовательности определенных ППР и наряд-допуском.

12.8 По завершению заполнения нефтепровода нефтью руководитель группы должен доложить об окончании выпуска воздуха и закрытии задвижки диспетчеру и ответственному руководителю работ и организовать работы по демонтажу отвода для выпуска воздуха, установке заглушки на задвижку и уборке замазученности.

12.9 На производство работ по заполнению трубопровода должен быть оформлен наряд-допуск.

 

Нефтепровода нефтью

12.14 Запрещается производство работ по выпуску газовоздушной смеси из нефтепровода во время грозы и нахождение технических средств, разведение огня на расстоянии ближе 100 м.

12.15 В зоне проведения работ по выпуску газовоздушной смеси не должны находиться люди и технические средства, не связанные с выполнением данной работы.

12.16 В плане производства работ должны быть предусмотрены мероприятия по отводу газовоздушной фракции на расстояние, обеспечивающее безопасное производство работ в колодце.

12.17 При работе в колодце, для страховки работника, должны использоваться монтажный пояс со страховочной веревкой, со страхующими снаружи не менее 2 человек и шланговый противогаз, отвечающий требованиям раздела 15.

12.18 При выполнении работ в ночное время необходимо обеспечить освещение рабочего места. Осветительные приборы и применяемые радиотелефоны должны соответствовать требованиям 15.65 Регламента.

12.19 Не допускается осуществлять выпуск газовоздушной фракции в сторону ЛЭП, расположенных на расстоянии менее 20 м от вантуза.

 



ИЗОЛЯЦИЯ ВРЕЗАННОЙ “КАТУШКИ”, ТРЕБОВАНИЯ

К ПРИМЕНЯЕМОМУ ОБОРУДОВАНИЮ И МАТЕРИАЛАМ

 

13.1 Изоляцию места ремонта нефтепровода следует производить после получения заключения о качестве сварки и оформления разрешения на изоляцию.

13.2 Изоляция врезанной “катушки” (захлеста) и мест, очищенных от изоляции, должна осуществляться в соответствии с требованиями
ГОСТ Р 51164 и Правил капитального ремонта МН.

13.3 Изоляцию поверхности трубопроводов следует осуществлять
 в соответствии с Перечнем разрешенных к применению в системе
ОАО “АК “Транснефть” защитных изоляционных покрытий, наносимых в трассовых условиях (комбинированные полимерно-битумные конструкции, рулонные битумные материалы, термоусаживающиеся ленты).

13.4 Комбинированное покрытие на основе битумно-полимерной мастики, полимерных, в том числе термоусаживающих лент должно наноситься в соответствии с требованиями Временной инструкции по нанесению комбинированных покрытий на основе битумно-полимерных мастик в зимнее время РД 4859-002-01297858-01.

13.5 Комбинированное изоляционное покрытие для ремонта магистральных нефтепроводов диаметром до 820 мм включительно состоит из битумно-полимерной грунтовки (праймера), битумной-полимерной мастики, поливинилхлоридной ленты и полиэтиленовой защитной обертки.

Структура покрытия для нефтепроводов диаметром до 820 мм включительно и толщина слоев представлены в таблице 13.1

Таблица 13.1 – Структура покрытия для нефтепроводов диаметром до 820 мм

Номер слоя Конструкция покрытия Толщина, мм не менее
1 Грунтовка битумно-полимерная не нормируется
2 Битумно-полимерная мастика 3, 0
3 Поливинилхлоридная лента 0, 4
4 Полиэтиленовая защитная обертка 0, 6
  Общая толщина покрытия 4, 0

13.6 Комбинированное изоляционное покрытие для ремонта магистральных нефтепроводов диаметром до 1220 мм включительно состоит из битумно-полимерной грунтовки (праймера), битумно-полимерной мастики (“Транскор”, “Битэп”, “Биом-2”) и двух слоев термоусаживающейся ленты (типа ДРЛ-Л или “Политерм”).

Структура покрытия и толщина слоев представлены в таблице 13.2

Таблица 13.2 – Структура покрытия нефтепроводов диаметром до 1220 мм

Номер слоя Конструкция покрытия Толщина, мм не менее
1 Грунтовка битумно-полимерная 0, 1
2 Битумно-полимерная мастика 3, 0
3 Термоусаживающаяся  лента (типа ДРЛ-Л или “Политерм” в два слоя толщиной по 0, 7 мм) 1, 4
  Общая толщина покрытия 4, 5

 

13.7 Основные характеристики комбинированного защитного покрытия для нефтепроводов должны соответствовать ТУ 5775-001-01297858-00.

13.8 Для ремонта действующих магистральных нефтепроводов комбинированными изоляционными покрытиями на основе битумно-полимерных материалов (“Транскор”, “Битэп”, “Биом-2”) и “Изобит” следует применять материалы согласно приложению Л.

13.9 Изоляция “катушки” при ремонтно-восстановительных работах должна осуществляться в следующей последовательности:

- окончательная очистка изолируемой поверхности;

- сушка врезанной “катушки”;

- нанесение грунтовки на подготовленную поверхность, соответствующей по составу, наносимому изоляционному покрытию;

- нанесение изоляционного покрытия механизированным или ручным способом, обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность;

- контроль качества нанесенного изоляционного покрытия.

13.10 Очистка нефтепровода под нанесение изоляционного покрытия должна выполняться механическим способом или вручную с помощью средств малой механизации (шлифмашинкой, механическими щетками, пескоструйными агрегатами).

Изолируемая поверхность должна быть очищена от остатков грунта, старого изоляционного покрытия и продуктов коррозии, задиров, брызг металла и шлака.

Степень очистки поверхности нефтепровода должна соответствовать степени 4 (ГОСТ 9.402). Степень очистки поверхности нефтепровода определяется передвижениями (по поверхности нефтепровода) пластины из прозрачного материала размером 25´ 25 мм, с нанесенной квадратной сеткой 2, 5´ 2, 5 мм.

Контроль степени очистки трубопровода должен проводиться непрерывно визуально.

13.11 Изолируемая поверхность “катушки” и прилегающих участков трубопровода с покрытием, при нанесении изоляции должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи и инея не допускается.

13.12 Изоляционные работы должны проводиться при температуре, указанной в технических условиях по нанесению изоляционного покрытия.

Просушку и подогрев “катушки” следует проводить горячим воздухом (техническим феном) до 70…80 °С.

13.13 Температура трубы перед нанесением грунтовки должна быть не менее 0°С.

13.14 Грунтовка должна наноситься на сухую, очищенную поверхность (со степенью очистки 4 по ГОСТ 9.402) трубы ровным сплошным слоем без подтеков, сгустков и пузырей. Наличие влаги на поверхности трубы в виде пленки, капель, наледи или изморози, а также копоти и масла не допустимо.

Температура грунтовки при нанесении должна быть в пределах от плюс 10 до плюс 30 °С.

При небольших объемах работ и невозможности нанесения грунтовки машинным способом допускается нанесение грунтовки вручную валиком или кистью; расход не должен превышать 0, 12 л/м2.

Для равномерного нанесения грунтовки по всему периметру трубы следует использовать растирающие полотенца, изготовленные из износоустойчивого материала.

13.15 Битумно-полимерную мастику следует наносить по огрунтованной поверхности нефтепровода по всему периметру трубы ровным сплошным слоем заданной толщины без пузырей, пропусков, борозд или посторонних включений.

13.16 Нанесение рулонных материалов (ПВХ ленты, защитной обертки или термоусаживающейся ленты) на трубопровод должно производиться по слою свеженанесенной мастики без перекосов, обвисаний и воздушных пузырей с нахлестом 30…35 мм. Конец полотнища ленты должен быть закреплен липкой лентой или слоем мастики, температура которой должна быть не менее 160 °С.

13.17 Для обеспечения плотного прилегания термоусаживающейся ленты и оберток и создания герметичности в нахлесте необходимо постоянное натяжение материала с усилием, в зависимости от температуры воздуха, от 10…15 Н/см. В зимний период, при температуре окружающего воздуха в интервале от минус 10 °С до минус 20 °С, следует увеличить натяжение полотна ленты до 18…20 Н/см ширины. Усилие натяжения следует постоянно измерять динамометром.

13.18 Для изоляции труб диаметром 159…1220 мм с нанесением изоляционного (защитного) покрытия при ремонте коротких участков труб используются ручные приспособления.

13.19 Задвижки и соединительные детали должны изолироваться битумно-полимерными мастиками, в соответствии с ГОСТ Р 51164, конструкция № 12.

13.20 Битумно-полимерные мастики в трассовых условиях расплавляют в котлах, при температуре не выше плюс 200 °С, постоянно помешивая.

Температура разогрева битумно-полимерных мастик должна соответствовать требованиям технических условий на изготовление или инструкции на применение.

Битумно-полимерную мастику следует наносить по огрунтованной поверхности нефтепровода по всему периметру ровным сплошным слоем заданной толщины без пузырей, пропусков, борозд или посторонних включений.

Обертывание рулонными материалами проводится непосредственно после нанесения грунтовки.

Нанесение изоляции в местах примыкания к существующему изоляционному покрытию выполняется следующим образом:

- очистка изоляционного покрытия от посторонних примесей: земли, пыли, снега, льда и рваных частей покрытия;

- подогрев битумно-полимерной мастики до температуры 70…80 °С горячим воздухом (техническим феном), нагретым «паяльником» (изготовленным в виде гладкой, массивной медной или латунной пластины с ручкой) или другими способами, исключая подогрев открытым пламенем;

- нанесение липкой обертки, ленты ДРЛ-Л из двух слоев с нахлестом
15 см или предварительно разогретой до 70…80 °С полимерно-битумной ленты и защитной обертки с нахлестом 10 см по всему периметру.

13.21 Изоляционные работы по нанесению битумно-полимерных покрытий допускается проводить при температуре воздуха не ниже минус
20 °С.

13.22 Толщину защитных покрытий необходимо контролировать при помощи магнитных толщиномеров МТ-10НЦ, МТ-50НЦ, вихретоковых толщиномеров ИТД-10П, ИТД-11П.

13.23 Адгезию защитного покрытия для рулонно-битумных покрытий следует контролировать адгезиметром типа АР-1, для битумных покрытий – адгезиметром СМ-1 или вырезом треугольника с углом около 60 градусов и сторонами 3…5 см с последующим снятием покрытия ножом от вершины угла подреза.

13.24 Сплошность покрытия следует контролировать визуально в процессе и после окончания работ искровым дефектоскопом типа КРОНА. Контролю на сплошность подлежит вся заизолированная поверхность.

13.25Материалы, применяемые для противокоррозионной защиты трубопроводов, должны иметь сертификаты, соответствовать стандартам и техническим условиям.

При выполнении изоляционных работ постоянно должен проводиться контроль качества применяемых материалов, операционный контроль качества изоляционных работ и контроль качества готового покрытия.

13.26 Объем входного и производственного контроля и требования к приемо-сдаточным процедурам регламентируются ВСН 008-88 и
ВСН 012-88, РД 4859-002-01-292858-01.

13.27 При изоляции врезанной “катушки”, захлеста должен вестись Журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции нефтепровода по форме 16, указанной в Правилах капитального ремонта МН.

13.28 Сертификаты на материалы, результаты контроля состояния изоляционного покрытия трубопроводов должны быть представлены в исполнительно-технической документации в соответствии с требованиями Правил капитального ремонта МН и ГОСТ Р 51164.

 









ИСПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

ПРИ ЗАМЕНЕ “КАТУШКИ”

 

14.1 Проведение ремонтных работ участков МН с заменой “катушки” и присоединением отремонтированного трубопровода сопровождается составлением исполнительной документации, подтверждающей производство ремонтных работ в соответствии с проектно-сметной и нормативной документацией.

Исполнительная документация составляется службами исполнителя (подрядчика) и заказчика.

14.2 В состав комплекта исполнительной документации при выполнении работ по вырезке и врезке “катушки”, подключению трубопроводов входят:

- проектно-сметная документация на участок ремонта;

- акт на закрепление трассы (форма 2);

- разрешение на право производства работ (форма 3);

- ведомость установленной арматуры и оборудования (форма 4);

- справка о проведении рекультивации на участке ремонта (форма 5);

- акт приемки узла запорной арматуры других монтажных узлов под наладку и засыпку (форма 6) (при замене арматуры, деталей трубопровода);

- акт испытания на прочность, проверки на герметичность трубы, используемой для замены “катушки” (форма 8);

- список сварщиков (форма 10);

- копия актов приемки технологии сварки и технологии ремонта (форма 11);

- журнал входного контроля качества (форма 12);

- журнал сварки труб и сварочных работ;

- журнал изоляционных работ и ремонта изоляции (форма 16);

- акт на заварку гарантийного стыка (форма 17);

- акт на заварку технологических отверстий (форма 18);

- заключения по проверке качества сварных соединений физическими методами контроля (форма 25);

- заключения по ультразвуковому контролю качества сварных соединений (форма 26);

- акт о контроле сплошности изоляционного покрытия засыпанного трубопровода (форма 28);

- допускной лист сварщика (форма 30);

- журнал проверки сварных соединений физическими методами контроля (форма 32);

- акт на засыпку (обваловку) уложенного забалластированного участка трубопровода (форма 34);

- акт на приемку в эксплуатацию законченного ремонтом участка нефтепровода (форма 36);

- копии сертификатов на трубы, сварочные электроды, изоляционные материалы;

- копии паспортов на вантузы, соединительные детали, изоляционные материалы;

- копии паспорта и акта ревизии на установленную арматуру;

- радиографические снимки сварных стыков, выполненных при ремонтных работах.

Примечание: Номера форм принимаются согласно РД 39-00147105-015-98.

14.3 Документация по формам 2 и 3 РД 39-00147105-015-98 оформляется в случае привлечения к ремонту МН сторонних подрядных организаций.

14.4 Исполнительная документация оформляется в течение не более 10 дней с момента окончания работ, по замене “катушки” или подключению участка нефтепровода специалистами исполнителя (подрядчика) и представляется в отдел эксплуатации РНУ (УМН) ОАО МН или в ОАО МН [где отсутствуют РНУ (УМН)].

При производстве ремонтных работ в зимнее время сроки представления исполнительной документации по рекультивации земли согласуются с Заказчиком.

14.5 Оформленный комплект исполнительной документации, проект производства работ на отремонтированный участок передается исполнителем (подрядчиком) в РНУ (УМН) ОАО МН по акту произвольной формы.

14.6 Исполнительная документация, проект производства работ на ремонт дефектного участка нефтепровода хранится в архиве РНУ (УМН)
ОАО МН в течение срока эксплуатации объекта МН.

14.7 На основании представленной исполнительной документации
РНУ (УМН) в течение 10 дней должны внести изменения в паспорта объектов магистрального нефтепровода.





ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЫ ТРУДА

ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РАБОТ*

 

Сварочно-монтажных работ

15.53 Запрещается при подгонке “катушек”, резке торцов труб находится напротив открытых концов трубопровода, а также присутствовать лицам, не участвующим при выполнении данных операций.

 

Производство сварочно-монтажных работ должно осуществляться с оформлением наряда-допуска на огневые работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.

 

15.54 Применяемые при проведении работ сварочное оборудование, переносной электроинструмент, освещение, средства индивидуальной защиты должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок потребителей.

15.55 К проведению сварочных работ и работ с переносным электроинструментом допускаются лица, прошедшие предварительное обучение, проверку знаний инструкций по охране труда, имеющие запись в квалификационном удостоверении о допуске к выполнению работ с переносным электроинструментом и группу по электробезопасности не ниже II.

Ответственный за проведение работ должен иметь группу по электробезопасности не ниже, чем у подчиненного персонала, и в своей работе руководствоваться требованиями Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок.

15.56 Перед началом электросварочных работ необходимо проверить исправность изоляции сварочных кабелей и электрододержателей, а также плотность соединений всех контактов.

Расстояние от сварочных кабелей до баллонов с кислородом должно быть не менее 0, 5 м, до баллонов с горючими газами – не менее 1 м.

Использование самодельных электрододержателей и электрододержателей с нарушенной изоляцией рукоятки запрещается.

Кабели, подключенные к сварочным аппаратам, распределительным щитам и другому оборудованию, а также в местах сварочных работ, должны быть надежно изолированы от действия высокой температуры, химических воздействий и механических повреждений.

При пользовании электроинструментом, ручными электрическими машинами, переносными светильниками их провода и кабели должны подвешиваться.

Переносной электроинструмент, светильники, ручные электрические машины должны быть подключены только через устройство защитного отключения (УЗО).

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генераторов, трансформаторов, должно быть не более 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 380 и 220 В. 

15.57 При работе со шлифмашинкой запрещается:

- работать без спецодежды и обуви, средств защиты головы и глаз;

- снимать защитный кожух рабочего круга;

- применять круги, допустимая скорость вращения которых меньше скорости вращения шлифмашинки;

- производить торможение рабочего круга рукой;

- класть шлифмашинку до полной остановки рабочего круга;

- производить замену или закрепление рабочего круга без отключения шлифмашинки от сети.

Запрещается оставлять без надзора электроинструмент, присоединенный к сети, а также передавать его лицам, не имеющих допуска к работе с ним.

15.58 Запрещается работа с электроинструментом:

- при повреждении штепсельного соединения, кабеля или его защитной трубки;

- при нечеткой работе выключателя;

- при вытекании смазки из редуктора;

- при появлении дыма;

- при повышенном шуме, стуке, вибрации;

- при поломке или появлении трещин в корпусе, защитном экране;

- при исчезновении электрической связи между металлическими частями корпуса и нулевым защитным штырем питающей вилки.

15.59 На корпусе электросварочного аппарата должен быть указан инвентарный номер, дата следующего измерения сопротивления изоляции и принадлежность подразделению.

15.60 Запрещается проведение сварочных работ во время снега или дождя без применения навеса над местом производства работ и ветра со скоростью свыше 10 м/сек.

Запрещается проведение сварочно-монтажных и погрузочно-разгрузочных работ в грозу.

При оставлении места работы сварщик должен отключить сварочный аппарат.

При транспортировании газовых баллонов на них должны быть навернуты колпаки, кроме того, на баллонах с горючими газами на боковом штуцере должны быть установлены заглушки.

Совместная транспортировка кислородных баллонов и баллонов с горючими газами не допускается. В исключительных случаях допускается одновременная транспортировка не более 10 баллонов с кислородом и горючими газами (суммарно).

Запрещается нахождение людей в кузове автомашины при транспортировании баллонов.

15.61 Баллоны должны подвергаться техническому освидетельствованию. На горловине баллона должна быть выбита дата следующего освидетельствования. Использование баллонов с истекшим сроком освидетельствования не допускается.

Расстояние от баллонов до источников открытого огня должно составлять не менее 5 м. Баллоны должны быть защищены от воздействия прямых солнечных лучей.

Редукторы, используемые для снижения давления, должны быть окрашены в тот же цвет, что и баллон. Пользоваться редукторами, имеющими неисправные или с истекшим сроком поверки манометры, – запрещается.

Замерзшие редукторы допускается отогревать только горячей водой.

Запрещается подогревать баллоны для повышения давления.

15.62 Общая длина рукавов для газовой резки должна быть не более
30 м, рукав должен состоять не более чем из трех отдельных кусков, соединенных между собой двухсторонними гофрированными ниппелями, закрепленных хомутами.

Рукава необходимо ежедневно осматривать на наличие трещин и надрезов.

Рукава для газовой резки, редукторы, газовые горелки должны подвергаться периодическим испытаниям. 

15.63 При выполнении газоопасных работ должен применяться инструмент не дающий искр.

 


Санитарно-бытовые условия

15.103 При проведении работ в условиях трассы для работающих создается полевой городок, в котором должны быть созданы бытовые и санитарные условия в соответствии с действующими нормами.

15.104 Обязанность по созданию необходимых жилищных, бытовых и санитарных условий проживания в полевых городках возлагается на ответственного за производство работ, назначенного приказом по РНУ (УМН).

15.105 Полевой городок располагается за пределами опасных зон, но не ближе 100 м от места производства работ.

15.106 До начала основных работ к месту их производства должно быть доставлено необходимое количество жилых вагон-домиков и передвижная энергоустановка.

15.107 Каждый работник, занятый ремонтными работами на нефтепроводах, обеспечивается спальным местом в жилом вагон-домике.

15.108 Жилые комнаты вагон-домиков обеспечиваются мебелью, умывальником, инвентарем и постельными принадлежностями.

15.109 Для хранения рабочей одежды вагон-домики должны быть оборудованы специальными отсеками.

15.110 Все вагон-домики должны иметь электроосвещение, у входа в них оставляется дежурное освещение.

15.111 На территории полевого городка в специально отведенном месте, должна быть устроена уборная, дорожка к которой в ночное время должна быть освещена.

15.112 В ночное время территория полевого городка должна быть освещена дежурным освещением.

15.113 При продолжительности работ на трассе более 12 ч, в полевом городке должно быть организовано трехразовое горячее питание. При продолжительности работ менее 12 ч, должно быть предусмотрено помещение для обогрева персонала из расчета 1, 5 м2 на человека, но не менее 12 м2.

15.114 В полевом городке должна быть предусмотрена возможность сушки спецодежды и спецобуви.

Каждый вагон-домик должен быть обеспечен аптечкой с полным набором медикаментов в соответствии с описью.

15.115 В зимнее время в вагон-домиках должна поддерживаться температура не ниже плюс 18 °С.

15.116 Подключение вагон-домиков к электрической сети выполняется в соответствии с Правилами устройств электроустановок (ПУЭ).

15.117 Электрическое отопление должно работать в автоматическом режиме. Проверка сопротивления изоляции проводки проводится при подключении вагон-домика к сети, при этом величина сопротивления изоляции должна быть не менее 0, 5 МОм. Вагон-домик, корпуса щитков управления электронагревателей и водонагревателей подлежат заземлению инвентарным (к вагон-домику) заземлением. Глубина заземления должна быть
 не менее 1 м.

15.118 Все проживающие в вагон-домиках обязаны ознакомиться с инструкцией о мерах пожарной безопасности, которая вывешивается в каждом вагоне на видном месте.

15.119 На территории полевого городка должно быть выделено место для курения, согласованное с пожарной охраной или с лицом, ответственным за пожарную безопасность городка, обозначенное табличкой с надписью: “Место для курения” и оборудованное емкостью с водой.

15.120 Каждый вагон-домик должен быть укомплектован первичными средствами пожаротушения согласно норм положенности.

15.121 При эксплуатации электронагревателя, установленного в вагон-домике, необходимо соблюдение следующих мер безопасности:

 перед началом работы бак полностью залить водой;

 проверить плотность соединений (подтекание воды не допускается).

15.122 На территории полевого городка и в вагон-домике запрещается:

- загромождать проезды, подъезды, разрывы между вагончиками материалами, оборудованием, механизмами и т.п.;

- оставлять на открытых площадках баллоны со сжатым и сжиженным газом, емкости с ЛВЖ и ГЖ;

- разводить костры, применять открытый огонь;

- в вагон-домиках загромождать основные и запасные эвакуационные выходы, хранить в помещениях взрывчатые вещества, ЛВЖ и ГЖ;

- применять самодельные нагревательные приборы;

- пользоваться электропроводкой с поврежденной изоляцией;

- применять самодельные плавкие вставки;

- оставлять без присмотра включенные в сеть электроприборы;

- эксплуатировать электроводонагреватели со снятым защитным колпаком;

- осматривать и ремонтировать бытовые электроприборы под напряжением;

- применять для освещения свечи и другие источники огня;

- включать в сеть бытовые электроприемники без штепсельного соединения заводского изготовления;

- cушить спецодежду и другие СИЗ на поверхности нагревательных приборов;

- перегружать элетросеть свыше установленной мощности (более
10 кВт).

 



Пожарная безопасность

15.123 Работы при замене дефектных участков на объектах магистральных нефтепроводов должны выполняться с соблюдением Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов
ОАО “АК “Транснефть” ВППБ 01-05-99, Правил пожарной безопасности в Российской Федерации ППБ 01-93*.

15.124 В соответствии с Положением о разграничении ответственности при проведении плановых работ на линейной части магистральных нефтепроводов ответственность за производство огневых работ возлагается на одного из аттестованных в ОАО МН руководителей РНУ (УМН).

15.125 Все работники, занятые на ремонтных работах на линейной части магистральных нефтепроводов, должны пройти противопожарный инструктаж и сдать зачет по пожарно-техническому минимуму, знать и выполнять инструкции по пожарной безопасности на рабочем месте, уметь пользоваться первичными средствами пожаротушения.

15.126 Непосредственные исполнители огневых работ (электросварщик, газосварщик, газорезчик) должны иметь квалификационное удостоверение на право выполнения этих работ, удостоверение о проверке знаний по технике безопасности с талоном по пожарной безопасности и правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (для электросварщиков в объеме не ниже 2 квалификационной группы).

15.127 Проведение огневых работ при замене дефектных участков на объектах магистральных нефтепроводов осуществляется, согласно предварительно составленных и утвержденных ППР, по нарядам-допускам, оформленных в соответствии с Регламентом оформления нарядов-допусков на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах МН дочерних акционерных обществ ОАО “АК “Транснефть”.

15.128 На месте производства работ устанавливается противопожарный режим, определяются места размещения и допустимое количество горючих материалов, порядок проведения огневых работ. Место для курения разрешается устраивать на расстоянии, не ближе 100 м от места производства работ, оборудованном согласно правилам и нормам.

15.129 Место производства работ, в радиусе 20 м от вскрытой траншеи, должно быть обозначено (ограждено) предупредительными знаками, в ночное время - освещаться световыми сигналами, а при необходимости должны быть выставлены посты с целью исключения пребывания посторонних лиц в опасной зоне. Недопустима замазученность территории производства работ нефтью и нефтепродуктами, наличие на территории сгораемых материалов и т.п.

Запрещается работа в одежде и обуви, пропитанных нефтью или легковоспламеняющимися жидкостями.

15.130 Земляной амбар для нефти устраивается на расстоянии не менее 100 метров от ремонтного котлована (при температуре наружного воздуха ниже минус 10 оС допускается это расстояние уменьшить до 50 м). По периметру земляных амбаров (с учетом направления ветра), на расстоянии
15…20 м, следует устраивать ограждения (из протянутой на высоте 1…1, 3 м от земли синтетической ленты, проволоки, веревки и т.п.) с вывешиванием аншлагов “Огнеопасно, проход, проезд и въезд запрещен”.

15.131 Автомобили, спецтехника, оборудование и механизмы, а также технические средства, не используемые при работе, следует располагать по отношению к земляным амбарам и ремонтному котловану с наветренной стороны на расстоянии, не ближе 100 м. Выхлопные трубы от двигателей внутреннего сгорания машин и механизмов должны быть оборудованы искрогасителями.

15.132 Освещение рабочих площадок должно производиться светильниками и прожекторами во взрывозащитном исполнении, для местного освещения необходимо применять светильники во взрывозащищенном исполнении, напряжением не более 12 В.

15.133 Корпуса передвижных электростанций необходимо заземлить. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 25 Ом.

Технические характеристики работающего оборудования, используемого при ремонтных работах на нефтепроводах, должны обеспечивать взрывопожаробезопасность технологических процессов.

15.134 При проведении работ по замене дефектных участков на объектах магистральных нефтепроводов должно быть обеспечено круглосуточное дежурство пожарного расчета с автоцистерной.

Пожарный автомобиль должен быть заполнен водой и пенообразователем, укомплектован пожарно-техническим вооружением в соответствии с нормами.

15.135 На месте проведения огневых работ должны быть следующие первичные средства пожаротушения:

- кошма войлочная или асбестовое полотно размером 2х2 – 2 штуки;

- огнетушители порошковые ОП-10, или углекислотные ОУ-10 – 10 штук или один огнетушитель ОП-100;

- лопаты, топоры, ломы.

Все перечисленные средства должны быть окрашены в соответствии с требованиями НПБ-160-97 Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности.

Самоходная техника, сварочные агрегаты, компрессоры, задействованные в производстве подготовительных и огневых работ, должны быть обеспечены не менее чем двумя огнетушителями ОУ 5-10, ОП 5-10 (каждая единица техники)

15.136 Перед началом основных работ в ремонтном котловане пожарная автоцистерна устанавливается не ближе 30 м от места производства работ, развертываются пожарные рукава, производится опробование качества вырабатываемой пены. Не далее 3 м от края траншеи (котлована) выставляется пожарный пост.

Водитель пожарной автоцистерны должен постоянно находиться у пульта управления пожарным насосом и действовать по команде ответственного за производство огневых работ.

Все средства пожаротушения должны находиться в готовности (исправном состоянии) на всем протяжении работ. При отрицательной температуре воздуха вода и пенообразователь в цистерне должны подогреваться для предотвращения их замерзания.

15.137 Герметизирующие устройства в нефтепроводе должны обеспечивать надежную герметизацию ремонтируемого участка. При устройстве глиняных тампонов приспособление для трамбовки глины следует применять из материала, не дающего искр при ударах о трубу. После герметизации нефтепровода на ремонтируемом участке ремонтный котлован и поверхность трубопровода должны быть очищены от остатков нефти и горючих материалов.

15.138 Перед началом огневых работ необходимо замерить концентрацию паров нефти в воздухе рабочей зоны для определения возможности ведения работ. В случае превышения концентрации углеводородов нефти в котловане значений предельно-допустимых концентраций газов (паров), огневые работы должны быть немедленно прекращены.

Работы могут быть возобновлены только после выявления или устранения причин загазованности и восстановления нормальной воздушной среды не выше ПДК (300 мг/м3).

Ответственный за пожарную безопасность объекта обязан обеспечить проверку места проведения огневых работ или других пожароопасных работ в течение 3 ч после их окончания.



Экологическая безопасность

15.139 При выполнении строительно-монтажных работ необходимо соблюдать требования защиты окружающей природной среды, сохранения её устойчивого экологического равновесия и не нарушать условия землепользования, установленные законодательством об охране природы. Работы должны вестись в соответствии с требованиями Регламента проведения производственного экологического контроля в процессе эксплуатации и производства работ в дочерних акционерных обществах ОАО “АК “Транснефть”.

15.140 В местах загрязнения окружающей среды необходимо организовать контроль за содержанием нефтепродуктов в воде, воздухе и почве с целью определения степени загрязнения и своевременного принятия мер по устранению причин и последствий загрязнения.

15.141 В планах производства работ должны быть указаны мероприятия по охране окружающей природной среды, разработанные для конкретных условий. При этом необходимо также учитывать, что вредное воздействие на окружающую среду растет с увеличением срока ремонта и возрастанием объемов работ.

15.142 При замене дефектного участка нефтепровода, в процессе выполнения земляных работ, для сохранения плодородного слоя грунта должны выполняться требования раздела 2 настоящего Регламента.

15.143 Сельскохозяйственные и лесные угодья должны быть возвращены в состояние, пригодное для использования по назначению.

15.144 Предписания органов Госкомприроды подлежат безусловному выполнению ремонтно-строительными подразделениями ОАО МН.

15.145 По окончании ремонтных работ должна быть проведена рекультивация нарушенных земель согласно РД 39-00147105-006-97.

15.146 При невозможности восстановления коренной растительности необходимо создавать её искусственные формы посевом быстрорастущих видов трав с развитой корневой системой.

15.147 Природовосстановительные работы считаются завершенными, если отсутствуют:

- участки с невосстановленным растительным покровом;

- места, загрязненные нефтью, горюче-смазочными материалами, строительными и бытовыми отходами;

- места разрушения естественного ландшафта.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ*

 

 ГОСТ 12.1.004 Пожарная безопасность. Общие требования

 ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Соединения трубопроводов. Радиографический метод.

ГОСТ Р 12.4.026-2002 Цвета сигнальные. Знаки безопасности и разметка сигнальная.

 ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

 ГОСТ 16037-80* Соединения сварные стальных трубопроводов.

 ГОСТ 25225-82 Контроль неразрушающий. Швы сварных соединений трубопроводов. Магнитографический метод.

 ГОСТ Р51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

 СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы.

СНиП 12-04-2002 Техника безопасности в строительстве.

 СНиП 21.01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружений.

 СНиП 3.01.01-85* Организация строительного производства

 СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты.

 СНиП 4-80 Техника безопасности в строительстве.

 СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы.

 ТУ 1469-001-01297858-01 Приварные муфты и трубки для ремонта действующих МН.

ВППБ 01-93 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

 ВППБ 01-05-99 Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества “Акционерная компания по транспорту нефти “Транснефть”.

 ПБ 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов.

 ПБ 13-01-91 Единые правила безопасности при взрывных работах.
Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 24.03.92, изм. 1995.

 ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка.

 ВСН 008-88 Противокоррозионная и тепловая изоляция.

 ВСН 011-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание.

 ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.

 ВСН 31-81 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства нефтяной промышленности. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981.

 РД 39-00147105-006-97 Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварийной и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов.

 РД 39-00147105-009-96 Инструкция по перекрытию внутренней поверхности нефтепроводов тампонами-герметизаторами из резинокордной оболочки. – Уфа: ИПТЭР, 1996.

 РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта МН.

 РД 153-006-02 Инструкция по технологии сварки при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов.

 РД 153-39ТН-008-96 Руководство по организации эксплуатации и технологии обслуживания и ремонта оборудования и сооружений НПС.

РД 153-39.4-035-99 Правила технической диагностики МН внутритрубными инспекционными снарядами.

  РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.

 РД 153-39.4-086-01 Технология сварочно-монтажных работ по установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы.

  РД 153-39.4-114-01 Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. Утв. ОАО “АК “Транснефть”, 2001.

 РД 4849-002-01297858-01 Временная инструкция по нанесению комбинированных покрытий на основе битумно-полимерных мостик в зимнее время

 Правила охраны магистральных трубопроводов. Утв. Минтопэнерго, 1992.

  ПБ 03 440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля.

 Положение об аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства системы магистральных нефтепроводов ОАО “АК “Транснефть”.

  Положение о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре.

Положение по проведению работ по очистке внутренней полости МН. М., 1998.

 Регламент организации работ в охранной зоне нефтепроводов.

 Регламент по организации планирования и оформлению остановок магистральных нефтепроводов. – М.: ОАО “АК “Транснефть”.

 Регламент оформления нарядов-допусков на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах МН дочерних акционерных обществ ОАО
“АК “Транснефть”.

 Регламент проведения производственного экологического контроля в процессе эксплуатации и производства работ в дочерних акционерных обществах ОАО “АК “Транснефть”.

 Регламент организации производства ремонтных работ и строительных работ на объектах магистральных нефтепроводов Утв. ОАО “АК “Транснефть” 23.10.2001 г.

Регламент по технологии герметизации внутренней полости трубопроводов линейной части магистральных нефтепроводов с исключением применения глины.

 Инструкция по применению и технологии нанесения рулонно-битумных материалов.

ТУ 483480-006-00139181-01 Устройство для перекрытия внутренней полости действующих магистральных нефтепроводов “Кайман-1200/1000/800/700/500/400”, 2001.

1021.25.016.00.00.000 И1 Методика освидетельствования технического состояния герметизирующего элемента, 2001.

Инструкция по эксплуатации пневматических заглушающих устройств (ПЗУ), предназначенных для перекрытия нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при проведении ремонтно-восстановительных работ, 1999.

 

 

 

 

 




ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

Область применения

 

1.1 Настоящий Регламент устанавливает порядок организации и выполнения работ по вырезке и врезке “катушек”, соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов (в том числе методом “захлеста”). Данный Регламент распространяется на линейную часть магистральных нефтепроводов и технологические трубопроводы НПС, ЛПДС, нефтебаз при производстве плановых и аварийно-восстановительных работ.

1.2 Настоящий Регламент предназначен для специалистов и работников предприятий ОАО “АК “Транснефть”, эксплуатирующих магистральные нефтепроводы и их объекты, а также предприятий-подрядчиков, выполняющих работы по ремонту и реконструкции объектов магистральных нефтепроводов.

1.3 Комплекс подготовительных и вспомогательных работ при вырезке, врезке и подключению участков трубопроводов должен проводиться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов РД 153-39.4-056-00, Правил капитального ремонта МН РД 39-00147105-015-98, СНиП III-42-80*, СНиП 2.05.06-85*, Правил ликвидации аварий и повреждений на МН РД 153-39.4-114-01, Инструкции по технологии сварки при строительстве и капитальном ремонте МН
РД 153-006-02, Правил пожарной безопасности при эксплуатации МН
ОАО “АК “Транснефть” ВППБ 01-05-99, Регламента по организации планирования и оформлению остановок магистральных нефтепроводов и других нормативных документов, определяющих безопасное производство, порядок и организацию ремонтных работ на магистральных нефтепроводах.





Порядок организации работ по вырезке, врезке “катушек”,


Поделиться:



Последнее изменение этой страницы: 2019-04-09; Просмотров: 2941; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (1.344 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь