Аварийный ремонт уличных водопроводных сетей
Аварийный ремонт производится в случаях обнаружения повреждений, в результате которых нарушается режим работы водопроводной сети и системы водоснабжения в целом (переломы труб, трещины, нарушение герметичности стыковых соединений и т. п.).
Причинами появления аварийного состояния водоводов и сетей являются: возникновение гидравлических ударов при внезапном гашении электроэнергии или по другим причинам; вибрация стыков (особенно в зыбких грунтах), например, при движении тяжеловесного транспорта, приводящая к нарушению стыковых соединений; повышение напоров в сетях с целью поддержания расчетных расходов воды при загрязнении труб отложениями; электрохимическая и почвенная коррозия; блуждающие токи; недоброкачественное выполнение монтажных работ; постороннее воздействие на трубопроводы (например, при земляных работах.) Установлено, что число повреждений увеличивается с октября и до февраля. Это объясняется тем, что при замерзании насыщенного осенней влагой грунта происходит неравномерное сжатие его. В дальнейшем (ноябрь—февраль) грунт промерзает по глубине. При наличии склонных к выпучиванию влажных грунтов происходят значительные деформации, влияющие на состояние труб и стыковых соединений.
При нарушении цементной и асбестоцементной заделок раструбов старая заделка должна быть обязательно вырублена и заменена новой. При ликвидации аварий заделку стыков допускается производить свинцом, резиновыми кольцами или резиновым шнуром с устройством асбестоцементного замка. Для заделки небольших продольных трещин в стенках труб ставят накладные муфты или седелки. В чугунных трубах предварительно ударом молотка (массой 1 кг) проверяют, не увеличиваются ли трещины в длину; между поверхностью трубы и муфтой прокладывают эластичную листовую резину, посредством которой достигается герметизация дефектного места; для того чтобы в дальнейшем трещина не увеличивалась в длину, на концах ее высверливают отверстия диаметром 1—3 мм; трещины на стальных трубах заваривают, предварительно освободив трубопровод от воды; до начала сварочных работ устанавливают точные границы трещин; для этого место трещины смачивают керосином, а через 20—30 мни тщательно вытирают; затем поверхность простукивают; в тех местах, где есть трещина, керосин выступает на поверхность в виде капель.
Свищи диаметром не более 25 мм заделывают путем рассверливания стенок трубы и последующей постановкой стальной или бронзовой пробки, обмотанной прядью, на суриковую замазку или белила; групповые и одиночные свищи диаметром более 25 мм в стенках чугунных труб заделываются с помощью накладных муфт, седелок с хомутами с прокладкой листовой резины для герметизации.
Переломы чугунных труб устраняют установкой накладных муфт с резиновыми уплотняющими прокладками; часть трубы у места перелома вырубают, затем ставят новый участок трубы и закрепляют надвижной муфтой (или двумя муфтами).
Течь в соединениях труб временно (до выключения поврежденного участка) устраняют заклиниванием образовавшегося отверстия мелкими деревянными клиньями; в случае утечки воды через прокладку между фланцами подтягивают болты; если течь не прекращается, то старую прокладку заменяют новой; при неисправности болтового соединения производится его замена; небольшие (волосные) трещины в стальных трубах устраняют заче-каниванием; если зачеканка не достигнет цели, то место повреждения обертывают тканью, брезентом, мешковиной, войлоком или резиной, затем листовой сталью и стягивают хомутами; в случае утечки воды через закрытые задвижки, вентильные и водоразборные краны уплотняют набивкой в сальниках или же заменяют сальники; трещины в бронзовой или стальной арматуре запаивают; в качестве припоя используют сплав свинца и олова в пропорции 2:1; место припоя защищают и покрывают травленой соляной кислотой чередующейся зачеканки прядей льна и асбестоцемента. Свежезаделанные раструбные стыки, сразу поставленные под воздействие гидравлического давления, должны находиться под наблюдением 2—3 суток; давление при этом не должно превышать 0,3 МПа.
При повреждении раструбов чугунных труб либо устанавливают специальные накладные муфты, либо вырубают дефектный раструб и гладкие конусы труб закрепляют надвижной муфтой.
Заделка трещин и раковин на внутренней поверхности бетонных, стальных и чугунных трубопроводов может осуществляться бетонным раствором. Раствор, приготовленный из сульфатостойкого портландцемента, наносится на стенки труб с помощью растворонасосов с распылительной головкой, смонтированных на тележках, имеющих сзади вращающиеся лопасти для разравнивания набрасываемого на стенки труб раствора. При диаметре трубопровода менее 610 мм растворонасосы передвигают по нему с помощью электролебедки; в трубах большого диаметра применяются самодвижущиеся механизмы.
Ремонт водопроводных труб может осуществляться торкретированием цементным раствором. Этот способ применим для труб диаметром 900 мм и более. Цементный раствор (торкретбетон) под большим давлением послойно наносится на внутреннюю поверхность труб. Торкретбетон представляет собой смесь песка, цемента и воды, которая нагнетается по гибкому шлангу в цементную пушку. Компрессор создает в ней избыточное давление, под действием которого торкретбетон разбрасывается по стенкам.
При необходимости внутреннюю поверхность труб перед торкретированием укрепляют арматурной сеткой для повышения прочности защитной оболочки. Внутренние поверхности сильно поврежденных в результате коррозии труб могут покрываться термопластичными смолами. Этими смолами также могут покрываться поверхности и новых трубопроводов, если намечается транспортировка по ним агрессивных жидкостей. Перечень неисправностей в сетях и способы их устранения представлен в таблице 4.
Перечень неисправностей в водопроводных сетях и способы их устранения.
| Неисправность | Способ устранения |
| 1. Наличие продольных трещин в стенках труб | Для заделки небольших продольных трещин в стенках труб ставят накладные муфты или седелки. В чугунных трубах предварительно ударом молотка (массой 1 кг) проверяют, не увеличиваются ли трещины в длину; между поверхностью трубы и муфтой прокладывают эластичную листовую резину, посредством которой достигается герметизация дефектного места; для того чтобы в дальнейшем трещина не увеличивалась в длину, на концах ее высверливают отверстия диаметром 1-3 мм; трещины на стальных трубах заваривают, предварительно освободив трубопровод от воды; до начала сварочных работ устанавливают точные границы трещин; для этого место трещины смачивают керосином, а через 20-30 мин тщательно вытирают; затем поверхность простукивают; в тех местах, где есть трещина, керосин выступает на поверхность в виде капель |
| 2. Наличие свищей в трубах | Свищи диаметром не более 25 мм заделывают путем рассверливания стенок трубы и последующей постановкой стальной или бронзовой пробки, обмотанной прядью, на суриковую замазку или белила; групповые и одиночные свищи диаметром более 25 мм в стенках чугунных труб заделываются с помощью накладных муфт, седелок с хомутами с прокладкой листовой резины для герметизации |
| 3. Наличие поперечных переломов труб | Переломы чугунных труб устраняют установкой накладных муфт с резиновыми уплотняющими прокладками; часть трубы у места перелома вырубают, затем ставят новый участок трубы и закрепляют надвижной муфтой (или двумя муфтами) |
| 4. Течь в соединениях труб | Течь в соединениях труб временно (до выключения поврежденного участка) устраняют заклиниванием образовавшегося отверстия мелкими деревянными клиньями; в случае утечки воды через прокладку между фланцами подтягивают болты; если течь не прекращается, то старую прокладку заменяют новой; при неисправности болтового соединения производится его замена; небольшие (волосные) трещины в стальных трубах устраняют зачеканиванием; если зачеканка не достигнет цели, то место повреждения обертывают тканью, брезентом, мешковиной, войлоком или резиной, затем листовой сталью и стягивают хомутами; в случае утечки воды через закрытые задвижки, вентильные и водоразборные краны уплотняют набивкой в сальниках или же заменяют сальники; трещины в бронзовой или стальной арматуре запаивают; в качестве припоя используют сплав свинца и олова в пропорции 2:1; место припоя защищают и покрывают травленой соляной кислотой. |
На водопроводных линиях могут быть аварийные повреждения, как самих труб, так и установленной на них арматуры. Своевременное обнаружение и быстрая ликвидация аварии на сети или водоводах являются исключительно ответственной задачей, поскольку при отключении поврежденного участка в сети происходит перераспределение потоков воды, падают давления и нарушается нормальное снабжение водой потребителей. Кроме того, при авариях возможны большие потери воды и затопление подвалов, туннелей и т. п.
Причинами аварий могут быть различные явления и события: гидравлические удары, температурные деформации и случайные механические повреждения. Нарушение герметичности трубопровода может произойти вследствие нарушения прочности и герметичности стыковых соединений, коррозии материала труб, разрыва труб и фасонных частей. Статистические данные по эксплуатации водопроводных сетей и водоводов показывают, что наибольший процент повреждений приходится на стыки. В стальных трубах значительное количество повреждений обусловливается коррозией металла.
Гидравлические удары на напорных водоводах, происходящие в результате внезапной остановки насосов при прекращении подачи электрического тока, являются наиболее частой причиной повреждений водоводов. При этом разрывы труб могут происходить далеко от насосной станции — в том месте, где абсолютное значение внутреннего давления при ударе окажется наибольшим, или там, где сеть имеет меньшую прочность. Весьма важно обнаружить аварию как можно быстрее, чтобы выключить поврежденный участок и прекратить утечку воды. В условиях города быстро обнаружить аварию очень сложно, так как вода, вытекающая в месте повреждения, может распространиться под асфальтовым покрытием на большое расстояние, прежде чем выйдет на поверхность. Часто вода попадает в каналы других технических служб города (теплосеть, телефон и т. п.).
Для обнаружения мест утечки могут использоваться чувствительные звукоулавливающие и другие приборы различных типов. Ликвидация аварий на сети и водоводах входит в обязанности аварийных ремонтных бригад службы сети управления водопроводом. Аварийная бригада, связанная с диспетчерским пунктом, выезжает на место по команде, имея в своем распоряжении автомашину, оборудованную всеми необходимыми техническими средствами для выключения аварийного участка и быстрейшего ремонта поврежденных труб и арматуры. Строительные нормы и правила устанавливают сроки ликвидации аварий труб сетей и водоводов в зависимости от их диаметра и глубины промерзания грунта.
Хорошая организация аварийной службы имеет весьма большое значение для обеспечения требуемой надежности водоснабжения потребителей.
Дата добавления: 2015-02-22 ; просмотров: 72 | Нарушение авторских прав
Источник
Аварийно-восстановительный ремонт нефтепроводов
Лекция 8
Авариейна магистральном трубопроводе считается истечение нефти в результате полного разрушения или повреждения нефтепровода или его элементов, сопровождаемые одним из следующих событий:
смертельным травматизмом людей;
травмированием людей с потерей трудоспособности;
воспламенением нефти или взрывом ее паров;
загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;
утечками нефти объемом 10 м 3 и более.
Инцидентом на объектах МН является отказ или повреждение оборудования, отклонения от режима технологического процесса, нарушения законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов, устанавливающих правила ведения работ на объектах МН, которые могут сопровождаться утечками нефти объемом менее 10 м 3 без воспламенения нефти или взрыва ее паров, без загрязнения водотоков.
При эксплуатации МН имеют место два основных вида повреждений линейной части:
сквозные коррозионные повреждения (свищи);
трещины и разрывы в стенке трубопровода и сварных стыках.
Эти повреждения вызываются следующими причинами:
— коррозией металла из-за некачественной изоляции, наличия блуждающих токов, неудовлетворительной работой электрозащиты и т.д.;
— скрытыми дефектами труб, дефектами сварки при монтаже трубопроводов, нарушением технологии монтажа;
— нарушением правил эксплуатации;
— внешними воздействиями (повреждение посторонними лицами, наезд тяжелого транспорта, оползни и др.).
Быстрое обнаружение нарушений герметичности и ее оперативное устранение позволяют существенно снизить ущерб от повреждений трубопровода.
Объем выхода нефти в окружающую среду при потере герметичности зависит от диаметра трубопровода, расстояния между задвижками, рельефа местности, времени его обнаружения и устранения. Количество вытекшей нефти может оказаться значительным даже при относительно небольшом повреждении, если оно считается незамеченным в течение длительного времени.
С учетом указанных факторов проверка герметичности является основной целью контроля технического состояния собственно трубопровода.
Ликвидация аварий, аварийных утечек нефти и их последствий на объектах магистральных нефтепроводов должна выполняться силами и средствами центральной ремонтной службы (ЦРС) с привлечением, при необходимости, сил и средств сторонних организаций.
ЦРС является структурным подразделением районного нефтепровода управления (РНУ). В состав этой службы входят:
Участок аварийно-восстановительных работ (УАВР);
Участок откачки нефти из трубопроводов (УОН);
Участки устранения дефектов на линейной части магистральных нефтепроводов и технологических трубопроводах НПС (УУД).
Границы обслуживания ЦРС рекомендуется устанавливать в пределах протяженности нефтепроводов, эксплуатируемых РНУ.
В обязанности ремонтной службы входят следующие функции:
— локализация и ликвидация отказов, аварий и несанкционированных врезок;
— откачка нефти из трубопроводов при проведении плановых и аварийно-восстановительных работ;
— проведение плановых работ на линейной части магистральных нефтепроводов и технологических трубопроводов НПС по выборочному ремонту дефектов, замене дефектных участков, запорной арматуры и фасонных изделий;
— выполнение основных видов работ, направленных на предупреждение аварий по заявкам ЛПДС (НПС) и служб РНУ, заданиям, графикам и распоряжениям ОАО МН;
— обеспечение постоянной готовности автотракторной и специальной техники, оборудования к проведению и выполнению возложенных на ЦРС задач;
— планирование работ и отчетность по выполненным работам, оформление и ведение технической документации;
— экспериментальная отработка и внедрение новых технологий и технических средств, предназначенных для предупреждения и ликвидации аварий;
— организация проведения обучения и аттестация работников ЦРС;
— организация работ по охране труда и пожарной безопасности;
— содержание неснижаемого запаса ГСМ, резерва запчастей и материалов;
— организация и внедрение мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды при выполнении плановых и аварийных работ.
Функции Участков заключаются в следующем:
1.Участок аварийно-восстановительных работ:
— локализация и ликвидация отказов, аварий и несанкционированных врезок;
— выполнение различных работ на территории НПС базирования;
— проведение учебно-тренировочных занятий; техническое обслуживание закрепленной спецтехники, оборудования и приспособлений.
2. Участок откачки нефти из трубопроводов:
— откачка нефти из трубопроводов при проведении плановых и аварийно-восстановительных работ;
— гидроиспытание запорной арматуры, трубных узлов, труб перед монтажом, выполняемым Участком аварийно-восстановительных работ и Участком устранения дефектов;
— вытеснение нефти из отключенных и выведенных из эксплуатации участков МН и подводных переходов путем закачки воды при плановых и аварийных работах;
— пропарка оборудования, используемого при откачке нефти и очистке внутренней полости трубопроводов;
— техническое обслуживание закрепленной спецтехники и оборудования.
3. Участок устранения дефектов на линейной части магистральных нефтепроводов и технологических трубопроводов НПС:
— устранение дефектов на линейной части МН;
— вытеснение опрессовочной жидкости после гидроиспытаний участков;
— вырезка «катушек» и монтаж заглушек для отключения участков МН для замены трубы при капитальном ремонте;
— подключение участков к действующим МН после выполнения строительно-монтажных работ по их замене или ремонту;
— вырезка и замена задвижек и нестандартных соединительных элементов на линейной части МН и технологических трубопроводов НПС;
— заполнение нефтью участков после проведения плановых работ совместно с линейно эксплуатационной службой (АЭС);
— ревизия, сборка запорной арматуры и фасонных изделий в виде «катушки» перед установкой; изготовление вантузов;
— техническое обслуживание закрепленной спецтехники, оборудования и приспособлений.
Для объектов МН, в том числе участков нефтепроводов на подводных переходах через судоходные реки, НПС и перевалочных нефтебаз МН, в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613 в РНУ должны быть разработаны Планы ликвидации возможных аварий (ПЛА).
ПЛА для нефтепроводов должны быть разработаны для максимального объема разлившейся нефти, величина которого принимается следующей:
— при разрыве нефтепровода — сумма 25 % максимального объема перекачки в течение 6 ч и объема нефти между запорными задвижками на поврежденном участке нефтепровода;
— при повреждении стенки трубопровода — 2 %максимального объема перекачки в течение 14 дней.
Планы ликвидации возможных аварий определяют действия должностных лиц ОАО МН и РНУ, ремонтного персонала ABC по проведению аварийно-восстановительных работ и ликвидации последствий аварий.
План ликвидации возможных аварий должен содержать оперативную и техническую части.
Оперативная частьПлана должна отражать следующие вопросы:
— распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;
— организация управления, связи и оповещения должностных лиц, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с указанием телефонов и домашних адресов;
— порядок действия группы патрулирования в начальный период после обнаружения аварии;
— перечень мероприятий по спасению людей и оказанию им медицинской помощи;
— перечень сторонних организаций, предприятий, землевладельцев и других заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся нефти для принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов;
— маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного персонала ABC к месту аварии;
— порядок, формы и сроки оформления документации об аварии.
Техническая часть Плана должна содержать:
— расчет объема предполагаемого стока и площадь растекания нефти, методы задержания и способы сбора нефти, характеристики водоемов или водотоков;
— расчет сил и средств для ликвидации аварии из условия, что время ее ликвидации в акватории должно быть не более 4 ч, а при разливе на почве — не более 6 ч;
— график выполнения работ по ликвидации аварии;
— перечень технической документации, необходимой для организации и выполнения работ по ликвидации аварии;
— план и профиль участка нефтепровода с указанием всех подземных и наземных коммуникаций в техническом коридоре;
— схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных потребителей;
— описание методов ликвидации аварии на объекте МН;
— перечень мероприятий по обследованию состояния нефтепровода после ликвидации аварии, порядок закрытия и открытия линейных задвижек;
— перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой нефти, ликвидации последствий аварии;
— перечень мероприятий по охране окружающей среды;
— перечень мероприятий по сохранению качества нефти;
— обоснование времени доставки персонала и средств к месту аварии;
— транспортную инфраструктуру в районе возможного разлива нефти.
С учетом конкретных факторов (диаметр трубопровода, погодно-климатические условия, профиль трассы и др.) расчетная продолжительность работ по ликвидации аварий не должна превышать 80 ч в обычных условиях и может быть больше на 30 — 50 % при ликвидации аварий на болотах.
План ликвидации возможных аварий должен находиться у главного инженера РНУ, диспетчера РНУ, начальника ЛПДС (НПС), начальника ЦРС (СУПЛАВ- специализированное управление по предотвращению и ликвидации аварий) и оператора ЛПДС (НПС).
При получении сообщения об аварии на нефтепроводе оператор ЛПДС (НПС) должен сообщить об этом диспетчеру районного диспетчерского пункта (РДП) и начальнику ЛПДС (НПС).
Руководитель ЛПДС, на участке которого произошла авария, после получения сообщения об аварии, обязан доложить о случившемся руководству РНУ и принять на себя руководство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя работ от РНУ или ОАО МН.
Диспетчер РДП, получив сообщение об аварии, обязан:
— остановить перекачку нефти по аварийному участку нефтепровода и отключить аварийный участок в режиме телеуправления;
— немедленно известить об аварии руководство РНУ, начальника ЦРС (СУПЛАВ), диспетчера ОАО МН диспетчера производственного технологического управления связи (ПТУС);
— организовать контроль за выездом аварийно-восстановительной бригады и патрульной группы.
Диспетчер ОАО МН, получив известие об аварии, обязан:
— немедленно сообщить о возникновении аварии должностным лицам в соответствии со схемой оповещения по ПЛА;
— контролировать ход выполнения мероприятий по ликвидации аварии.
При поступлении сообщения об аварии для определения места повреждения трубопровода начальник ЛПДС (НПС) должен оперативно выслать на трассу нефтепровода патрульную (поисковую) группу для уточнения местоположения повреждения и закрытия линейных задвижек с целью локализации поврежденного участка, если их невозможно закрыть в режиме телеуправления с районного диспетчерского пункта.
Время на сбор патрульной группы устанавливается следующим: в рабочее время — 0,5 ч, в нерабочее время — 2 ч. Время на обследование участка нефтепровода не должно превышать: в светлое время — 3 ч, в ночное время — 4 ч.
При обнаружении места выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока патрульная группа должна немедленно сообщить об этом начальнику ЛПДС, диспетчеру РДП, указав точное место аварии, обстановку на местности, характер истечения и разлива нефти, наличие вблизи места аварии населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти, состояние подъездных дорог и проездов.
Кроме того, патрульная группа должна принять меры по предотвращению пожара, закрыть задвижки по команде диспетчера РНУ, обозначить места выхода нефти, принять меры по локализации растекания нефти.
Выбор метода ликвидации повреждения зависит от вида дефекта. К аварийным дефектам обычно относят сквозные трещины в сварных швах и основном металле трубы, сквозные коррозионные повреждения (свищи) и разрывы кольцевых монтажных швов, продольных или спиральных сварных швов и по металлу трубы.
Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий диаметром до 12 мм могут быть устранены забивкой стальных пробок («чопиков») с последующей их обваркой. Для обеспечения плотности «чопики» изготавливают диаметром до 12 мм конической формы с уклоном поверхности не более 1:10. Отверстие для установки «чопика» формируется заранее по его диаметру с помощью сверла. «Чопик» не должен препятствовать прохождению очистных и внутриинспекционных снарядов и выступать внутрь трубы более чем на 5 мм.
«Чопик» забивают до полного устранения течи, после чего наружную выступающую часть обваривают электросваркой с формированием на поверхности трубы усиления высотой не более 3 мм с шириной обварки 4 — 5 мм по периметру «чопика». Не допускается устанавливать более одного «чопика» по периметру поперечного сечения нефтепровода. Расстояние между «чопиками» по продольной оси нефтепровода должно быть не менее 0,5 м.
При ремонте дефектов с небольшими утечками нефти разрешается использовать временные методы ремонта. В частности, для прекращения течи нефти из нефтепровода могут применяться накладные элементы с уплотняющей прокладкой, прижатой к поверхности трубы при помощи наружных центраторов, прижимных хомутов, струбцин или домкратов с последующей обваркой накладных элементов и установкой на них муфт временного ремонта.
Повреждения типа сквозных коррозионных свищей или несанкционированные врезки могут ремонтироваться приваркой патрубков с заглушками.
Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках ликвидируются в зависимости от вида неисправности следующим образом:
— в сальниковых устройствах — донабивкой уплотнений сальниковых камер с помощью специальных приспособлений после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления в нефтепроводе;
— во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) — заменой прокладок, с остановкой перекачки нефти и, при необходимости, с опорожнением участка нефтепровода;
— при разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособности запорного устройства — заменой задвижки на новую путем остановки перекачки нефти по нефтепроводу, опорожнением участка нефтепровода от нефти, вырезки дефектной и монтажом новой задвижки. Поврежденную арматуру вырезают таким же образом, как и поврежденный участок трубопровода. Арматура соединяется с трубопроводом с переходниками заводского изготовления или «катушками» из труб с промежуточной толщиной стенки и длиной не менее 250 мм.
Согласно существующей НТД аварийно-восстановительные работы на магистральных нефтепроводах с вырезкой дефектного участка проводятся в следующей организационно-технологической последовательности:
— сооружение земляного амбара и сбор в него нефти;
— подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;
— вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована;
— освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти;
— вырезка дефектного участка нефтепровода;
— монтаж и вварка «катушки»;
— заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода нефти;
— контроль качества сварных швов;
— пуск нефтепровода, вывод его на эксплуатационный режим;
— изоляция отремонтированного участка,
— засыпка нефтепровода, восстановление обвалования.
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ
Все технические средства, которые используются при аварийном и капитальном ремонтах, для удобства изучения можно разделить на несколько групп:
— транспортные средства аварийных служб;
— землеройные машины и механизмы;
— грузоподъемные машины и приспособления;
— средства откачки нефти;
— специальные средства и приспособления.
Для производства аварийно-восстановительных работ на трассу нефтепровода необходимо доставлять людей, материалы, оборудование и приспособления независимо от времени года и местности, где произошла авария. В связи с этим в аварийных службах в основном применяется специализированный наземный транспорт высокой проходимости — это автомобили со всеми ведущими мостами, гусеничные машины с малыми удельным давлением на грунт, болотоходы.
Для перевозки персонала аварийно-восстановительных бригад к месту производства работ используются автобусы на шасси автомобилей КАМАЗ-4310, УРАЛ-4320. Салоны этих автомобилей рассчитаны на 20 — 30 человек, имеют автономное отопление. Для перевозки мобильных групп применяются автомобили УАЗ различных модификаций с колесной формулой 4×4. Для работы в условиях болот хорошо зарекомендовали себя болотоходы серии ТТМ-3902 и ТТМ-4901 (пассажирские, со специальным и сварочным оборудованием, пожарные).
Для транспортировки тяжелого оборудования: тракторов, бульдозеров, кранов-трубоукладчиков по шоссейным и профилированным дорогам используются прицепы и полуприцепы типа ЧМЗАП-83991 грузоподъемностью 58 т, ЧМЗАП-99865 грузоподъемностью 39 т, на пневмоколесном ходу с автомобилями-тягачами типа КрАЗ-6443, КЗКТ.
Для перевозки специального оборудования, приспособлений и материалов применяется современная техника с оборудованными кузовами в зависимости от перевозимых грузов на шасси автомашин повышенной проходимости КАМАЗ-4310, Урал-4320, МАЗ-642505, трубоплетевозы на шасси Урал-43204 с роспуском 8973-10.
Для обеспечения проживания персонала в полевых условиях используются передвижные вагоны-домики. Комплектность этих домов на колесах обеспечивает нахождение ремонтных бригад в комфортных условиях. В оснащении бригад имеются вагоны-столовые, жилые вагоны для 4 — 8 человек, вагон-сауна, штабной вагон.
В условиях бездорожья иногда единственным транспортным средством для доставки ремонтного персонала, оборудования и материалов оказывается авиация. Для патрулирования используют вертолеты Ми-2 и Ка-26, для перевозки бригад — вертолеты Ми-6 и Ми-8. Для перевозки крупногабаритных грузов (труб) на внешней подвеске с успехом применяют вертолет Ми-10К («летающий кран»).
Земляные работы, выполняемые при аварийном ремонте нефтепровода, весьма трудоемки. Они начинаются с локализации места повреждения, сооружения земляного амбара и рабочего котлована и заканчиваются рекультивацией земли. От того, насколько механизированы земляные работы, зависят степень влияния аварии на окружающую среду и быстрота ее ликвидации.
Для выполнения земляных работ при ликвидации аварий применяются экскаваторы и бульдозеры. Экскаваторы на колесном ходу мобильны, используются при ликвидации аварии в начальной стадии для возведения защитных сооружений, отыскания места повреждения трубопровода, вскрытия небольших участков нефтепровода. Хорошо зарекомендовали себя одноковшовые экскаваторы УДС-114 на шасси автомашины Татра-815, отечественные аналоги на шасси автомобилей-вездеходов.
Для выполнения значительных объемов земляных работ по вскрытию протяженных участков нефтепроводов, разработке котлованов больших объемов и возведении защитных сооружений применяют экскаваторы на гусеничном ходу с объемом ковша до 1,6 м 3 и бульдозеры. Для разработки замерзшего грунта бульдозеры оборудуются рыхлителями.
Прошел эксплуатационные испытания и хорошо зарекомендовал себя плавающий экскаватор ТТМ-6901Э с экскаваторной установкой Мотовилихинского завода. Эта машина способна самостоятельно передвигаться по болотам и работать на слабонесущих грунтах.
Для проведения аварийно-восстановительных работ на нефтепроводах используются различные грузоподъемные машины и приспособления. При аварийном ремонте линейной части нефтепровода чаще всего используются автокраны грузоподъемностью до 25 т, смонтированные на шасси автомобилей повышенной проходимости.
При работах на трубопроводах больших диаметров, монтаже протяженных участков используются краны-трубоукладчики, в том числе со стрелами-опорами.
При капитальном и аварийном ремонте возникает необходимость откачки нефти из нефтепровода, перекачки нефти в параллельный трубопровод, земляной амбар, резинотканевые или сборно-разборные емкости, автоцистерны. После окончания ремонтных работ проводят сбор нефти из открытых нефтяных амбаров и обратную закачку собранной нефти в отремонтированный трубопровод.
Для выполнения указанных операций, а также для заполнения водой магистральных нефтепроводов из открытых водоемов при подготовке к гидравлическим испытаниям, для работы в качестве временной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода применяют различные перекачивающие агрегаты. В нефтепроводном транспорте основным таким средством является передвижная насосная установка в комплекте с насосно-транспортной машиной. В комплексе этих машин входят следующие технические средства: основной и подпорный насосы, пакет быстроразборного полевого трубопровода, необходимую запорную арматуру, источник энергоснабжения, кран-манипулятор, средства освещения и пожаротушения. Энергетическое оборудование установлено во взрывозащищенном исполнении, силовые установки оборудованы искрогасителями.
Передвижные насосные установки ПНУ-1М состоят из двух машин: основной и вспомогательной, технические характеристики представлены ниже.
Техническая характеристика насосной установки ПНУ-1
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Источник