Ввариваемая катушка для ремонта поврежденных участков газопроводов

«Охрана труда и техника безопасности в газовом хозяйстве»,
А.Н. Янович, А.Ц. Аствацатуров, А.А. Бусурин

Источник

Особенности ремонта дефектных участков газопроводов вваркой труб (катушек)

10.7.1 Основной металл труб и сварные соединения участков газопроводов из сталей класса прочности К60 с недопустимыми дефектами могут быть отремонтированы методом замены.

10.7.2 Ремонт дефектных участков газопроводов вваркой труб (катушек) выполняется с применением следующих технологий сварки и их комбинаций:

— ручная дуговая сварка электродами с основным видом покрытия (РД);

— механизированная сварка проволокой сплошного сечения в углекислом газе (МП);

— механизированная сварка порошковой проволокой в среде инертных газов и смесях (МПИ);

— автоматическая сварка порошковой проволокой в среде инертных газов и смесях (АПИ).

10.7.3 Подготовку, сборку и сварку кольцевых стыковых соединений труб при ремонте дефектных мест (участков) газопроводов методом замены выполняют в соответствии с требо­ваниями СТО Газпром 2-2.2-358.

10.7.4 Предварительный подогрев свариваемых кромок выполняется в соответствии с требованиями и рекомендациями СТО Газпром 2-2.2-358 (подраздел 10.3).

10.7.5 Температура предварительного подогрева свариваемых кромок перед выполне­нием корневого слоя шва (прихваток) независимо от температуры окружающего воздуха долж­на соответствовать:

а) +100 +30 °С — для механизированной сварки проволокой сплошного сечения в углекислом газе в импульсно-дуговом режиме (МП), ручной дуговой сварки электродами с основным видом покрытия (РД) при толщине стенки* от 22,7 до 27,7 мм;

б) +150 +30 °С — для механизированной сварки проволокой сплошного сечения в углекислом газе в импульсно-дуговом режиме (МП), ручной дуговой сварки электродами с основным видом покрытия (РД) при толщине стенки* свыше 27,7 — до 37,9 мм;

в) +150 +30 °С — при ремонте выполненных сварных соединений.

* Номинальная толщина стенки трубы по ТУ.

10.7.6 Сварку кольцевых стыковых соединений при ремонте газопроводов методом за­мены следует выполнять с учетом настоящих рекомендаций по технологиям ручной дуговой, механизированной, автоматической сварки.

10.7.7 При ремонте участков газопроводов методом замены при отсутствии труб, ка­тушек с толщинами стенок ремонтируемого газопровода допускается выполнять вварку труб, катушек с толщиной стенки не менее толщины стенки ремонтируемого газопровода.

10.7.8 Подготовку, сборку и сварку специальных сварных соединений (разнотолщинных соединений труб, СДТ, захлестных соединений труб) при ремонте дефектных мест (участков) газопроводов методом замены выполняют в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.2-358.

10.7.9 Разделка кромок торцов труб для сборки под сварку при ремонте газопроводов методом замены должна выполняться специальными станками подготовки кромок в соответ­ствии с требованиями СТО Газпром 2-2.2-358.

10.7.9.1 Контроль качества сварных соединений, выполненных при ремонте дефектных участков газопроводов вваркой труб (катушек), должен осуществляться ВИК и физически­ми методами контроля (основным, дублирующим, дополнительным). Методы, объемы и нор­мы оценки качества неразрушающего контроля сварных соединений газопроводов приведены в разделе 11.

Требования к неразрушающему контролю качества сварных соединений и наплавок,

Выполненных при ремонте

11.1 Общие требования

11.1.1 Контроль качества сварных соединений, наплавок, выполненных при ремонте газопроводов, должен производиться лабораториями неразрушающего контроля, аттестован­ными в соответствии с ПБ 03-372-00 [8], специалистами неразрушающего контроля, аттесто­ванными в соответствии с ПБ 03-440-02 [9].

11.1.2 Контроль качества сварных соединений, наплавок должен осуществляться ВИК и физическими методами контроля (основным, дублирующим, дополнительным). Методы, объемы неразрушающего контроля и нормы оценки качества сварных соединений, наплавок, выполненных при ремонте газопроводов, должны соответствовать положениям настоящего раздела.

11.1.3 Ультразвуковой контроль качества сварных наплавок выполняется с учетом Р Газпром 2-2.3-322 [7] (раздел 6).

Последнее изменение этой страницы: 2019-04-09; Просмотров: 263; Нарушение авторского права страницы

Источник

Врезка_катушек_в_газопровод

Требования к трубам, «катушкам», соединительным деталям и запорной арматуре, предназначенным для врезки в трубопровод.

Трубы, «катушки», соединительные детали, арматура, устанавливаемые при ремонте дефектных участков трубопровода, должны соответствовать требованиям проектной и нормативно-технической документации, иметь сертификаты, паспорта и акты входного контроля в соответствии с регламентами.

Ввариваемая «катушка» должна быть изготовлена из труб того же диаметра, толщины стенки и аналогичного класса прочности трубе ремонтируемого участка и иметь сертификат на трубу, из которой она изготовлена.

Труба, предназначенная для изготовления «катушки», должна быть испытана гидравлическим способом на прочность заводским испытательным давлением в течение 24 часов и рабочим давлением в течение 12 часов.

При использовании для изготовления «катушек» труб:

— без заводского изоляционного покрытия — необходимо осмотреть поверхность трубы на предмет отсутствия вмятин, рисок, царапин, задиров, каверн стенки трубы, выполнить ВИК, УЗК качества продольного заводского шва на соответствие требованиям ОТТ на изготовление трубы, УЗ толщинометрию стенки трубы в местах коррозионных поражений и зачисток, а также на отсутствие расслоений и трещин;

— с заводским изоляционным покрытием диаметром более 800 мм — необходимо осмотреть внутреннюю поверхность трубы на предмет отсутствия вмятин, рисок, царапин, задиров, каверн стенки трубы, выполнить УЗК качества продольного заводского шва на соответствие требованиям ОТТ на изготовление трубы, УЗ толщинометрию стенки трубы в местах коррозионных поражений и зачисток, а также на отсутствие расслоений и трещин.

При наличии дефектов труба, предназначенная для «катушки» должна быть заменена. Ремонт любых дефектов не допускается.

По результатам положительных гидравлических испытаний, дефектоскопического контроля и осмотра на трубы, предназначенные для изготовления «катушек», оформляется паспорт, наносится маркировка несмываемой краской буквой «К», на трубы, предназначенные для изготовления «катушек» на подводные переходы буквами «KB», указывается дата, соответствующая дате проведения гидравлических испытаний, диаметр и толщина стенки. Маркировка наносится с отступлением от края трубы, равным 0,25м, и равномерно по всей поверхности трубы с шагом, равным:

— диаметру трубы — для диаметров 1000. 1200 мм;

— одному метру — для труб диаметром 800 мм и менее.

Соединительные детали (отводы, тройники, переходы) должны:

— соответствовать проектной документации по рабочему давлению, диаметру и толщине;

— иметь заводские паспорта (сертификаты);

— иметь маркировку с заводским номером детали.

Соединительные детали, запорная арматура и эллиптические заглушки, применяемые для ремонта, перед установкой на МН должны пройти входной контроль:

«Катушки», соединительные детали и запорная арматура не допускаются к установке в нефтепровод при наличии на стенке и продольных сварных швах следующих дефектов:

— царапины, риски, задиры глубиной более 0,2 мм;

— трещины любой глубины и протяженности;

— гофры, вмятины, расслоения, коррозионные повреждения, дефекты продольных сварных швов с параметрами, превышающими требования ГОСТов и регламентов

Запрещается для врезки в нефтепровод «катушек», изготовленных из труб с вышеуказанными дефектами, а также если:

— продольный сварной шов – отремонтирован с применением любого вида ремонта и (или) имеющие дефекты на длине менее 200 мм от торца трубы;

— стенка трубы — отремонтирована заваркой и (или) имеет вмятины, примыкающие к продольному сварному шву, любой глубины и уменьшения толщины стенки трубы, для которых минусовой допуск превышает 5% от номинальной толщины стенки.

Запрещается исправление вмятин любыми способами.

Стыковка (подгонка) трубопроводов методом установки «катушек» или захлёстов.

После вырезки дефектного участка трубопровода оси соединяемых трубопроводов должны быть выставлены в единую продольную линию на расстоянии не менее половины длины вскрываемого участка. Длина вскрываемого участка в зависимости от диаметра трубопровода, минимального радиуса упругого изгиба и величины несоосности стыкуемых концов трубопровода, размещение трубоукладчиков в зависимости от их грузоподъемности приведены РД.

Плоскости торцовых поверхностей стыкуемых трубопроводов должны быть перпендикулярны осям этих трубопроводов и параллельны друг другу. Указанное требование достигается путем вскрытия и освобождения трубопроводов от грунта с последующим их перемещением с целью достижения единой продольной оси стыкуемых трубопроводов.

Перемещение участков трубопроводов для достижения их соосности осуществляется трубоукладчиками в соответствии с РД с применением «мягких» полотенец. Мягкое полотенце должно быть расположено на расстоянии не менее 2 м от герметизатора (тампона) с целью недопущения его повреждения при подъеме трубы. Запрещается подъем трубопровода с применением строп-удавок и тросовых полотенец.

При подготовке планируемых ремонтных работ к соединительным деталям и запорной арматуре должны быть при необходимости приварены вставки промежуточной толщины или переходные кольца, с подваркой кольцевого стыка изнутри с проведением неразрушающего контроля сварных швов.

Подготовка участка трубопровода для врезки производится в следующей последовательности:

— удаление дефектного участка МН, запорной арматуры, соединительных деталей (методом взрыва или безогневой резки);

— герметизация торцов ремонтируемого трубопровода глиняными тампонами или герметизаторами;

— сверление на расстоянии не менее 40 м от тампонов, герметизаторов отверстия для контроля за уровнем и давлением/вакуумом нефти за герметизатором (тампоном)

— сверление контрольных отверстий для отбора анализа воздуха перед тампонами и герметизаторами на расстоянии 100-150 мм от их торцов;

— дегазация ремонтного котлована и контроль загазованности воздушной среды;

— определение соосности стыкуемых участков трубопроводов в соответствии с рисунком 16.15. При соосности стыкуемых участков трубопровода производятся работы по подгонке «катушки», запорной арматуры, соединительных деталей. При несоосности концов трубопровода участки трубопровода дополнительно освобождаются (вскрываются) от грунта экскаватором.

Выставленные торцы ремонтируемого трубопровода, при проведении дальнейших операций, должны оставаться неподвижными. Неподвижность концов трубопровода обеспечивается фиксированием положения стрелы трубоукладчика и засыпкой трубопроводов грунтом.

При невозможности центровки трубопровода с требуемой точностью, ремонт данного участка нефтепровода производится монтажом гнутых отводов.

а) смещение кромок стыкуемых труб; б) несоосность стыкуемых труб.

Рисунок 16.15 – Схема замера соосности труб при врезке(α ≤ 1,5 0 )

Деформированные взрывом торцы нефтепровода отрезают газовой резкой на расстоянии не менее 100 мм с последующей обработкой специализированными станками. Допускается обработка угловой шлифовальной машинкой со снятием слоя металла с обрезанного торца нефтепровода не менее 1 мм и формированием разделки кромок под сварку для труб с толщиной стенки до 17 мм.

Концы труб подвергаются УЗК на длине не менее 100 мм по всему периметру на наличие расслоений. Расслоения, выявленные УЗК, удаляются.

Подгонка «катушки» производится в следующей последовательности:

— производится разметка «катушки» (переходные кольца — при необходимости) на трубе, длина которой должна соответствовать длине вырезанного участка с учетом припуска на механическую обработку после газовой резки величиной 2 мм. Длина «катушки», соединительной детали и запорной арматуры с переходными кольцами, готовой к установке, должна быть меньше длины ремонтного участка на величину от 2 до 3 мм;

— разметка линии реза производится мелом или тальком с применением мягких шаблонов либо других специальных приспособлений.

— для определения длины монтируемой «катушки» производится измерение длины заменяемого участка нефтепровода в четырех точках по горизонтальной и вертикальной плоскостям в соответствии с рисунком 16.16. Разность длин образующих должна составлять не более 3 мм.

Рисунок 16.16 – Схема измерения длины ремонтного участка МН

Центровка «катушки» с нефтепроводом производится с применением наружных центраторов.

В случае, когда концы ремонтируемого нефтепровода и «катушки» имеют овальность, для сборки должны применять центраторы, предназначенные для исправления овальности.

Подготовка и подгонка «катушек», соединительных деталей (гнутых отводов, переходов, тройников, запорной арматуры) производится в следующей последовательности:

— при соблюдении требований РД по смещению кромок и разнотолщинности свариваемых элементов, на торец ремонтируемого нефтепровода установить, зафиксировать и приварить одну сторону гнутого отвода (перехода, тройника);

— при разнице в толщине стенки ремонтируемого нефтепровода и соединительной детали, превышающей требования РД, к соединительной детали с обеих сторон приварить вставки промежуточной толщины или переходные кольца, длина которых после монтажа должна быть не менее 250 мм.

Сборка окатушенной соединительной детали с ремонтируемым нефтепроводом (устранение технологического разрыва) производится с выполнением захлёста или установкой «катушки».

Не допускается сварка поперечных сварных стыков на соединениях типа труба с трубой (при врезке «катушки» и сварки стыков захлеста), труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между продольными сварными швами, примыкающими к поперечному стыку, составляет менее 100 мм.

Допускается расстояние менее 100 мм между примыкающими продольными сварными швами на поперечном сварном стыке на соединениях типа соединительная деталь с соединительной деталью при разрешении представителя службы технического надзора с записью в исполнительной документации.

Минимальное расстояние от поперечных сварных швов ремонтируемого нефтепровода до сварных швов привариваемой «катушки» должно быть не менее наружного диаметра нефтепровода, исключение — вставки промежуточной толщины или переходные кольца, длина которых должна быть не менее 250 мм.

Перед сваркой кромки деталей и ремонтируемого нефтепровода зачищаются до чистого металла на ширину не менее 15 мм с внутренней и наружной стороны.

Сборку элементов, отличающихся по толщине на 2 мм и менее, проводят без дополнительной обработки свариваемых торцов.

При сборке сварных стыков запрещается:

— нагрев стенки трубы для последующей правки концов труб или исправления вмятин;

— правка концов труб ударным способом.

— Сборка и сварка стыков захлестов должны выполняться по операционно-технологическим картам.

— В зависимости от условий выполнения работ сварка стыков захлестов при ликвидации технологических разрывов может производиться по трем схемам:

— схема 1 — концы нефтепровода свободны (не засыпаны грунтом), находятся в траншее и имеют свободу перемещения, как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях;

— схема 2 — конец одного из стыкуемых участков нефтепровода свободно перемещается в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а другой защемлен (подходит к узлу запорной арматуры и т.п.);

— схема 3 — оба конца соединяемых участков нефтепровода защемлены, но оси соединяемых участков находятся в пределах, соответствующих условиям сборки.

В соответствии со схемами 1,2 соединение участков нефтепровода может осуществляться сваркой одного кольцевого стыка захлеста или вваркой катушки с выполнением двух кольцевых стыков. В соответствии со схемой 3 ликвидацию технологического разрыва производят исключительно путем вварки катушки с выполнением двух кольцевых стыков (или трех стыков – для варианта составной катушки).

При выполнении захлёста концы перемещаемых участков нефтепровода вскрываются из расчета необходимости перемещения конца нефтепровода на расстояние (высоту), равное диаметру нефтепровода плюс 0,3 м от места выполнения захлёсточного стыка. Стык захлеста должен располагаться на расстоянии не менее одного диаметра от соседнего кольцевого шва, исключение — вставки промежуточной толщины или переходные кольца, длина которых должна быть не менее 250 мм.

При выполнении стыковки захлеста запрещается:

— стыковка труб с различной толщиной стенки;

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

— перемещение подвижного конца нефтепровода с радиусом меньше радиуса упругого изгиба нефтепровода.

Дата добавления: 2018-05-10 ; просмотров: 2239 ;

ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА (ТТК)

РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА С ВЫРЕЗКОЙ ДЕФЕКТНОЙ И ВРЕЗКОЙ БЕЗДЕФЕКТНОЙ «КАТУШКИ»

I. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

I. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Типовая технологическая карта (далее ТТК) — комплексный нормативный документ, устанавливающий по определённо заданной технологии организацию рабочих процессов по строительству сооружения с применением наиболее современных средств механизации, прогрессивных конструкций и способов выполнения работ. Они рассчитаны на некоторые средние условия производства работ. ТТК предназначена для использования при разработке Проектов производства работ (ППР), другой организационно-технологической документации, а также с целью ознакомления (обучения) рабочих и инженерно-технических работников с правилами производства работ по ремонту дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки». Суть этого вида ремонта заключается в том, что участок трубы с дефектом вырезают и заменяют бездефектной трубой — «катушкой». Вырезка дефекта применяется в следующих случаях:

— недопустимое сужение проходного сечения нефтепровода;

— невозможность отремонтировать трубопровод другими, менее радикальными методами из-за протяженной трещины, глубокой вмятины с трещиной или коррозией, чрезмерной длины дефектного участка и др.

1.2. В настоящей карте приведены указания по организации и технологии производства работ по ремонту дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки», рациональными средствами механизации, приведены данные по контролю качества и приемке работ, требования промышленной безопасности и охраны труда при производстве работ.

1.3. Нормативной базой для разработки технологических карт являются: СНиП, СН, СП, ГЭСН-2001 ЕНиР, производственные нормы расхода материалов, местные прогрессивные нормы и расценки, нормы затрат труда, нормы расхода материально-технических ресурсов.

1.4. Цель создания ТК — описание решений по организации и технологии производства работ по ремонту дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки» с целью обеспечения их высокого качества, а также:

— снижение себестоимости работ;

— сокращение продолжительности строительства;

— обеспечение безопасности выполняемых работ;

— организации ритмичной работы;

— рациональное использование трудовых ресурсов и машин;

— унификации технологических решений.

1.5. На базе ТТК в составе ППР (как обязательные составляющие Проекта производства работ) разрабатываются Рабочие технологические карты (РТК) на выполнение отдельных видов работ по ремонту дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки». Рабочие технологические карты разрабатываются на основе типовых карт для конкретных условий данной строительной организации с учетом её проектных материалов, природных условий, имеющегося парка машин и строительных материалов, привязанных к местным условиям. Рабочие технологические карты регламентируют средства технологического обеспечения и правила выполнения технологических процессов при производстве работ.

Конструктивные особенности по прокладке кабеля связи ВОЛС в траншею открытым способом решаются в каждом конкретном случае Рабочим проектом. Состав и степень детализации материалов, разрабатываемых в РТК, устанавливаются соответствующей подрядной строительной организацией, исходя из специфики и объема выполняемых работ. Рабочие технологические карты рассматриваются и утверждаются в составе ППР руководителем Генеральной подрядной строительной организации, по согласованию с организацией Заказчика, Технического надзора Заказчика.

1.6. Технологическая карта предназначена для производителей работ, мастеров и бригадиров, выполняющих работы по ремонту дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки», а также работников технического надзора Заказчика и рассчитана на конкретные условия производства работ в III-й температурной зоне.

II. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Технологическая карта разработана на комплекс работ по ремонту дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки».

2.2. Работы по ремонту дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки» выполняются в одну смену, продолжительность рабочего времени в течение смены составляет:

где 0,06 — коэффициент снижения работоспособности за счет увеличения продолжительности рабочей смены с 8 часов до 10 часов.

2.3. В состав работ, последовательно выполняемых при ремонте дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки», входят:

— проведение подготовительных работ;

— подготовка линейных задвижек и проверка их на герметичность;

— остановка перекачки нефти по трубопроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими задвижками;

— освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода;

— вырезка дефектной «катушки» безогневым методом;

— герметизация внутренней полости нефтепровода;

— вварка новой «катушки» и контроль качества сварных соединений;

— открытие задвижек, выпуск воздуха и заполнение трубопровода нефтью;

— вывод трубопровода на необходимый режим работы, обеспечиваемый включением на НПС насосных агрегатов в определенной последовательности для достижения требуемой производительности.

На каждую указанную операцию, оформляется отдельный наряд-допуск.

2.4. Для ремонта дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки» применяется ввариваемая катушка того же диаметра, той же толщины и марки стали, что и соединяемые трубы с припуском на 25-50 мм, длиной не менее 1,22 м, на катушке должен быть указан номер трубы, из которой она вырезана; вантузы 150-200 мм для откачки (закачки 100-150 мм) нефти и вантузы 50 мм для впуска (выпуска) воздуха изготовленные в соответствии с требованиями ТУ 1469-001-01297858-01; тройники и тройниковые соединения сварные; патрубки вантузов должны иметь сертификат на трубы, из которых они изготовлены и соответствовать техническим условиям ТУ 1469-001-01297858-01.

2.5. Технологической картой предусмотрено выполнение работ комплексным механизированным звеном в составе: машина безогневой резки труб 325-1420 мм, до 20 мм СМ-307; устройство для вырезки отверстий под давлением типа УВО 100-150 (max ход инструмента 65 мм); кран-трубоукладчик Komatsu D355C-з (длина стрелы 8,56 м, максимальная грузоподъемность 92 т) сварочный агрегат типа АДД на базе передвижной электростанции ДЭС-60 и в качестве ведущего механизма.

Рис.2. Сварочный агрегат АДД

1 — генератор; 2 — двигатель; 3 — регулятор скорости вращения; 4 — бак с горючим

Рис.1. Трубоукладчик Komatsu D355C-з

Рис.3. Машина СМ-307

Рис.4. Устройство УВО 100-150

2.6. Работы по ремонту дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки» следует выполнять, руководствуясь требованиями следующих нормативных документов:

— СП 48.13330.2011. Организация строительства;

— СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы;

— РД 153-39.4-067-04. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов;

— РД 153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах;

— РД 153-39.4-130-2002. Регламент по вырезке и врезке «катушек» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключение участков магистральных нефтепроводов;

— ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии;

— СНиП 12-03-2001. Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования;

— СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство;

— РД 11-02-2006. Требования к составу и порядку ведения исполнительной документации при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства и требования, предъявляемые к актам освидетельствования работ, конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения;

— РД 11-05-2007. Порядок ведения общего и (или) специального журнала учета выполнения работ при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства.

III. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

3.1. В соответствии с СП 48.13330.2011 «Организация строительства» до начала выполнения строительно-монтажных работ на объекте Подрядчик обязан в установленном порядке получить у Заказчика проектную документацию и разрешение на выполнение строительно-монтажных работ. Выполнение работ без разрешения запрещается.

3.2. До начала производства работ по ремонту дефектов магистрального нефтепровода с вырезкой «катушки» необходимо провести комплекс организационно-технических мероприятий, в том числе:

— назначить лиц, ответственных за качественное и безопасное выполнение работ, а также их контроль и качество выполнения;

— провести инструктаж членов бригады по технике безопасности;

— доставить в зону производства работ необходимые машины, механизмы и инвентарь;

— разработать схемы и устроить временные подъездные пути для движения транспорта к месту производства работ;

— обеспечить связь для оперативно-диспетчерского управления производством работ;

— установить временные инвентарные бытовые помещения для хранения строительных материалов, инструмента, инвентаря, обогрева рабочих, приёма пищи, сушки и хранения рабочей одежды, санузлов и т.п.;

— обеспечить рабочих инструментами и средствами индивидуальной защиты;

— подготовить места для складирования материалов, инвентаря и другого необходимого оборудования;

— обеспечить строительную площадку противопожарным инвентарем и средствами сигнализации;

— оградить зону проведения работ, вывесить предупредительные плакаты и знаки;

— промывка и проверка герметичности задвижек;

— отвести земли под амбары, котлованы, трассы временных коммуникаций, полевой городок;

— согласовать схемы расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре;

— составить акт готовности объекта к производству работ;

— получить разрешения на производство работ у технадзора Заказчика.

3.3. До начала работ по ремонту нефтепровода должны быть полностью выполнены все подготовительные работы, в том числе:

— прокладка временных трубопроводов в случае возможности перекачки нефти из ремонтируемого участка в параллельный нефтепровод;

— сооружение полевого городка для ремонтного персонала;

— организация связи ремонтной бригады с диспетчером управления.

3.4. 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.

3.4.1. 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.).

3.4.2. В местах пересечения трассы нефтепровода с действующими подземными коммуникациями разработка грунта механизированным способом, на расстоянии менее 2,0 м по горизонтали и 1,0 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.

3.4.3. 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.

Выполненные работы предъявляют технадзору Заказчика для осмотра и подписания Актов освидетельствования, скрытых работ по срезке растительного (плодородного) слоя грунта, в соответствии с Приложением 3, РД-11-02-2006.

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

3.5. Разработка и обустройство ремонтного котлована

3.5.1. До начала работ по разработке ремонтного котлована необходимо определить место вскрытия трубопровода, уточнить размеры ремонтного котлована, произвести разбивку границ котлована по принятым размерам относительно оси трубопровода, определить по исполнительной документации, паспорту на МН, материалам диагностики наличие на участке работ приварных соединений, которые должны быть вскрыты вручную.

3.5.2. Разработка котлована должна осуществляться экскаваторами. Для предотвращения повреждения трубопровода ковшом экскаватора минимальное расстояние между образующей трубопровода и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,20 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе.

3.5.3. Размеры ремонтного котлована должны обеспечивать проведение работ по замене дефектного участка. Длина котлована определяется из расчета:

где — длина заменяемого участка нефтепровода (м), но не менее диаметра нефтепровода, при этом расстояние от конца заменяемого участка до прилегающей торцевой стенки котлована должно быть не менее 1-1,5 м.

3.5.4. Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована не менее 1,5 м.

3.5.5. Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается, при разработке котлована глубиной до 1,5 м должна быть обеспечена крутизна откосов не менее 1:0,25. При разработке котлована глубиной 1,5 м и более крутизна откосов должна соответствовать величинам, указанным в табл.1.

Допустимая крутизна откосов траншей и ремонтного котлована

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

РЕГЛАМЕНТ
ПО ВЫРЕЗКЕ И ВРЕЗКЕ «КАТУШЕК» СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ, ЗАГЛУШЕК, ЗАПОРНОЙ И РЕГУЛИРУЮЩЕЙ АРМАТУРЫ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
РД 153-39.4-130-2002

Утвержден 8 октября 2002 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков трубопроводов

Врезка деталей выполняется по операциям и осуществляются в следующей последовательности:

— остановка перекачки нефти по трубопроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими задвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке, параллельному нефтепроводу или лупингам, ремонтируемый участок отключается закрытием линейных задвижек;

— освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода;

— вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с использованием энергии взрыва;

— герметиза ция внутренней полости трубопровода;

— сварочно-монтажн ые работы по врезке новой детали или подключению участка трубопровода методом «захлеста» и контроль качества сварных соединений;

— открытие задвижек, выпуск воздуха и заполнение нефтепровода нефтью;

— вывод нефтепровода на необходимый режим работы, обеспечиваемый включением на НПС насосных агрегатов в определенной последовательности для достижения требуемой производительности.

1.5. Подготовительные работы, промывка и проверка герметичности задвижек, отвод земли под амбары, котлованы, трассы временных коммуникаций, полевой городок, согласование схем расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре, разработка схем подъездных путей для движения транспорта должны быть организованы ОАО МН до начала основных работ.

1.6. Организация связи при выполнении работ по замене «катушек» должна выполняться на основании требований соответствующего раздела Правил ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах.

1.7. При выполнении каждой операции при врезке должна быть обеспечена сменность работы персонала.

Работы по выполнению конкретных видов работ и каждой операции по п. 1.4 должны проводиться обученным персоналом, который может быть допу щен к производству работ после проверки знаний с оформлением в установленном порядке протокола. Списочный состав персонала, выполняющего отдельные виды работ по плану производства работ, указывается в наряде-допуске на эти работы.

На каждую операцию, указанную в п. 1.4 оформляется отдельный наряд-допуск.

Ответственный за вывод нефтепровода на необходимый режим работы указывается в ППР.

Нахождение персонала, не занятого непосредственным выполнением отдельных операций ближе 50 м от места производства работ не допускается.

1.8. Ответственный за организацию и безопасное производство работ, выполняемых силами одного РНУ (УМН), СУПЛАВ назначается приказом по РНУ (УМН), СУПЛАВ из числа руководителей — начальника, главного инженера, заместителя начальника с нахождением на месте проведения работ.

Ответственный за организацию и безопасное производство работ, выполняемых силами нескольких РНУ (УМН), СУПЛАВ назначается приказом по ОАО МН из числа руководителей — главного инженера, заместителя генерального директора с нахождением на месте проведения работ.

1.9. При возникновении в ходе производства плановых работ необходимости вырезки, врезки дополнительных «катушек», или выполнения других видов работ (откачка нефти и т.п.), данные работы должны быть проведены с оформлением документов в соответствии с порядком, определенным для производства плановых работ.

2. 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 производ ства ремонтных и строительных работ на объектах МН.

— 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.

РАЗРАБОТКА И ОБУСТРОЙСТВО РЕМОНТНОГО КОТЛОВАНА

2.7. До начала работ по разработке ремонтного котлована необходимо определить место вскрытия трубопровода, уточнить размеры ремонтного котлована, произвести разбивку границ котлована по принятым размерам относительно оси трубопровода, определить по исполнительной документации, паспорту на МН, материалам диагностики наличие на участке работ приварных соединений, которые должны быть вскрыты вручную.

2.8. Разработка котлована должна осуществляться экскаваторами. Для предотвращения повреждения трубопровода ковшом экскаватора минимальное расстояние между образующей трубопровода и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,20 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе.

2.9. Размеры ремонтного котлована должны обеспечивать проведение работ по замене дефектного участка.

Длина котлована определяется из расчета:

где l — длина заменяемого участка нефтепровода (м), но не менее диаметра нефтепровода, при этом расстояние от конца заменяемого участка до прилегающей торцевой стенки котлована должно быть не менее 1 — 1,5 м.

Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована не менее 1,5 м.

2.10. Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается, при разработке котлована глубиной до 1,5 м должна быть обеспечена крутизна откосов не менее 1:0,25. При разработке котлована глубиной 1,5 м и более крутизна откосов должна соответствовать, величинам, указанным в табл. 2.1 (п. 9.10 СНиП III-4-80).

Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Источник