Тема 1.4 Эксплуатация переходов магистральных трубопроводов через препятствия

Проверка задвижек перехода

Ежеквартально проверяются все задвижки перехода:

на полное закрытие и открытие с регулировкой (при необходимости) концевых выключателей; на герметичность с составлением акта на каждую проверенную задвижку с отметкой в паспорте подводного перехода и формуляре запорной арматуры.

Проверка всех задвижек перехода (основной и резервных ниток) на полное закрытие и открытие выполняется в режимах телеуправления и местного управления.

В процессе технического обслуживания в соответствии с планом производятся очистка и промывка основной и резервной ниток подводного перехода.

В соответствии с годовым планом проводятся внутритрубная диагностика, полное или частичное обследование подводного перехода.

Ежемесячно проверяют техническое состояние узлов отбора давления в соответствии с эксплуатационной документацией.

Обходчик в зимний период обязан 3 раза в неделю бурить лунки во льду для контроля наличия нефти подо льдом.

 

Техническое обслуживание береговой запорной арматуры производится в соответствии с НТД [2]. Ежеквартально проверяются все задвижки перехода:

на полное закрытие и открытие с регулировкой (при необходимости) концевых выключателей;

на герметичность с составлением акта на каждую проверенную задвижку с отметкой в паспорте подводного перехода и формуляре запорной арматуры.

Проверка всех задвижек перехода (основной и резервных ниток) на полное закрытие и открытие выполняется в режимах телеуправления и местного управления.

Контроль герметичности береговых задвижек производится по изменению давления в отсеченном участке не менее б ч и акустическим течеискателем при перепаде давления на закрытых задвижках 1-2 МПа. Избыточное давление в отсеченной нитке в начале измерения должно быть не ниже 0,1 МПа.

Увеличение (рост) давления в отсеченном участке и наличие акустического шума в задвижке характеризуют негерметичность задвижки.

В случае выявления негерметичности береговой задвижки немедленно должны быть приняты меры по восстановлению ее герметичности или замене задвижки.

Результаты промывки, очистки ниток перехода, проверки береговых задвижек на герметичность и полное закрытие-открытие, работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений перехода заносятся в соответствующие разделы паспорта подводного перехода, составляются акты.

Для обозначения положения колодцев, вантузов и отборов давления в зимнее время рядом с ними устанавливаются указатели и вешки высотой не менее 2,5 м от поверхности земли.

 

Рисунок - Схема расположения вантузов на подводном переходе (для однониточного перехода)

 

 

Рисунок - Схема расположения вантузов на подводном переходе (для двухниточного перехода)

Вантузы должны располагаться на расстоянии 5-10 м от соответствующих задвижек в пределах узла задвижек.

Техническое обслуживание и эксплуатация электрооборудования перехода осуществляются в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок потребителей, Межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, а также эксплуатационной документации.

Обходчики (ежедневно) и бригады ЛЭС (еженедельно) осуществляют внешний осмотр датчиков отбора давления, манометрических узлов, сигнализаторов прохождения СОД, вантузов, контроль отсутствия механических повреждений оборудования и изоляции, коррозии.

 

Требования к оборудованию ПП

 

1. ПП должны быть оборудованы системами обнаружения утечек, а переходы, построенные методом «труба в трубе» должны быть оборудованы системами контроля давления в межтрубном пространстве. Информация о давлении должна подаваться на диспетчерский пункт ближайшей станции.

Переходы, построенные методом микротоннелирования должны быть оборудованы средствами контроля давления в межтрубном пространстве. Контроль давления в межтрубном пространстве должен осуществляться показывающими манометрами и преобразователями давления, имеющими выход на каналы системы телемеханики.

Информация о давлении в межтрубном пространстведолжна поступать на диспетчерский пульт.

2. Резервные нитки оборудуются КППСОД (средства очистки и диагностики)

3. ПП через судоходные и сплавные реки шириной более 500 м по зеркалу воды в межень должны иметь блокпост обходчика, оборудованный телефонной и радиосвязью.

4. ПП оборудуются постоянными геодезическими знаками (реперами), которые закладываются ниже глубины промерзания грунта, чтобы предотвратить морозный подъем репера.

Стационарные реперы устанавливаются в зависимости от количества ниток на переходе:

- однониточный переход - 2 репера на одном берегу при ширине зеркала воды в межень до 50 м;

- однониточный переход - 3 репера при ширине зеркала воды в межень до 300 м;

- многониточный переход или однониточный переход с шириной зеркала воды в межень 300 м и более

- 4 репера (по 2 на каждый берег).

Стационарные створные знаки устанавливаются на оси каждой нитки, не менее 1 знака на каждом берегу.

5. Задвижки или краны, установленные на переходе, должны быть электрифицированы, телемеханизированы и находится в системе телеуправления. Электроснабжение задвижек и кранов должно осуществляться от двух независимых источников.

6. Задвижки имеют технологический номер, указатели положения затвора, ограждения, предупреждающие аншлаги. Береговые задвижки и краны должны обеспечивать герметичность отключенного участка перехода.

7. Для освобождения ПП от нефти в аварийных ситуациях путем замещения водой с пропуском разделителей, узлы береговых задвижек основной и резервной нитки перехода оборудуются с вантузами с Ду не менее 150 мм.

8. Задвижки и краны переходов должны иметь обвалование. Основные требования к обвалованию: высота обвалования 0,7 м; внутренние откосы обвалования должны быть укреплены протифильтрационным экраном; расстояние от основных задвижек или кранов до подошвы обвалования составляет 1,5 м.

Рисунок – Схема обвалования задвижек

1 - земляной вал; 2 - приямок; 3 - дренажная задвижка

 

Узлы задвижек и КППСОД должны быть оборудованыосвещением

В колодцах отбора давления должны быть установлены уровнемеры, подключенные к системе телемеханики.

Ключи от замков защитных сооружений и колодцев должны храниться у обходчика и в линейной эксплуатационной службе НПС (ЛПДС).

9. Для проведения работ по внутритрубной диагностике в границах перехода должны устанавливаться маркерные пункты.

 

Требования к оборудованию воздушных переходов

В границы воздушного перехода магистрального нефтепроводачерез водную преграду входят надземная часть и участкиподземного трубопровода длиной по 50 м от мест выходатрубопровода из земли.

Границы проведения обследования воздушных переходов:

- полоса шириной 50 м (по 25 м от оси нитки в обе стороны);

- длина полосы обследования - в границах перехода (длинанадземной части и участки подземной части по 50 м от мествыхода трубопровода из земли).

1. На трубопроводе и опорах ВП устанавливаются реперы для выполнения геодезического контроля положений элементов конструкции перехода.

2. Склоны оврагов и берега водного перехода в местах установки береговых опор должны быть оборудованы гасителями скорости потока (растительный покров, ступенчаты перепады, водопойные колодцы).

3. Русловые опоры балочных переходов должны иметь ледорезы в соответствие с проектом.

Периодичность проведения обследования: МагистральныхНефтеПереходов для переходов со сроком эксплуатации до 20 лет - 1 раз в 3 года более 20 лет - 1 раз в 2 года.

При обследовании воздушных переходов выполняются:

- технический контроль надземной части трубопровода, несущих конструкций, опор;

- определение планово-высотного положения трубопровода с привязкой к пикетажу; - нивелировка конструкций перехода;

- определение технического состояния береговых участков, берегоукрепления, информационных знаков, реперов и маркерных пунктов.

Схемы воздушных переходов и основные контролируемыегеометрические параметры: L - длина пролета; f - стрела прогиба

Основные контролируемые геометрические параметры:

а - балочный переход; б - арочный переход;

в - подвесной (вантовый) переход;

L - длина пролета; f - стрела прогиба

 

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ, ИМЕЮЩИХ ВЫЯВЛЕННЫЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ ДЕФЕКТЫ ПЕРВООЧЕРЕДНОГО РЕМОНТА

Нитки переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды, имеющие выявленные по результатам внутритрубной диагностики дефекты первоочередного ремонта, должны быть немедленно выведены из эксплуатации.

Линейные задвижки на выведенной из эксплуатации нитке перехода должны быть закрыты, обтянуты и обесточены, давление в отключенном участке снижено до статического, должен быть обеспечен контроль отсутствия избыточного давления средствами телемеханики, текущие осмотры и обслуживание должны производиться в полном объеме, как на действующем нефтепроводе.

При невозможности вывода из эксплуатации перехода МН через водную преграду, имеющего дефекты первоочередного ремонта, должны быть приняты меры по обеспечению его безопасной эксплуатации на период до устранения указанных дефектов.

Мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации перехода МН через водную преграду, имеющего дефекты первоочередного ремонта, должны включать:

Снижение максимального рабочего давления в нефтепроводе до величины не превышающей указанную в «Отчете по результатам расчета на прочность труб с дефектами, обнаруженными ВИП», переутверждение технологической карты нефтепровода и карты уставок защит.

Пересмотр технологических режимов работы нефтепровода с обеспечением его эксплуатации на технологических режимах, обеспечивающих минимальное проходящее давление на переходе МН через водную преграду.

Пересмотр плана инспекции магистральных нефтепроводов на текущий год, предусматривающий дополнительное внутритрубное обследование дефектного участка различными типами приборов.

Пересмотр плана проведения дополнительного дефектоскопического контроля и плана устранения дефектов на текущий год, предусматривающий первоочередной ДДК, и устранение дефектов ПОР на переходах через водные преграды.

Ремонт дефектов ПОР временными методами ремонта.

 

ТРЕБОВАНИЯ К ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЕ

Все трубопроводы (кроме проложенных надземно) независимо от условий эксплуатации подлежат электрохимической защите.

Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов на трубопроводе были (по абсолютной величине) не меньше минимального и не больше максимального значений.

Значения минимального и максимального защитных потенциалов в зависимости от условий прокладки и эксплуатации трубопровода приведены в спец таблицах.

На всех вновь построенных и реконструируемых трубопроводах должны быть обеспечены только поляризационные потенциалы (потенциалы без омической составляющей). До проведения комплексного обследования с последующей реконструкцией допускается контроль защиты потенциала с омической составляющей.

Электрохимическую защиту трубопроводов от коррозии следует проектировать для трубопровода в целом, с определением на начальный и конечный периоды эксплуатации (не менее 10 лет) следующих параметров:

- для установок катодной защиты - силы защитного тока и напряжения на выходе катодных станций (преобразователей), а также сопротивления анодных заземлений;

- для протекторных установок - силы защитного тока и сопротивления протекторов;

- для установок дренажной защиты - силы тока дренажа и сопротивления дренажной цепи.

Если проектом предусматриваются более поздние сроки окончания строительства средств электрохимической защиты и ввода их в эксплуатацию, то должна быть запроектирована временная электрохимическая защита

Тема 1.4 Эксплуатация переходов магистральных трубопроводов через препятствия

Условные обозначения и сокращения

ВИП Внутритрубный инспекционный прибор

ВТД Внутритрубная диагностика

ГВВ Горизонт высоких вод

ДДК Дополнительный дефектоскопический контроль

ДПР Дефект, подлежащий ремонту

КППСОД Камера пуска-приема средств очистки и диагностики

ЛПДС Линейная производственно-диспетчерская служба

ЛЭС Линейная эксплуатационная служба

ЛЭП Линия электропередачи

МН Магистральный нефтепровод

МТ Микротоннелирование

ННБ Наклонно-направленное бурение

НПС Нефтеперекачивающая станция

НТД Нормативно-техническая документация

ОАО МН Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов

ОУ Очистное устройство

ПОР Дефект первоочередного ремонта

ПМН Переход магистрального нефтепровода через водную преграду

ППМН Подводный переход магистрального нефтепровода

РНУ Районное нефтепроводное управление

СОУ Система обнаружения утечек

ТУ Телеуправление

УМН Управление магистральных нефтепроводов

ЦТД Центр технической диагностики

ЭХЗ Электрохимическая защита

Регламентом устанавливаются следующие виды обследования:

- периодическое частичное;

- периодическое полное;

- обследование в период строительства и ремонта.

1. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*

2. АйнбиндерА.Б.. Расчёт магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. - М.: Недра,1991.

3. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчёты по сооружению трубопроводов. – М.: Недра, 1970.

4. Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды

5. База нормативной документации: www.complexdoc.ru

 

 

Магистральные трубопроводы (МТ), являясь линейно-протяженными сооружениями, пересекают на своем пути, как правило, большое число естественных и искусственных препятствий.

К естественным относятся препятствия, сформировавшиеся на земной поверхности без участия человека (реки, озера, болота, овраги и т.п.). Под искусственными понимают препятствия, появившиеся в результате деятельности человека (железные и автомобильные дороги, каналы, водохранилища и т.п.).

Воздушные переходы

Надземные воздушные переходы подразделяются на:

* балочные;

* подвесные (вантовые);

* арочные.

Воздушные переходы устраиваются при пересечении трубопроводом нешироких болот, оврагов, рек, каналов, участков, под дневной поверхностью которых ведется выемка породы, полезных ископаемых и т.д.

К воздушным (надводным) переходам относится участок линейной части трубопровода, проложенный надземно, с использованием опорных сооружений, через водные преграды шириной 10 м и более.

В границы воздушного (надводного) перехода магистрального трубопровода через водную преграду входят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной по 50 м от мест выхода трубопровода из земли.

 

Подвесные (вантовые, висячие) переходы отличаются от балочных тем, что роль промежуточных опор выполняют канаты, удерживающие трубопровод от провисания. Для крепления несущего троса служат пилоны и якоря (анкерные опоры). Пилоном называют опору, к которой подвешивается несущий трос. Высота пилона должна быть достаточно большой, чтобы обеспечить необходимый прогиб каната, а также запас высоты для прохода судов под трубопроводом. Нижняя массивная часть пилона из бетона или бутобетона опирается на грунт, играя роль фундамента, а верхняя легкая играет роль мачты. Якорями называют опоры, служащие для крепления концов несущего троса.

 

При сооружении подвесных переходов первой операцией является сооружение опор (нижней части пилонов и якорей). Одновременно монтируется верхняя часть пилонов. Монтаж верхней части пилонов к опорам осуществляется после их подъема с помощью трубоукладчиков, автокранов и т.п. После этого между пилонами натягивается несущий трос с подвесками. Далее с помощью полиспастов, закрепленных на несущем тросе на предельно возможных расстояниях по условиям прочности трубопровода, его поднимают на уровень подвесок и закрепляют их.

В самонесущих (арочных, трапецеидальных, в виде провисающей нити) переходах нагрузку трубопровод воспринимает на себя. При монтаже арок сначала на специальном станке гнут необходимое число труб в соответствии с ее расчетной кривизной. Затем на монтажной площадке сваривают арку на полную длину, а также собирают на ней все элементы оснастки. Далее подготовленную к установке арку испытывают внутренним давлением, наносят на нее антикоррозионное покрытие, после чего перетаскивают через препятствие. Заканчиваются работы подъемом арки и ее закреплением на опорах.

В процессе эксплуатации подземных переходов нефтепроводов через железные и автомобильные дороги необходимо проверять:

состояние смотровых и отводных колодцев, отводных канав для выявления утечек нефти, нарушений земляного покрова, опасных для нефтепровода проседаний и выпучиваний грунта (не реже 1 раза в месяц);

положение защитного кожуха и нефтепровода, а также состояние изоляции нефтепровода.

В процессе эксплуатации балочных, подвесных и арочных надземных переходов необходимо вести визуальный контроль за общим состоянием воздушных переходов трубопровода, береговых и промежуточных опор, их осадкой, состоянием мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода трубопроводов из земли, креплений трубопроводов в опорах земляных насыпей.

Обследования воздушных переходов должны выполняться не реже 2 раз в год: весной — после паводка, летом — в период подготовки к осенне-зимней эксплуатации.

Результаты обследований оформляются актами и записываются в соответствующие паспорта и журналы.

В процессе эксплуатации подводных переходов периодически необходимо проводить оценку их технического состояния

Техническое состояние подводных переходов определяется по результатам внутритрубной диагностики, обследований состояния антикоррозионной изоляции трубы, проверки планово-высотного положения трубопровода, целостности берегоукрепления, измерений и анализа влияния гидрологических характеристик водотока на состояние и положение трубопровода и по сопоставлению фактического состояния переходов с нормативными и проектными показателями.

Техническое обслуживание и эксплуатация подводных переходов осуществляется линейной эксплуатационной службой (ЛЭС) и обходчиком.

Обходчик ежедневно и бригада ЛЭС 1 раз в квартал и после прохождения паводка проводят осмотры технического состояния берегоукрепительных сооружений и береговых участков ППМН с целью определения: размывов берега; развития оврага; развития оползней; наличия провалов и пучения грунта; наличия кустарника и растительности по оси нефтепровода.

Ежегодно в соответствии с планом проводится очистка от древесной поросли и другой растительности полосы шириной по 3 м от оси МН.

Ежедневно обходчик и ежеквартально бригада ЛЭС проверяют наличие и состояние информационных знаков ограждения охранной зоны перехода на судоходных и сплавных водных путях, указательных знаков оси трубопроводов

 

Проверка задвижек перехода

Ежеквартально проверяются все задвижки перехода:

на полное закрытие и открытие с регулировкой (при необходимости) концевых выключателей; на герметичность с составлением акта на каждую проверенную задвижку с отметкой в паспорте подводного перехода и формуляре запорной арматуры.

Проверка всех задвижек перехода (основной и резервных ниток) на полное закрытие и открытие выполняется в режимах телеуправления и местного управления.

В процессе технического обслуживания в соответствии с планом производятся очистка и промывка основной и резервной ниток подводного перехода.

В соответствии с годовым планом проводятся внутритрубная диагностика, полное или частичное обследование подводного перехода.

Ежемесячно проверяют техническое состояние узлов отбора давления в соответствии с эксплуатационной документацией.

Обходчик в зимний период обязан 3 раза в неделю бурить лунки во льду для контроля наличия нефти подо льдом.

 

Техническое обслуживание береговой запорной арматуры производится в соответствии с НТД [2]. Ежеквартально проверяются все задвижки перехода:

на полное закрытие и открытие с регулировкой (при необходимости) концевых выключателей;

на герметичность с составлением акта на каждую проверенную задвижку с отметкой в паспорте подводного перехода и формуляре запорной арматуры.

Проверка всех задвижек перехода (основной и резервных ниток) на полное закрытие и открытие выполняется в режимах телеуправления и местного управления.

Контроль герметичности береговых задвижек производится по изменению давления в отсеченном участке не менее б ч и акустическим течеискателем при перепаде давления на закрытых задвижках 1-2 МПа. Избыточное давление в отсеченной нитке в начале измерения должно быть не ниже 0,1 МПа.

Увеличение (рост) давления в отсеченном участке и наличие акустического шума в задвижке характеризуют негерметичность задвижки.

В случае выявления негерметичности береговой задвижки немедленно должны быть приняты меры по восстановлению ее герметичности или замене задвижки.

Результаты промывки, очистки ниток перехода, проверки береговых задвижек на герметичность и полное закрытие-открытие, работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений перехода заносятся в соответствующие разделы паспорта подводного перехода, составляются акты.

Для обозначения положения колодцев, вантузов и отборов давления в зимнее время рядом с ними устанавливаются указатели и вешки высотой не менее 2,5 м от поверхности земли.

 

Рисунок - Схема расположения вантузов на подводном переходе (для однониточного перехода)

 

 

Рисунок - Схема расположения вантузов на подводном переходе (для двухниточного перехода)

Вантузы должны располагаться на расстоянии 5-10 м от соответствующих задвижек в пределах узла задвижек.

Техническое обслуживание и эксплуатация электрооборудования перехода осуществляются в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок потребителей, Межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, а также эксплуатационной документации.

Обходчики (ежедневно) и бригады ЛЭС (еженедельно) осуществляют внешний осмотр датчиков отбора давления, манометрических узлов, сигнализаторов прохождения СОД, вантузов, контроль отсутствия механических повреждений оборудования и изоляции, коррозии.