На главную
На главную

РД 153-112-014-97 «Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепродуктопроводах»

Инструкция устанавливает порядок организации и производства аварийно-восстановительных работ, меры по охране труда при их выполнении на магистральных нефтепродуктопроводах и отводах на них.

Обозначение: РД 153-112-014-97
Название рус.: Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепродуктопроводах
Статус: действующий
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 06.02.1997
Разработан: Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР)
ТОО "ТЭК"
Утвержден: АК "Транснефтепродукт" (06.02.1997)<br>Минтопэнерго РФ (06.02.1997)
Опубликован: № 1997

МИНИСТЕРСТВОТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ
«ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

«УТВЕРЖДАЮ»

Президент Акционерной компании

трубопроводного транспорта

нефтепродуктов «Транснефтепродукт»

И.Т. Ишмухаметов

«____»_______________ 1997 г.

«УТВЕРЖДАЮ»

Заместитель Министра

топлива и энергетики

Российской Федерации

Е.С. Морозов

«____»_______________ 1997 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ И ПОВРЕЖДЕНИЙ
НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДАХ

РД 153-112-014-97

 

«СОГЛАСОВАНО»

Госгортехнадзором России

Письмо № 10-03/543

от 27.12.96 г.

«СОГЛАСОВАНО»

Начальник управления

развития систем нефтепродукто-

и топливообеспечения

Минтопэнерго России

А.И. Лаухин

«____»_______________ 1997 г.

1997 г.

Инструкция разработана в Институтепроблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) при участии специалистов ТОО «ТЭК»:Гумеровым Р.С., Гараевой В.А., Бадритдиновой Г.Р. (ИПТЭР); Ишмухаметовой Р.Т.,Абдрахмановым А.А. (ТОО «ТЭК»).

ПРИНЯТЫЕВ ИНСТРУКЦИИ СОКРАЩЕНИЯ

МНПП       -магистральный нефтепродуктопровод

АО             -акционерное общество

АВР           -аварийно-восстановительные работы

АВС           -аварийно-восстановительная служба

ОАВП        -опорный аварийно-восстановительный пункт

АВП           -аварийно-восстановительный пункт

ЛПДС        -линейно-производственная диспетчерская станция

ПС             -перекачивающая станция

НС             -наливная станция

ПО АО      -производственное отделение АО (РУМНПП)

ВВО           -ведомственная военизированная охрана

ДПД           -добровольная пожарная дружина

ЧС              -чрезвычайная ситуация

ГО              -гражданская оборона

УВД           -управление внутренних дел

ГСМ          -горюче-смазочные материалы

РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ

Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральныхнефтепродуктопроводах

«Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральныхнефтепродуктопроводах» устанавливает правила и порядок организации и проведенияаварийно-восстановительных работ на магистральных нефтепродуктопроводах АК«Транснефтепродукт». В Инструкции отражены характеристики аварий намагистральных нефтепродуктопроводах и их классификация, вопросы организацииаварийно-восстановительной службы, а также организации выполненияаварийно-восстановительных работ. В зависимости от характера аварии илиповреждения приводится конкретная технология ремонта, подробно излагаютсятребования по качественному и безопасному производству всех операций и работ,включая ликвидацию последствий аварий.

При разработке данной Инструкции использованы требования иположения действующих руководящих документов, относящихся к аварийно-восстановительномуремонту, учтены результаты законченных НИОКР, опыт эксплуатациинефтепродуктопроводов.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Инструкция устанавливает порядок организации ипроизводства аварийно-восстановительных работ, меры по охране труда при ихвыполнении на магистральных нефтепродуктопроводах и отводах на них.

1.2. Выполнение требований настоящей Инструкции необходимо в целяхсокращения времени простоя трубопроводов при авариях, обеспечения безопасностипроизводства ремонтных работ, снижения ущерба для окружающей среды.

1.3. Данная Инструкция является обязательным документом для всехработников акционерных обществ акционерной компании «Транснефтепродукт» исторонних организаций, привлекаемых для осуществления АВР на МНПП.

1.4. При организации и проведении АВР на МНПП необходиморуководствоваться требованиями настоящей Инструкции и действующих нормативныхдокументов по охране труда и пожарной безопасности при эксплуатации МНПП ипроизводстве ремонтных работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных ипожароопасных объектах /1,…, 13, 17/.

Примечание:Инструкция не содержит специальных требований по производству АВР на переходахчерез водные преграды.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА АВАРИЙ

2.1. Виды аварий и повреждений

2.1.1. Аварией на линейной части МНПП считается событие, связанноес возникновением неконтролируемой утечки транспортируемого нефтепродукта врезультате разрушения (разгерметизации) трубопровода, запорной арматуры,оборудования для запуска или приема внутритрубных средств очистки идефектоскопии.

Аварии с потерей герметичности трубопровода проявляются в видесвищей, трещин, разрывов тела трубы, аварий запорной арматуры и фланцевыхсоединений с выходом нефтепродукта.

2.1.2. Повреждение магистрального трубопровода - это нарушение егоисправного состояния при сохранении работоспособности.

К повреждениям трубопроводов относятся различные по происхождениюгофры, вмятины, каверны, царапины, забоины, непровары, поры, неоднородностьметалла, отклонения выше нормы геометрического сечения труб, провисы иотдельные неплотности в конструкции трубопровода (сальники, прокладки и др.).

2.2.Классификация аварий

2.2.1. Причинами происхождения аварий на магистральныхтрубопроводах являются:

дефекты материала (труб, фасонных изделий, арматуры и др.);

коррозия;

брак строительно-монтажных работ;

механические повреждения при производстве работ вблизитрубопровода;

ошибки эксплуатационного персонала;

стихийные явления (землетрясения, наводнения, оползни и т.п.);

действия сторонних организаций;

действия физических лиц.

2.2.2. Способы обнаружений аварий на магистральныхнефтепродуктопроводах подразделяются на:

визуальные (по выходу перекачиваемого продукта на поверхность;обнаруживаются либо при контрольном обходе специальными патрульными группами,либо работниками других служб трубопровода, а также посторонними лицами);

специальные автоматизированные системы обнаружения аварий;

косвенные (по изменению технологических параметров перекачки:падению давления, снижению производительности и т.п.).

2.2.3. В зависимости от расположения дефектов на трубопроводеаварии подразделяются:

по основному металлу труб;

в сварных соединениях (продольный или поперечный швы);

на запорной арматуре;

на устройствах трубопровода (вантуз, отборы давления, указательпрохождения средств очистки и диагностики).

2.2.4. По условиям трассы и климата (аналогично характеристикеучастков трубопровода) аварии происходят на:

равнинных участках трассы;

переходах через препятствия;

болотистых участках трассы;

горных и скальных участках трассы;

подводных участках трубопроводов.

2.2.5. Последствия аварий всех видов в зависимости от тяжестиразделяются на три категории.

2.2.5.1. К последствиям 1 категории относятся аварии, приведшие:

- к смертельному случаю или травматизму с потерейработоспособности или групповому травматизму;

- к воспламенению нефтепродукта или взрыву его паров;

- нарушению работоспособности объекта МНПП более 24 часов илипотерям перекачиваемого продукта в окружающую среду свыше 100 куб. м.

2.2.5.2. К последствиям 2 категории относятся аварии, приведшие кнарушению работоспособности объекта МНПП от 8 до 24 часов или потерямперекачиваемого продукта в окружающую среду от 10 до 100 куб. м.

2.2.5.3. К последствиям 3 категории относятся аварии, приведшие кнарушению работоспособности объекта МНПП от 0,5 до 8 часов или потерямперекачиваемого продукта в окружающую среду от 1 до 10 куб. м.

2.2.6. Нарушение герметичности трубопровода, не подпадающее подопределение аварии, классифицируется как повреждение.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

3.1. Аварийно-восстановительная служба

3.1.1. Ликвидация аварий на линейной части магистральныхтрубопроводов должна выполняться силами аварийно-восстановительных служб спривлечением сил и средств местных органов власти и предприятий через местныеорганы управления, штабы по делам ГО и ЧС, МВД, в зависимости от тяжести(категории) аварии и возможных последствий для окружающей среды и населенныхпунктов.

3.1.2. Аварийно-восстановительная служба включает:

аварийно-восстановительные пункты, создаваемые на ЛПДС,перекачивающих станциях или наливных станциях;

центральные аварийно-ремонтные службы или опорныеаварийно-восстановительные пункты при производственных отделениях АО.

Подразделения АВС должны быть укомплектованы персоналом всоответствии со штатным расписанием. Персонал подразделений АВС должен знатьспецифику и расположение закрепленных за ним объектов, их расположениеотносительно соседних трубопроводов, сооружений, линий электропередач, связи ит.д., а также знать правила ведения работ в охранной зоне трубопроводов,кабелей, воздушных линий и других сооружений и коммуникаций, расположенных взоне прохождения обслуживаемого трубопровода.

3.1.3. Пожарная безопасность при ликвидации аварий должнаобеспечиваться силами вневедомственной пожарной охраны УВД, отрядамиведомственной военизированной охраны и добровольными пожарными дружинами.

3.1.4. На период аварийно-восстановительных работ на месте ихпроведения может быть организовано дежурство медперсонала.

3.1.5. Временная связь с местом проведенияаварийно-восстановительных работ организуется и обеспечивается работниками АО«Телекомнефтепродукт».

3.1.6. Трасса магистральных трубопроводов должна быть разбита научастки, закрепляемые приказом для аварийно-восстановительного ремонта итехнического обслуживания за подразделениями АВС. Протяженность участка трассы,закрепляемого за каждым подразделением АВС, должна составлять 200 - 250 км в однониточномисполнении в обычных и пустынных условиях. Наболотистых и горных трассах протяженность закрепляемого за АВС участкасоставляет 100 - 150 км.

3.1.7. На каждом участке трассы трубопровода должен быть созданаварийный запас труб в объеме 0,1 % от общей протяженности. Эта норма должнабыть увеличена до 0,3 % для трасс трубопроводов в горах, в заболоченных районахи солончаковых почв. Складирование аварийного запаса труб должнопредусматриваться на площадках ПС или усадьбах линейных обходчиков.

3.1.8. АВС должны выполнять следующие функции:

оперативная ликвидация аварий и повреждений;

содержание в постоянной готовности к АВР всех технических средств;

повышение уровня профессиональной подготовки ремонтного персоналапутем обучения, тренировок, учений и т.д.;

содержание всех объектов линейной части в состоянии, отвечающемтребованиям «Правил технической эксплуатации магистральныхнефтепродуктопроводов» /1/ и «Правилохраны магистральных трубопроводов» /2/;

осуществление контроля за состоянием трассы путем регулярногопатрулирования;

проведение плановых мероприятий на своем участке трубопровода сцелью недопущения и предотвращения аварий (участие и надзор за всеми работами,выполняемыми другими службами и организациями в охранной зоне, проведениемероприятий технического обслуживания и ремонта согласно графику);

своевременное пополнение запасов ГСМ, запчастей и материалов.

3.1.9. АВС должны быть оснащены в соответствии с «Табелемтехнического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральныхнефтепродуктопроводов» /17/.

3.1.10. Ремонтная техника и технические средства АВС используютсятолько при ликвидации аварий и выполнении плановых мероприятий по техническомуобслуживанию и ремонту трубопроводов. Все табельные и используемые приликвидации аварий и их последствий технические средства должны иметь вкомплекте соответствующие инструкции по эксплуатации: персонал АВС долженхорошо знать эти инструкции и применять технические средства в строгомсоответствии с их назначением.

Запрещается использовать персонал, аварийную технику и техническиесредства для работ, не связанных с техническим обслуживанием и ремонтом (ТОР)магистральных трубопроводов.

3.1.11. При возникновении аварии на линейной части трубопроводаАВС действует в соответствии с планом ликвидации возможных аварий,разработанным заранее для закрепленного за ЛВС участка трассы.

3.1.12. С целью повышения оперативности и отработки технологии АВРв целом и ее отдельных операций в каждом АО, ПО АО и АВП должны проводитьсяучения и учебно-тренировочные занятия. Программы учений должны быть направленына выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий. Количество занятий(учений) и их содержание определяются руководством АО и ПО АО в зависимости отквалификации ремонтного персонала, сложности обслуживаемого участка, трассы,природно-климатических условий и т.п.

3.1.13. Учения и учебно-тренировочные занятия должны проводиться спериодичностью:

в АВП - не реже 1 раза в месяц;

в ОАВП - не реже 1 раза в квартал.

Разрешается не проводить очередные учения и учебно-тренировочныезанятия в тех из перечисленных выше подразделений АВС, которые былииспользованы на ликвидации аварий или производстве врезок на обслуживаемыхучастках трубопроводов.

3.1.14. Учения по обмену передовым опытом организации, новейшимитехническими средствами и методами производства аварийно-восстановительныхработ в масштабах АК организуются и проводятся по специальной программе счастотой один раз в 3 - 5 лет.

3.2.План ликвидации возможных аварий

3.2.1. Для участков трассы каждого АВП должны быть разработаныпланы ликвидации возможных аварий, определяющие обязанности и порядок действияответственных должностных лиц и персонала аварийных служб, позволяющие болееоперативно и организованно принять экстренные меры по восстановлениютрубопровода, обеспечивающие безопасность соседних объектов, защиту окружающейсреды и, тем самым, значительно уменьшить последствия аварии.

3.2.2. План ликвидации возможных аварий должен содержать:

оперативную часть;

техническую часть;

порядок, взаимоотношений и взаимодействия с другими организациямив «соответствии с «Правилами охраны...» /2/,«Инструкцией по производству строительных работ...» /8/, «Положением о взаимоотношениях ведомств,коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре» /3/.

3.2.3. В оперативной части Плана ликвидации возможных аварийдолжны быть отражены следующие вопросы:

распределение обязанностей между отдельными службами и лицами,участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;

списки, адреса, телефоны должностных лиц, которые должны бытьизвещены об аварии; эти списки и адреса должны находиться у диспетчера АО и ПОАО;

действия группы патрулирования (контрольной группы) АВС вначальный период после обнаружения аварии;

перечень организации, предприятий и хозяйств, а также порядок ихоповещения о возможном распространении разлившегося при аварии нефтепродукта ио границах взрыво- и пожароопасной зоны с целью принятия совместных мер пообеспечению безопасности населенных пунктов, объектов народного хозяйства и позащите окружающей среды;

маршруты следования;

мероприятия по спасению и защите людей;

мероприятия по спасению (сохранению) материальных ценностей;

правила и сроки оформления установленной документации.

3.2.4. Техническая часть плана должна содержать:

оперативный журнал ликвидации аварии;

перечень необходимой технической документации для организацииработ по ликвидации аварий на трубопроводах;

план и профиль участка трубопровода с указанием глубины залеганиявсех подземных комбинаций;

схемы подъездов к сооружениям трубопровода;

виды возможных аварий;

методы ликвидации аварий;

перечень технических средств в зависимости от характера аварии иприродно-климатических условий;

примерный график выполнения работ по ликвидации аварий;

мероприятия по предотвращению разлива и загорания продукта;

мероприятия по охране природных богатств;

мероприятия по обследованию состояния трубопроводов послеликвидации аварии;

порядок закрытия и открытия линейных задвижек;

мероприятия по сбору и утилизации разлитого нефтепродукта, а такжепо ликвидации последствий разлива нефтепродукта.

3.2.5. Планом должны быть предусмотрены действия персонала АВС,ВВО, ДПД при возникновении вследствие аварии на трубопроводе угрозы жизни людейблизлежащих населенных пунктов, а также мероприятия по спасению людей иматериальных ценностей.

3.2.6. Предприятия, эксплуатирующие в техническом коридоремагистральные трубопроводы, линии электропередач и связи обязаны:

совместно разработать и иметь у себя для руководства общую схемуобъектов с точным указанием их взаиморасположения;

иметь планы ликвидации возможных аварий на подведомственныхобъектах, в которых должны быть предусмотрены меры по защите всех объектовтехнического коридора от повреждений при производствеаварийно-восстановительных работ и ликвидации последствий аварии.

Планы должны быть согласованы со всеми предприятиями-владельцамиобъектов в техническом коридоре.

Все планы, независимо от условий пролегания трубопроводов,согласовываются с органами Госпожнадзора и Госгортехнадзора.

3.2.7. Планы ликвидации возможных аварий разрабатываются ипересматриваются комиссией в составе начальника отдела эксплуатации, старшегодиспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по техникебезопасности, представителя АО «Телекомнефтепродукт», начальника пожарнойчасти, подписываются членами комиссии и утверждаются главным инженером ПО АО.

3.2.8. Планы ликвидации возможных аварий разрабатываются всоответствии с фактическим состоянием линейной части трубопровода, аварийнойтехники, подъездных путей, наличием кадров и т.д. При изменении фактическогосостояния в план должны быть в течение месяца внесены соответствующие измененияи дополнения.

3.2.9. Планы ликвидации возможных аварий должны находиться углавного инженера и диспетчера ПО АО, начальника АВС; у сменного оператора ЛПДСи начальника караула ВОХР должны находиться выписки из раздела плана,касающиеся этих служб.

3.2.10. К плану, находящемуся у диспетчера, должен быть приложеноперативный журнал аварий.

3.2.11. План ликвидации возможных аварий должен быть тщательноизучен инженерно-техническими работниками ЛПДС, которые имеют отношение кликвидации аварий (начальник ЛПДС, гл. инженер, инженер по эксплуатации и т.д.)и всеми членами бригады АВС. Знание плана проверяется во время учебно-тренировочныхзанятий.

3.2.12. Все изменения, вносимые в план ликвидации возможныхаварий, доводятся под роспись работникам АВП и руководству ЛПДС, а также должныотражаться в должностных инструкциях работников АВП.

3.3.Организация производства АВР

3.3.1. С момента получения сигнала об аварии должно бытьорганизовано выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий, котороеосуществляются в три этапа.

Этап 1. Поиск места аварии и определение ее характера. Организуети отвечает за его выполнение начальник ЛПДС или руководитель подразделения, закоторым закреплена трасса.

Этап 2. Сбор, выезд и доставка персонала и технических средств АВСк месту производства восстановительных работ. Ответственным исполнителемявляется начальник АВС.

Этап 3. Организация и выполнение аварийно-восстановительных работна трубопроводе. Ответственный - назначенный приказом (распоряжением) по АО илиПО АО из числа руководителей АО, ПО АО, АВС, ЛПДС, ПС.

До начала аварийно-восстановительных работ ПО АО их руководителемдолжны быть уточнены и доведены до сведения каждого работника конкретныеобязанности, объемы и сроки предстоящих работ, меры техники безопасности ипожарной безопасности, а также действия на случай возможных обвалов, осыпей,селей и др. опасных явлений. При необходимости назначается ответственное лицоза выполнение работ по локализации и сбору нефтепродукта.

3.3.2. При получении сигнала об аварии начальник ЛПДС илидиспетчер должны оперативно (в рабочее время - в течение 1 часа, в нерабочеевремя - не позднее чем через 2 часа) выслать патрульную группу из числаработников АВС для контрольного осмотра трассы с целью определения точногоместа аварии.

3.3.3. Патрульная группа, выезжающая на контрольный осмотр трассы,должна иметь средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для огражденияместа разлива перекачиваемого нефтепродукта, необходимый инструмент, инвентарь,материалы и средства связи. В группе назначается старший.

3.3.4. При обнаружении следов выхода нефтепродукта на поверхностьпатрульная группа должна:

немедленно сообщать о выходе перекачиваемого нефтепродуктаначальнику ЛПДС, диспетчеру ПО АО, оператору перекачивающей или наливнойстанции;

при непосредственной, угрозе попадания нефтепродукта в районтранспортных магистралей остановить движение по шоссе, железным дорогам ирекам, поставив об этом в известность через диспетчера ПО АО соответствующиеструктуры (ГАИ, управление железной дороги и т.д.) или МЧС;

приступить к действию согласно плану ликвидации возможных аварий.

3.3.5. При обнаружении утечки нефтепродукта, во время облетатрассы бортоператор обязан:

тщательно осмотреть с воздуха место утечки и прилегающуютерриторию;

по радио связать с диспетчером ПО АО или АО и передать радиограммус указанием точного места, характера истечения водоемов и угрожающей имопасности, состояния погоды, подъездных путей и проездов;

продублировать свое сообщение диспетчеру ПО АО через диспетчераближайшего аэропорта;

выйти на связь с диспетчером ближайшей ПС и продублироватьсообщение о выходе нефтепродукта, ждать от диспетчера дальнейших указаний.

3.3.6. Руководитель ЛПДС (начальник АВС), на участке которогопроизошла авария, после получения сообщения от патрульной группы о месте ихарактере аварии обязан продублировать это сообщение диспетчеру ПО АО и принятьна себя руководство по ликвидации аварии до прибытия на место авариируководителя ПО АО или ответственного руководителя, назначенного распоряжениемпо АО.

3.3.7. Руководитель ЛПДС, АВП до прибытия лица, ответственного заликвидацию аварии, назначенного АО, ПО АО прибыв на место аварии, уточняетобстановку, обеспечивает удаление людей из опасных мест при разливе, локализуетповрежденный участок закрытием задвижек по согласованию с диспетчером ПО АО,принимает меры по предупреждению дальнейшего растекания нефтепродукта, исключаяпопадание нефтепродукта в водоемы, населенные пункты, определяет местарасстановки техники, нахождения людей, обустройства рабочей площадки, емкостейсбора нефтепродукта и других сооружений, приступает к устранению аварии.

3.3.8. Руководитель аварийно-восстановительных работ:

прибывает лично к месту аварии, сообщает об этом диспетчеру ивозглавляет руководство аварийно-восстановительными работами;

уточняет характер аварии и передает уточненные данные диспетчеруПО или АО;

сообщив и согласовав с руководством ПО АО или самостоятельно (вслучае непосредственной угрозы жизни людей и др. чрезвычайных обстоятельств),сообщает о возможных последствиях аварии местным органам власти и управления, атакже по мере необходимости, службе «скорой помощи», ГАИ, милиции; взависимости от конкретных условий и технологии ремонта определяет необходимостьорганизации дежурства работников пожарной охраны и медперсонала;

применительно к конкретным условиям принимает решение о способеликвидации аварии:

в соответствии с принятым способом ликвидации аварии уточняетнеобходимое количество аварийных бригад, техники и технических средств дляобеспечения непрерывной работы по ликвидации аварии, сообщает руководству дляпринятия мер по оповещению населения и подключению дополнительных средствремонта;

назначает своего заместителя, связных и ответственного за ведениеоперативного журнала, а также других ответственных лиц, исходя из конкретнойсложившейся обстановки;

организует размещение бригад, обеспечивает их отдых и питание;

после завершения монтажных работ по ликвидации аварии иознакомления с результатами контроля сварных соединений, сообщает, если ониположительны, телефонограммой диспетчеру ПО или АО об окончании монтажных работи готовности трубопровода к возобновлению перекачки. При обнаружениинеплотности швов, трещин, подтеков принимает меры по их устранению одним изспособов, рекомендованных для данного случая;

назначает ответственных по открытию линейных задвижек, пораспоряжению диспетчера приступает к их открытию;

осматривает отремонтированный участок, сварные швы и другиетехнологические соединения на герметичность после пуска трубопровода идостижения в нем рабочего давления, докладывает о состоянии участка диспетчеруПО АО или АО;

все данные по монтажу участка заносит в журнал сварочных работ;

после выполнения изоляции и засыпки трубы составляет акт наскрытые работы;

в течение всего времени производства работ по ликвидации аварииподдерживает постоянную связь с диспетчером ПО АО.

3.3.9. Диспетчер ПО АО, получив информацию об аварийной ситуацииобязан:

немедленно известить об этом диспетчера и руководство ПО АО;

связаться с руководителем ЛПДС (начальником АВС), на участкекоторого произошла авария, дать распоряжение о сборе аварийных бригад;

действовать в соответствии с указаниями руководства ПО АО,положениями должностной инструкции и плана ликвидации аварий.

3.3.10. Диспетчер АО при получении сведений об аварии обязан:

немедленно известить об этом генерального директора (главногоинженера), далее действовать по их указаниям, а также в соответствии сдолжностной инструкцией и планом ликвидации возможных аварий проинформировать охарактере аварии и принятых мерах;

известить отдел организации капитального ремонта иаварийно-восстановительных работ или управление поставок и перевозок илидежурных по АК «Транснефтепродукт»;

согласовать с диспетчером ПО АО схему и порядок отключенияаварийного участка, контролировать ход выполнения мероприятий по ликвидацииаварии.

3.3.11. Начальник (гл. инженер) ПО АО при получении сведений обаварии обязан:

изучить создавшуюся обстановку, уточнить действия ответственныхлиц на месте аварии, а в случае необходимости скорректировать действияаварийных служб согласно оперативной части плана ликвидации возможных аварий;

принять решение о необходимости выделения дополнительных сил ПОАО;

уточнить ожидаемый объем стока, перекачиваемого продукта,определить возможность освобождения аварийного участка от продукта в ближайшиерезервуары ЛПДС, используя при этом параллельно проложенные трубопроводы;

дать указание диспетчеру ПО АО об осуществлении принятых решений,предварительно согласовав их с диспетчером АО, выехать к месту аварии;

по прибытии на место ознакомиться с изменениями обстоятельств,происшедших за время нахождения в пути и принять руководство по ликвидацииаварии на себя.

3.3.12. Руководство АО извещает об аварии соответствующий округГосгортехнадзора в соответствии с «Временным порядком уведомления ипредставления органам Госгортехнадзора России информации по авариям и опаснымусловиям эксплуатации объектов магистрального транспорта газа и опасныхжидкостей» (постановление Госгортехнадзора России от 04.05.95 № 22), штаб ГО ирегиональный орган Министерства РФ по делам ГО, ЧС и ликвидации последствийстихийных бедствий.

Извещение об авариях, сопровождающихся несчастными случаями,руководство АО направляет органу профсоюза, в состав которого входит АО, и ворганизации, определенные «Положением о порядке расследования и учетанесчастных случаев на производстве», утвержденным постановлением ПравительстваРФ от 03.06.95 № 558, п. 4).

3.3.13. С момента приема сообщения об аварии диспетчером илиофициально назначенным лицом ведется учет характера и хода ликвидации аварии.Любые переключения, связанные с ремонтируемым участком трубопровода, могутпроизводиться только по распоряжению (согласованию) ответственного руководителяработ.

3.3.14. На время ликвидации аварии руководствомпроизводственно-технологического управления связи организуется связь диспетчерас местом производства аварийно-восстановительных работ, назначается лицо,ответственное за ее обеспечение.

Ответственный руководитель работ должен иметь надежную ипостоянную связь с ближайшими ПС, ПО АО, а при необходимости также сметеослужбой, селевой станцией.

3.3.15. Ликвидация аварии (повреждения) на МНПП, проходящих водном техническом коридоре, производится по плану, согласованному со всемиорганизациями-владельцами коммуникаций. Приступать к ликвидации авариидопускается без дополнительного согласования с владельцами коммуникаций, принявмеры к обеспечению сохранности других коммуникаций коридора во времяпроизводства работ и сообщив о работах всем заинтересованным организациям.

Персонал службы должен хорошо знать район участков трассытрубопроводов, в том числе расположение соседних коммуникаций, населенныхпунктов, объектов народного хозяйства, сельскохозяйственных угодий, направлениеи скорость водотоков и т.д.

3.3.16. Повреждения коммуникаций, происшедшие вследствиенеисправности или при производстве работы на соседних коммуникациях,расследуются комиссионно с привлечением всех заинтересованных сторон иустраняются за счет виновной организации и с привлечением ее сил.

3.3.17. Устранение последствий стихийных бедствий (оползней,размывов трассы и т.п.) выполняется владельцами коммуникаций техническогокоридора совместными силами.

3.3.18. Ликвидация аварий на магистральных трубопроводах можетпроизводиться без согласования с землепользователем, но с обязательнымпоследующим его уведомлением.

4. ПРОИЗВОДСТВО АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ

4.1. Технология ликвидации аварий и повреждений

4.1.1. К технологии ликвидации аварий предъявляются следующиетребования:

надежное восстановление герметичности трубопровода;

обеспечение проектного уровня прочности и несущей способностиремонтируемого участка трубопровода;

обеспечение нормативного времени простоя трубопровода при ремонте;

наименьшее воздействие на окружающую среду, соседние коммуникациии объекты народного хозяйства;

сохранение проектных размеров внутренней полости трубопровода сцелью обеспечения возможности пропуска очистных и диагностических средств.

4.1.2. Аварийно-восстановительные работы включают:

подготовительные мероприятия;

локализацию и сбор перекачиваемого продукта;

земляные работы;

герметизацию внутренней полости;

сварочно-монтажные работы;

контроль сварных соединений;

изоляцию трубопровода;

ликвидацию последствий аварий;

другие работы.

Указанный перечень работ не является обязательным для всех видоваварий и зависит от конкретных условий, характера и места дефекта на трубопроводе.

4.1.3. В каждом конкретном случае в зависимости от характера иместа аварии, а также в зависимости от напряженности работы трубопровода идругих обстоятельств должен быть выбран соответствующий способ ремонта, аименно:

4.1.3.1. Устранение течи в результате образования свищей на телетрубы выполняется путем установки пробок или хомутов. Пробки в виде заглушек устанавливаются на одиночных свищах (см. п. 4.6.4.29). На семейство свищей иучасток питтинговой коррозии накладывается хомут (рис. 1), либо заплата с прижимным устройством (рис. 2).

4.1.3.2. Свищи и трещины на сварных швах ликвидируют путемналожения и приварки специальных галтельных муфт (хомутов) (рис. 3).

4.1.3.3. Трещины по телу трубы длиной менее 50 мм ликвидируютметодом наложения заплаты или установки хомута.

4.1.3.4. Трещины по телу трубы длиной более 50 мм, разрывы иповрежденные коррозией участки трубопровода на длине, большей диаметра трубы,должны ремонтироваться путем замены дефектного участка трубопровода новым (рис.4).

4.1.3.5. Аварии, происшедшие в результате заклиниванияпропускаемых внутри трубопровода устройств, ликвидируются после определенияместа нахождения этих устройств и пробок путем замены участка трубопровода.

4.1.3.6. Аварии на линейной арматуре ликвидируются:

в сальниковых устройствах (донабивкой сальниковых камер) безостановки перекачки с помощью специальных приспособлений;

во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом, на байпасах) -с остановкой перекачки, заменой прокладок;

при разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособностизапорного устройства - путем вырезки целиком задвижки и замены ее на новую.

4.1.3.7. При авариях на соединительных элементах трубопровода(тройники, переходники, отводы) восстановление должно проводиться путем заменыдефектной детали соответствующей по параметрам новой.

4.1.3.8. Установка заглушек, заплат и плоских хомутов приликвидации аварий на трубопроводе производится как временное средство иустраняется при проведении капитального ремонта на данном участке трубопроводаили в случае создания в результате таких ремонтов препятствий для пропускаочистных устройств.

4.1.4. Способы ликвидации повреждений устанавливаются в каждомконкретном случае в зависимости от характера и размеров дефекта. Работы должнывыполняться в плановом порядке либо одновременно с ликвидацией аварии на данномтрубопроводе.

4.2.Подготовительные мероприятия

4.2.1. Аварийно-восстановительные работы необходимо обеспечитьвыполнением подготовительных мероприятий:

уточнение места аварии и задержание продукта;

доставка ремонтных средств и персонала к месту аварии;

подготовка ремонтной площадки;

организация водоотлива иводоотвода;

обеспечение безопасностисоседних коммуникаций и объектов народного хозяйства.

Все мероприятия выполняются всоответствии с планом ликвидации возможных аварий, требованиями техникибезопасности, инструкциями по эксплуатации используемых технических средств инастоящей «Инструкцией».

Рис. 1. Аварийный хомут

Рис. 2. Прижимное устройство:

1 -скобы; 2 - планки; 3 - гайка; 4 - маховичок; 5 - червяк; 6 - пята; 7 - планки;8 - прокладки (бензостойкая резина или свинец); 9 - шарнирное соединение; 10 -трубопровод; 11 - сварной шов.

Рис. 3. Галтельная муфта:

1 -трубопровод; 2 - муфта

Рис. 4. Ликвидация разрыва (трещины) трубопровода вставкой катушки (пример):

I - разорвавшаяся по сварномустыку труба;

II - вырезка аварийного стыка ивведение глиняных пробок;

III - пригонка нового патрубка(катушки) и вварка его в трубопровод;

1 -разорвавшийся стык; 2 - патрубок (катушка); 3 - глиняные тампоны; 4 - трубопроводпосле ликвидации аварии

4.2.2. Уточнение места аварии предполагает изучение аварийногоучастка трубопровода (повреждены труба, арматура, переход или что-либо еще,уточняются рельеф, условия пролегания, характер разлива продукта, наличиеповерхностных вод, залесенность, возможность подъезда и т.п.) с целью уточненияпотребности в технических средствах и рабочей силе, конкретизации всехмероприятий по выполнению аварийно-восстановительного ремонта.

При этом, в первую очередь, определяются и обозначаются границытерритории, загрязненные нефтепродуктом (следует учитывать скрытностьрастекания его под снегом) и принимаются срочные меры по задержанию вытекшегопродукта.

4.2.3. Доставка ремонтных средств и персонала в район авариидолжна осуществляться, как правило, наземным (колесным, гусеничным)транспортом, имеющимся в распоряжении АВП, ПО АО, АО. В зависимости отконкретных обстоятельств могут быть использованы воздушные, водные ижелезнодорожные транспортные средства, применение которых должно быть предусмотренозаранее (план ликвидации возможных аварий), либо целесообразно с точки зренияруководства АО, ПО АО. При применении перечисленных нетрадиционных транспортныхсредств необходимо выполнение всех технических и организационных требований,оговоренных в специальном соглашении между АО и транспортной организацией.

4.2.4. Подготовка ремонтной площадки должна выполняться взависимости от технологии ликвидации аварии, привлекаемых для этого техническихсредств, природно-климатических и погодных условий, а также в соответствии стребованиями техники безопасности и пожарной безопасности.

4.2.5. Сварочные агрегаты, насосныеустановки, компрессоры и другие несамоходные механизмы должны устанавливатьсяна спланированные горизонтальные площадки, которые либо подбираются наместности, либо подготавливаются специально.

Размеры площадок определяются в зависимости от габаритовмеханизма, запаса устойчивости площадки на уклоне, условий обслуживания такимобразом, чтобы во всех случаях от крайних габаритных точек до конца площадки совсех сторон было не менее 1 м.

4.2.6. При невозможности устройствагоризонтальных площадок в горных условиях должны применяться меры пообеспечению устойчивости механизма путем закрепления их упорами, якорением задеревья, скалы или тракторы.

4.2.7. В болотистых условиях трасс или в условиях распутицынеобходимо обеспечить возможность базирования и маневрирования техническихсредств, которая осуществляется повышением несущей способности почвы. Для этогосооружаются:

временные подъездные пути;

пешеходные дорожки;

ремонтные площадки;

временные вертолетные площадки;

вспомогательные площадки.

В зависимости от характеристики почвы для повышения ее несущейспособности могут быть использованы:

лежки или слани из лесоматериалов;

слани из отбракованных труб;

деревянные инвентарные щиты ЛВ-11 (ЛВ-11БО и пр.);

настилы из деревянных железнодорожных шпал;

сборно-разборные клеефанерные дорожные покрытия (СРНП);

стальная плетеная сетка (ГОСТ 5336-80)в сочетании с рулонными синтетическими неткаными материалами типа «СНМ» или«Дорнит Ф-1»;

покрытия СРНП-1, СРНП-2 и др.

Технические характеристики некоторых типов временных покрытийприведены в табл. 1.

4.2.8. Полосу строительстваподъездных путей необходимо расчищать по возможности без нарушенияповерхностного слоя. Крупные деревья и кустарники срезаются заподлицо с землей.Трелевка леса выполняется трелевочными тракторами ТДТ-55а, ТТ-4 или др. Могуттакже использоваться гусеничные тракторы на болотном ходу, например, Т-100МБ.

4.2.9. На болотах с устойчивымиторфами устраиваются лежневые дороги поперечной укладкой бревен диаметром 12 -20 см на продольные лежки или лежневые дороги из инвентарных щитов (например,деревянные щиты ЛВ-11, ЛВ-11ВБ).

4.2.10. При глубине торфа 0,8 м и выше или неустойчивомподстилающем грунте, а также на травяных болотах с ровной поверхностью безкочек и пней применяются инвентарные слани из лесоматериалов или настилы изшпал. Все дорожные покрытия применяются в соответствии с инструкцией по ихприменению.

4.2.11. Для передвижения ремонтного персонала во время выполненияаварийно-восстановительных работ устраиваются пешеходные дорожки. Пешеходныедорожки могут быть устроены из стальной плетеной сетки (ГОСТ 5336-80)в сочетании с рулонными синтетическими материалами «СНМ», «Дорнит Ф-1» илидругими рулонными материалами, позволяющими создать конструктивно-фильтрующуюпрослойку покрытия.

Таблица 1

Техническая характеристика временных покрытий

Покрытия

Размеры щита, мм

Масса, кг, 1 п. м. 1 шт.

Материал

Примечание

длина

ширина

высота (толщина)

1. Переносной щит ЛВ-11 (Л8-11В)

6160 - (6190)

1100 - 1200

190

-

Дерево-металл

 

2. Сборно-разборное дорожное покрытие СРДП-1

 

3500

300

85 - 100

Дерево, фанера, металл

Максимальная нагрузка 200 кН

3. Настил из шпал

3000 - 4000

2750

150

(180)

750

(1400)

Деревянные шпалы, металл

 

4. Пешеходная дорожка

-

-

-

-

Стальная плетеная сетка ГОСТ 53-36-80, рулонный синтетич. материал «Дорнит Ф-1» или др.

«Дорнит Ф-1» может служить конструктивно фильтрующей прослойкой, различных типов временных дорог

5. Сборно-разборное несущее покрытие СРНП-1

5000

4000

600

264

Дерево-металл

Максимальная нагрузка, кН, автомобильн. - 200, гусенич. - 365

6. Сборно-разборная ремонтная площадка СРРП-2

16500

12800

470

55,83

Дерево-металл

Максимальная нагрузка, кН, автомобильн. - 200, гусенич. - 250

4.2.12. Размеры сооружаемой на болоте ремонтной площадки должныобеспечивать установку и размещение необходимых для ликвидации конкретнойаварии технических средств и материалов, нормальную работу землеройной игрузоподъемной техники. Расстояние границ ремонтной площадки до разлившегосянефтепродукта в целях безопасности должно составлять не менее 100 м.

4.2.13. Перед сооружением ремонтной площадки выполняются следующиеподготовительные операции:

определение наличия коммуникаций сторонних организаций;

определение конфигурации и размеров площадки;

фиксация положения кромок площадки путем забивки колышков;

планировка площадки.

Ремонтная площадка сооружается теми же средствами и способами, чтои сооружение временных подъездных путей (п.п. 4.2.8, 4.2.9).

4.2.14. При ликвидации аварий на магистральных трубопроводах,проложенных в условиях болот, временные вертолетные площадки должны сооружатьсяв соответствии с требованиями «Инструкции по проектированию вертолетныхстанций, вертодромов и посадочных площадок для вертолетов гражданской авиации».Вертолетные площадки должны обеспечивать безопасную работу вертолетов имаксимально возможную близость к месту аварии. Расстояние от вертолетнойплощадки до зданий и сооружений населенных пунктов и промышленных сооруженийдолжно быть не менее 150 м, а до воздушных высоковольтных линий электропередач(ЛЭП), расположенных в пределах полос воздушных подходов (ПВП), - не менее 1км. Это расстояние может быть сокращено до 500 м, если ЛЭП, пересекающая ПВП состороны вертолетной площадки, закрыта складками местности, лесопосадками,зданиями, не выходящими за пределы условной плоскости ограничения препятствий.Вне ПВП площадка должна быть удалена от ЛЭП не менее чем на 300 м. Эторасстояние может быть сокращено до 120 м, если ЛЭП закрыта на всем протяжениизатеняющими объектами.

4.2.15. Работы по сооружению вертолетной площадки включаютрасчистку и планировку площадки, укладку настилов (при необходимости) иоборудование площадки.

4.2.16. При наличии леса на выбранном участке в районестроительства вертолетами доставляются и необходимая техника для валки леса, ибригада рабочих, которая расчищает площадку от деревьев в квадрате 50 ´ 50 м. Окончательная расчисткаи планировка производится бульдозером.

4.2.17. Вертолетная площадка непосредственно на болоте сооружаетсяс использованием СРДП или бревен диаметром не менее 18 см, прочно скрепленныхмежду собой, причем бревна верхнего наката должны укладываться поперекнаправления принятого старта. Для вертолетов МИ-6, МИ-10 настил из бревенустраивается не менее чем в два наката, для остальных вертолетов в один накат.Размеры настила в соответствии с типом вертолета должны быть: 30 ´ 30 м - для МИ-6, МИ-10 и 10 ´ 10 - для остальных типоввертолетов.

4.2.18. Вертолетные площадки должны быть оборудованымаркировочными знаками упрощенного типа, ветроуказателем стандартных размеров,осветительной аппаратурой.

Для маркировки вертолетных площадок в летний период выкладываютсябелые угловые знаки размером 2 ´ 2 ´ 0,3 м и центральный знак в виде кольца с наружным диаметром 3 м ивнутренним - 2 м, а при наличии снежного покрова устраиваются только угловыезнаки черного цвета.

Примечание: вслучае экстренного производства работ допускается обозначение угловых знаковфлажками черного или красного цветов высотой не более 0,4 м.

4.2.19. Для рациональной организации и обеспечения безопасностипогрузочно-разгрузочных работ, а также создания необходимых условийпроизводства АВР необходимо предусмотреть следующие вспомогательные площадки:

площадку для складирования и подготовки грузов к транспортировке;

площадку для стоянки и обслуживания аварийной техники;

площадку для размещения жилого городка;

площадку для размещения противопожарной техники.

4.2.20. Вспомогательные площадки следует располагать за зонойвоздушных подходов. Расстояние от служебных площадок до летной полосы всоответствии с типом вертолета должно составлять: для МИ-6 и МИ-10 не менее 70м, для МИ-8 - 50 м, а для других типов вертолетов - 20 - 30 м.

4.2.21. Безопасность вспомогательных площадок достигаетсяудалением площадок не менее чем на 100 м от границы разлитого продукта. Дляплощадок выбирается ровный или слабо покатый сухой участок местности собеспеченным водоотводом. Целесообразно площадки располагать на открытойместности или на полянке, предварительно планируя их и обеспечивая водоотводом.

4.2.22. В случае расположения вспомогательных площадок в лесу илинепосредственно в болотистой местности, сооружение их производитсясоответственно методом очистки территории от леса или с использованием СРДП(деревянных инвентарных щитов) аналогично работам по сооружению ремонтной ивертолетной площадок.

4.2.23. При производстве работ в стесненных условиях (на полке вгорах и в ущелье):

должны быть приняты меры против повреждения трубопровода (принеобходимости наезда на заглубленный трубопровод выполнить подсыпку грунта надтрубой не менее 1,0 метра и применять защитный настил из досок или бревен, апри работе вблизи надземного трубопровода - защитить егофутеровкой);

механизмы должны размещаться на полке в соответствии стехнологической последовательностью их применения и возможностьюбеспрепятственного отхода после отработки, не задерживая выполнение последующихопераций АВР.

4.2.24. В период подготовки ремонтной площадки необходимопредусмотреть и выполнить ряд мероприятий (при необходимости) по отводуповерхностных вод. Для этого в зависимости от конкретных условий сооружаютотводную (обводную) канаву, устраивают дамбу выше площадки ремонта либо роютводосборный котлован с последующей откачкой воды.

4.2.25. Осложняющее влияние грунтовых вод на ремонтные работыснижают путем понижения их уровня (иглофильтровальные установки, устройствокотлованов с более низким уровнем дна, чем ремонтный) либо используют различныекессоны, шпунтование.

4.2.26. Одновременно с производством подготовительных работследует обеспечить сохранность и работоспособность соседних коммуникаций всоответствии с требованиями «Положения о взаимоотношениях ведомств,коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре» /3/, а также принять все меры, предусмотренные в плане ликвидациивозможных аварий, по безопасности близрасположенных объектов народного хозяйстваи по защите окружающей среды.

4.3.Локализация и сбор разлитого перекачиваемого нефтепродукта

4.3.1. При получении сигнала об аварии диспетчером ПО АО или АОдолжны быть приняты все меры по сокращению объема вытекающего продукта:

остановка перекачки по поврежденному участку трубопровода;

определение места аварии;

перекрытие линейных задвижек, отсекающих поврежденный участоктрубопровода;

команду на закрытие линейных задвижек дает диспетчер ПО АО или АОпосле согласования или извещения об этом руководства ЛПДС (АВС). Порядокотключения задвижек зависит от профиля трассы трубопровода. Прежде всего,закрывается линейная задвижка со стороны наиболее высокой отметки по отношениюк месту утечки.

4.3.2. Если на пути движения разлитого нефтепродукта заблаговременносозданы запруды на водотоках или амбары, руководитель АВС организует дежурствона них с целью своевременного принятия мер по предотвращению переливаперекачиваемого нефтепродукта и регулирования сброса воды. В тех местах, гдеотсутствуют сооружения для задержания нефтепродукта, устраиваются временныезапруды (рис. 5). Для исключенияворонкообразования концы труб сброса, опускаемых в водувременных запруд, оснащаются спецголовкой.

Рис. 5. Запруда для улавливания нефтепродукта на водоток:

1 - защитная съемная решетка; 2 - труба (Æ377 - 520 мм); 3 - насыпь; 4 - стальные приварные пластины; 5 -лоток

4.3.3. Обвалования земляных амбаров должны устраиваться, начиная спониженных мест со стороны жилых поселков, водоемов, рек, дорог, лесныхмассивов. Амбар для нефтепродукта должен быть устроен не ближе 50 м от местапроизводства ремонтных работ. Высота земляного вала не должна превышать 1,5 мпри ширине по верху не менее 0,5 м и крутизне откосов не более 45 градусов.

4.3.4. В целях недопущения перелива амбара при его наполнениинеобходимо подсыпкой грунта или регулированием водотока обеспечить разностьотметок уровня нефтепродукта и верха обвалования не менее 0,5 м. При попаданиив амбар воды следует устраивать дренаж для ее сброса.

4.3.5. В случае попаданияперекачиваемого нефтепродукта в реки должны быть приняты меры по егоулавливанию и утилизации. Улавливание производится с помощью боковыхзаграждений типа «Уж», устанавливаемых поперек реки в более спокойном ее течении.Способ установки заграждений, схема расстановки и якорения боновых загражденийи объемы подготовительных мероприятий должны быть предусмотрены планамиликвидации возможных аварий. Уловленный нефтепродукт направляют вдольограждения к одному из берегов для последующей откачки.

Затем нефтепродукт следует собрать с поверхности воды специальныминефтесборщиками или откачать его насосами в смеси с водой в специальныеемкости, устанавливаемые на берегу с целью последующей его утилизации.

Объемы емкостей и способы утилизации нефтепродукта определяютсяпри разработке планов ликвидации возможных аварий.

4.3.6. Места устройства заграждений на водотоках должныопределяться руководством АВР заблаговременно в каждом конкретном случае стаким расчетом, чтобы к подходу головной части потока нефтепродукта былизакончены работы по сооружению заграждений.

4.3.7. По прибытии на место аварии старший патрульной группыдокладывает диспетчеру ситуацию и принимает срочные меры по обеспечениюбезопасности населения, объектов народного хозяйства, транспортных средств.

С этой целью необходимо:

ограничить растекание нефтепродукта на местности;

оповестить (при необходимости) население близлежащих поселков обопасности и мерах предосторожности вплоть до эвакуации).

Диспетчер ПО АО или АО через местные органы власти (чрезвычайнуюкомиссию, штабы по делам ГО и ЧС и т.п.) должен предупредить население ивладельцев объектов народного хозяйства о возможной угрозе попаданияперекачиваемого нефтепродукта в населенные пункты и на объекты народногохозяйства согласно заранее разработанной системе оповещения.

4.3.8. В зависимости от характера аварии и от местных условий длясбора разлитого и освобожденного из трубопровода нефтепродукта могут бытьиспользованы следующие сооружения и емкости:

резервуарные парки перекачивающих станций;

неповрежденные участки аварийного трубопровода или параллельнопроложенного трубопровода;

земляные амбары, котлованы, обвалования или ямы-накопители;

емкости существующих защитных противопожарных сооружений или естественныескладки местности;

система заранее подготовленных (например, мелиоративных) каналов,траншей;

мягкие резино-тканевые резервуары или другие емкости.

Объемы используемых емкостей должны обеспечивать прием разлитого иоткачиваемого или сливаемого самотеком нефтепродукта из аварийного участкатрубопровода.

4.3.9. Задержанный нефтепродукт должен быть собран, закачан втрубопровод или вывезен на ближайшую ПС. Методы зачистки остатков нефтепродуктаи пропитанного им грунта рассмотрены в разделе «Ликвидация последствий аварии».

4.4.Земляные работы

4.4.1. Земляные работы при ликвидации аварии на трубопроводевключают:

устройство земляного амбара, сооружение запруд или обвалований длясбора и улавливания продукта, траншей для отвода перекачиваемого продукта;

подготовку площадки для производства АВР, вспомогательныхплощадок, устройство проездов, переездов и т.п.;

создание ремонтного котлована и его засыпка.

4.4.2. Перед началом работ по сооружению котлована определяетсяположение трубопровода в грунте трубоискателем ТИ-12 или другими методами иосуществляется разбивка его границ.

4.4.3. Вскрытие поврежденного участка трубопровода и устройстворемонтного котлована производятся с помощью имеющейся в наличии землеройнойтехники. При этом не допускаются удары по трубопроводу рабочим органоммеханизма.

Размеры котлована должны обеспечивать производство работ поликвидации аварии (центровку труб, сварку неповоротных стыков, изоляциютрубопровода и др.), возможность работы трубоукладчика или крана с допустимымвылетом стрелы. Глубина котлована должна быть не менее чем на 0,6 м ниже нижнейобразующей трубы.

4.4.4. Разработка ремонтногокотлована с вертикальными стенками без крепления допускается в связных грунтахестественной влажности на глубину, указанную в табл. 2; крутизна откосов котлована, выполняемого без креплений, взависимости от грунта определяется согласно данным таблицы 3.

Таблица 2

Допускаемая глубина ремонтного котлована с вертикальными стенкамиразличных грунтов

Грунт

Глубина котлована, м

1. Насыпной, песчаный, гравелистый

1,0

2. Супесчаный

1,25

3. Суглинистый

1,25

4. Глинистый

1,50

5. Особоплотный нескальный

2,0

Таблица 3

Наибольшая допустимая крутизна откосов котлована в грунтахестественной влажности

Грунт

Отношение высоты откоса к его заложению при глубине выемки, м

до 1 м

1 - 3

3 - 5

1. Насыпной

1:0,55

1:1

1:1,25

2. Песчаный и гравелистый (влажный, но не насыщенный)

1:0,5

1:1

1:1

3. Супесь

1:0,25

1:0,67

1:0,85

4. Суглинок

1:0

1:0,25

1:0,75

5. Глина

1:0

1:0,25

1:0,5

6. Лессовый сухой

1:0

1:0,5

1:0,5

Примечание: при глубине котлована (траншеи) более 5 м крутизна откоса устанавливается расчетом

4.4.5. При сильном притоке грунтовых вод стенки ремонтногокотлована укрепляются металлическими или деревянными шпунтами, сваями илидругими средствами (например, ремонтной герметичной камерой РГК) содновременными мерами по понижению уровня грунтовых вод.

Удаление грунтовых вод, поступающих в котлован, производитсяоткрытым водоотливом, а для сбора воды в котловане устраивается приямок.

4.4.6. После окончания всех ремонтных работ трубопровод долженбыть засыпан грунтом. Засыпку необходимо производить рыхлым грунтом. Приотсутствии рыхлого грунта трубопровод должен присыпаться на 10 - 20 смпривозным грунтом и только после этого местным грунтом. По верху засыпанногокотлована устраивается валик с учетом последующей осадки грунта. По шириневалик должен перекрыть котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону.

4.4.7. В местах пересечения трубопровода с подземнымикоммуникациями или кабелями, проходящими в пределах глубины котлована, засыпкакотлована должна производиться с послойным уплотнением грунта в присутствиипредставителя организации, эксплуатирующей данную коммуникацию.

4.4.8. Площадки и полки в зависимости от рельефа местности ихарактеристики грунтов устраиваются в виде выемки или полунасыпи-полувыемки.

На косогорах с поперечным уклоном от 8 до 12 градусов площадкидолжны устраиваться в виде полунасыпи-полувыемки, от 12 до 18 градусов - суступами для насыпи, более 18 градусов - в виде чистой выемки.

4.4.9. Земляные работы на участках с поперечным уклоном не более 3градусов и продольным уклоном до 15 градусов выполняются механизмами нагусеничном и колесном ходу обычными методами. На косогорах с поперечным уклономболее 8 градусов и продольным более 15 градусов необходимо обеспечиватьустойчивость работающих механизмов путем устройства полок и (или) анкеровкой. Сэтой целью необходимо закреплять работающий механизм стальным канатом (тросом)за находящиеся на вершине склона (или выше по склону) лебедки, трактора идругие механизмы, выполняющие роль якоря. Примерная схема закрепленияпредставлена на рис. 6 (лебедкаможет быть заменена каким-либо гусеничным механизмом, обеспечивающим надежнуюанкеровку трубоукладчика). Лебедка устанавливается на заранее подготовленныйфундамент либо на площадке с обязательным надежным ее закреплением.

4.4.10. Стальные тросы (канаты) для заякоривания работающих насклоне механизмов должны выбираться в соответствии с планом ликвидациивозможных аварий. Длина троса должна обеспечивать якорящему механизмувозможность располагаться на горизонтальной площадке или на более высоком участкекосогора.

4.4.11. При уклонах более 15 градусов необходимо закреплятьэкскаватор тросами за расположенные выше по склону тракторы, бульдозер, лебедкии т.п. Способ закрепления, количество, марки удерживающих механизмов, выборканата (троса) должны быть определены в плане ликвидации возможных аварий.

При этом в зависимости от условий возможны два варианте выполненияработ:

а) при небольшой (до 50 м) протяженности склона удерживающие механизмы располагаются на его вершине на горизонтальнойплощадке. По мере разработки грунта трос разматывается на длину передвижкиэкскаватора:

б) на склонах большей протяженности эскаватор удерживаетсянесколькими тракторами или бульдозерами, расположенными на склоне. Каждый трос крепится к отдельному якорю (трактору) и к тумбеэкскаватора или к балкам его ходовой части (рис. 7). При перемещении тракторов по мере разработкикотлована экскаватор заякоривается ковшом в грунт и продолжает работу толькопосле постановки тракторов на тормоз и плавного натяжения канатов опусканиемэкскаватора вниз по склону.

Рис. 6. Схема анкеровки трубоукладчика при помощи лебедки:

1 - трубоукладчик; 2 - трос(крепится к фаркопу трубоукладчика); 3 - лебедка; 4 - транспортируемый груз(труба); 5 - анкер

При использовании в качестве подвижного якоря бульдозерустанавливается отвалом в сторону спуска, для большей устойчивости заглубляяотвал.

4.4.12. На продольных уклонах 35 градусов и более работаэкскаватора даже при его надежном закреплении недопустима.

4.4.13. На полках и участках трассы с продольным уклоном до 15градусов работа по сооружению ремонтного котлована выполняется обычнымиметодами с помощью экскаватора, оборудованного обратной лопатой, в направлениисверху-вниз по склону.

4.4.14. На продольных уклонах свыше 35 градусов разработку грунтаведут лотковым способом с помощью бульдозера сверху-вниз последовательнымислоями толщиной 0,2 - 0,6 м. При этом обязательна анкеровка бульдозера однимили двумя тракторами (бульдозерами), которые находятся вверху на склоне ивытаскивают бульдозер на исходную позицию (рис. 8).

4.4.15. Разработка ремонтного котлована на уклонах более 45градусов производится вручную с применением средств малой механизации, отбойныхмолотков и т.п.

4.4.16. Работы по засыпке траншей и ремонтных котлованов науклонах могут выполняться бульдозерами (рис. 9) или экскаваторами с обеспечением их устойчивости.

4.4.17. По завершении аварийно-восстановительных работтрубопровода на уклонах, где возможно образование оползня или эрозии почвы поддействием поверхностных вод, необходимо восстановить первоначальный рельефместности (возвратить вынутый при сооружении полок, площадок, траншей и котловановгрунт, уплотнить его) и закрепить почву растительностью (одернением, посевомтрав и т.п.).

4.4.18. Разработка мерзлого грунта должна производиться послепредварительного рыхления. Рыхление грунта можно производить механическимспособом. Для рыхления грунта могут использоваться пневматические ломы-лопаты,отбойные молотки; при обработке земляного амбара - машины ударного действия,навесные рыхлители, баровые машины.

4.5.Герметизация внутренней полости трубопровода

4.5.1. С целью предотвращения возгорания поступающих изтрубопровода перекачиваемого продукта и газов, а также недопущениязагазованности места производства АВР необходимо надежно герметизировать внутреннюю полость трубопровода - изолировать ееспециальными средствами от внешней среды на весь период производствасварочно-монтажных работ.

Рис. 7. Схема крепления экскаватора на уклоне:

1,2 - бульдозер; 3 - трос; 4 - экскаватор; 5 - отвал; 6 - котлован; 7 -трубопровод

Рис. 8. Схема разработки ремонтного котлована бульдозером:

1 -трубопровод; 2 - ремонтный котлован; 3 - бульдозер; 4 - трос

Рис. 9. Схема производства работ при засыпке котлована:

1 -трубоукладчик; 2 - бульдозер; 3 - ремонтный котлован; 4 - трубопровод; 5 - трос

4.5.2. Герметизация производится с помощью тампонов или механическихперекрывающих устройств. В качестве материалов для создания тампонов могутприменяться глина и быстросхватывающиеся композиционные материалы, создаваемыеиз таких распространенных армирующих материалов, как стекловолокно истеклопластик, обладающих высокой механической прочностью, коррозионнойстойкостью, небольшой плотностью (1,6 - 1,8 г/см3) и т.д.

4.5.3. В зависимости от принятой технологии АВР могут бытьиспользованы два метода герметизации:

с открытого торца;

через специальные «окна» или патрубки с задвижками.

4.5.4. В тех случаях, когда вырезка дефектного участка возможна спомощью УКЗ, труборезов типа «Файн», «МР» и т.д., то есть возможно созданиеоткрытых торцов до перекрытия внутренней полости трубопровода, целесообразнееприменить метод герметизации с открытого торца.

После вырезки дефектного участка и опорожнения от продукта с торцатрубопровода устанавливается механический тампон-герметизатор, например,конструкции ПОМН «Дружба» (рис. 10),допущенный к применению в установленном порядке, либо создаются тампоны изглины или композиционных материалов.

4.5.5. Тампон из глины создается послойной укладкой и трамбованиемна длину не менее двух диаметров трубопровода.

4.5.6. Герметизация через «окна» может применяться приневозможности вырезки дефектного участка безогневым способом или сиспользованием энергии взрыва, а также при использовании в качествегерметизатора быстросхватывающихся материалов, не требующих предварительногоопорожнения трубопровода от перекачиваемого продукта.

4.5.7. При использовании тампонов на основе глины необходимоорганизовать контроль состояния тампона на герметичность путем осмотра еготорцевой части на наличие трещин и усадки по верхней образующей, а такжеотбором и анализом проб воздуха на наличие газов через каждые полчаса. Принеобходимости производится дополнительная утрамбовка тампона и донабивка свежейглины. При отрицательной температуре воздуха необходимо принять меры потеплоизоляции тампона снаружи трубопровода. Во избежание потери герметичноститампона не допускаются удары по трубе и ее вибрация от работающих механизмов.

4.5.8. Герметизация внутренней полости трубопровода сиспользованием быстросхватывающихся материалов должна производиться всоответствии с инструкцией по применению этих материалов при ликвидации аварийна трубопроводах.

Рис. 10. Тампон-герметизатор

1 - серьга; 2 - манжета; 3 -труба Æ 219 ´ 8;4 - скоба; 5 - автомобильная резиновая камера; 6 - патрубок; 7 - манжета; 8 -скоба; 9 - стыковочный узел; 10 - труба

4.5.9. Для обеспечения контроля за состоянием внутренней полостиосвобожденного трубопровода (уровнем перекачиваемого нефтепродукта и сбросомизбыточного давления газа) высверливаются с двух сторон за тампонамиконтрольные отверстия диаметром 8 - 12 мм, достаточным для стравливанияизбыточного давления в трубопроводе. Расстояние от тампонов до отверстий должнобыть не менее 30 м. При невозможности соблюдения указанного требованиянеобходимо организовать отвод газов из трубопровода на безопасное расстояние,исключающее их возгорание от искр при производстве сварочно-монтажных работ.

После завершения восстановительных работ отверстия должны бытьустранены забивкой металлических пробок (см. п. 4.6.4.29).

4.5.10. В случае обнаружения через контрольное отверстие повышенияуровня нефтепродукта в трубопроводе до тампона необходимо принять меры по егосбросу путем сверления отверстий или врезки задвижки необходимого диаметра внижней части трубы.

С целью ускорения сброса нефтепродукта могут быть подключеныоткачивающие насосы. Для этого в нижней части трубы выполняют приварку бобышек,форма и размеры которых должны соответствовать рис. 11 и табл. 4.Приварка бобышек производится угловым равносторонним швом в два слоя.

Таблица 4

Размеры приварных бобышек

Диаметр резьбы, Двн

Диаметр наружный, Дн

Высота бобышки, мм

30

50

35

36

58

41

42

72

47

48

80

53

56

85

61

62

90

65

Примечание: материал бобышек - малоуглеродистая сталь (СТ-20).

После приварки бобышки выполняют просверливание стенкитрубопровода с помощью специального приспособления.

По окончании ремонта бобышка должна быть заглушена соответствующимвинтом и обварена по верху резьбового соединения.

4.6.Сварочно-монтажные работы

4.6.1. До начала сварочно-монтажных работ должны быть определенытолщина стенки и материал поврежденного участка трубопровода по исполнительнойдокументации, которые уточняются на месте производства АВР.

Размеры бобышки

Двн- диаметр внутренней резьбы;

Дн- наружный диаметр (резьбы) бобышки;

Н -толщина бобышки;

Дм- диаметр магистральной трубы.

Рис.11.

Требования к сварочным соединениям

4.6.2. При подготовке и выполнении сварочно-монтажных работнеобходимо руководствоваться требованиями ВСН006-89 /7/ и СНиП III-42-80 /5/.

4.6.2.1. Свариваемые трубы обрезаются со скосом кромок (рис. 12) и притупляются на 1,5 - 2,5 мм.

4.6.2.2. Края свариваемых участков трубопровода должны зачищатьсядо металлического блеска на ширину не менее 10 мм. Зачистка должнапроизводиться шлифовальными машинками, напильниками или металлическими щетками.

4.6.2.3. Типы и марки применяемых электродов по своим механическимсвойствам, назначению должны соответствовать маркам сталей свариваемых труб иобеспечивать свойства сварного соединения не ниже свойств основного металла.

4.6.2.4. При аварийно-восстановительных работах на трубопроводахэлектродуговую сварку следует выполнять качественными электродами (табл. 5 и 6), удовлетворяющими требованиям ГОСТ9467-75, позволяющими выполнять сварку в любых пространственных положенияхна постоянном токе обратной полярности (плюс на электроде). Каждая партияэлектродов должна иметь сертификат. Запрещается применение при АВР электродовнеизвестной марки.

4.6.2.5. Перед применением электроды должны быть прокалены(просушены), и проверено качество состояния их покрытия. Не должно бытьповреждений покрытия, растрескивания его. Покрытие должно быть постояннойтолщины относительно стержня, а при ударе о твердый предмет и при изгибе - неотставать от стержня. При обнаружении следов ржавчины на стержне под покрытиемэлектроды отбраковываются.

4.6.2.6. Применение электродов с целлюлозным покрытием связано свыполнением ряда дополнительных требований:

сварку выполнять методом «замочной скважины» (окна), т.е. впроцессе сварки электросварщик, поддерживая угол наклона электрода в пределах40 - 90 градусов, постоянно должен вести окно за торцом электрода;

после сварки корневого шва этими электродами обязателен «горячийпроход» (т.е. выполнение второго слоя шва по неостывшему корневому слою шва соскоростью 18 - 20 м/ч);

время между окончаниями сварки первого слоя шва и началомвыполнения «горячего прохода» не должно превышать 5 минут. Если перерыв более 5мин., следует поддерживать температуру стыка на уровне требуемой температурыпредварительного подогрева (при невыполнении этого требования стык должен бытьвырезан и заварен вновь).

Таблица 5

Электроды с покрытием основного вида для сварки и ремонтаповоротных и неповоротных стыков труб при любых условиях прокладкитрубопроводов

Электроды

Свариваемые трубы

Назначение

Тип по ГОСТ 9467-75

Марка

Диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Нормативное значение временного сопротивления разрыву, МПа (кГс/кв. мм)

Для сварки, ремонта корневого слоя шва и подварки изнутри трубы

Э 42 А

УОНИ-13/45

2,0 - 2,5

3,0

2,0 - 2,6

2,5 - 3,25

5 - 8

6 - 26 и более

5 - 8

8 - 26 и более

до 490 (50) включительно

до 568 (60) включительно

Э 50 А

УОНИ-13/55

АВ-52у

НИБАЗ 55

Супербаз

Фокс ЕВ 50

ОК 48.04

ВСО-50 СК

 

 

 

Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочных слоев шва (после «горячего» прохода электродами с целлюлозным покрытием или после сварки корневого слоя электродами с основным покрытием)

Э 42 А

УОНИ-13/45

3,0 - 4,0

5 - 26 и более

до 431 (44) включительно

Э 50 А

УОНИ-13/55

Гарант

3,0 - 3,25

5 - 8

до 539 (55)

 

Фокс ЕВ 50

ОК 48.04.

ОЗС-ВНИИСТ-27

4,0 - 5,0

6 - 26 и более

 

Э 60

ВСФ-65у

ОЭС-24

Шварц-ЭК

ОК 7379

3,0 - 3,25

 

539 - 588 (55 - 600) включительно

 

Э 60

АБ-62Д

Нибаз 65

Кессель

5520 Мо

4,0 - 5,0

6 - 26 и более

538 - 583 (55 - 60)

 

Э 70

ВСФ-75

АБ-65Д

ОК74

4,0 - 5,0

10 - 26 и более

588 - 637 (60 - 65)

Примечание. Каждый диаметр (группа диаметров) электродов относится ко всем маркам электродов, сгруппированных согласно типу по ГОСТ 9467-75 . Например, группа диаметров 2,0 - 2,6 относится ко всем маркам электродов типа Э50А от УОНИ-13/55 до ОК 48.04, то же самое для диаметра 3,0 и 3,25.

Электроды АБ-52у и ВСО-50СК диаметром 3,0 мм - только для сварки корневого слоя шва. Электроды ВСФ-75 предназначены для сварки стыков труб из термически упроченных труб с нормальным пределом прочности 637 МПа (65 кгс/ кв. мм). Электроды УОНИ-13/45 предпочтительнее применять для сварки труб из низкоуглеродистых нелегированных сталей типа Ст. 20 СП и т.п.; при сварке тонкостенных труб (толщина стенки 5 - 8 мм) для корневого 1 слоя шва предпочтительнее электроды диаметром 2,0 - 2,6 мм.

Таблица 6

Электроды с покрытием целлюлозноговида для сварки неповортных стыков труб при подземной прокладке трубопроводов

Электроды

Свариваемые трубы

Назначение

Тип по ГОСТ 9467-75

Марка

Диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Нормативное значение временного сопротивления разрыву, МПа (кГс/кв. мм)

Для сварки первого (корневого) слоя

Э 42

ВСЦ-4

Фокс Цель

3,0 - 3,25

5 - 8

До 588 (60)

 

Кобе-6010

Пайпвелд-6010

4,0

6 - 26

 

 

Тиссен Цель 70

 

 

 

Э 50

ВСЦ-4А

Кобе-7010

3,0 - 3,25

5 - 8

539 - 637 (55 - 65) включительно

 

Пайпвелд-7010

4,0

6 - 26 и более

 

Для сварки второго слоя шва (горячего прохода)

Э-42

ВСЦ-4

Фокс Цель 70

3,0 - 3,25

5 - 8

До 588 (60)

 

Кобе-6010

Пайпвелд-6010

Тиссен Цель 70

4,0

10 - 26 и более

 

Э 50 и

Э 60

ВСЦ-4А, ВСЦ-60

Фокс Цель Мо

Кобе-8010 Пайпвелд-7010

4,0 - 5,0

6 - 26 и более

539 - 588 (55 - 60) включительно

Для сварки заполняющих слоев шва

Э 60

ВСЦ-60

5,0

10 - 26 и более

539 - 588 (55 - 60) включительно

Рис. 12. Разделка кромок труб под сварку:

а - при одинаковой толщинестенки труб; б, в - при разной толщине свариваемых труб и деталей; S -толщина стенки трубы; а - зазор

4.6.2.7. В определенных случаях перед сварочными работаминеобходимо выполнить просушку (или подогрев) кольцевыми нагревателями торцовстыкуемых труб и прилегающих к ним участков шириной не менее 150 мм.

4.6.2.8. Просушка торцов труб нагревом до температуры 20 - 50градусов обязательна при наличии влаги на трубах, а также при температуреокружающего воздуха ниже +5 градусов в случае сварки труб с нормативнымвременным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кГс/кв. мм) и выше.

4.6.2.9. Предварительный подогрев следует выполнять передприхваткой и сваркой в тех случаях, когда совокупность условий соответствуеттаблицам 7 и 8.

4.6.2.10. Температуру подогрева свариваемых кромок необходимоконтролировать контактным термометром (например, марки ТП-1 и ТП-2) илитермокарандашами (термокраской). Температуру замеряют на расстоянии 10 - 15 ммот торца труб; место замера должно быть предварительно зачищено металлическойщеткой.

4.6.2.11. Предварительный подогрев перед нанесением каждогопоследующего слоя шва после корневого не требуется, если перерыв в работесоставил не более 5 минут.

4.6.2.12. Величину эквивалентного углерода ({С}э, %) в таблицах 7 и 8можно определить по маркировке на концах труб, по сертификату на трубы либо похимическому составу стали и упрощенной формуле (1):

                                                            (1)

где: С иМп - процентное содержание в трубной стали углерода и марганца.

4.6.2.13. При стыковке труб с разной величиной эквивалентауглерода и при разностенных трубах температуру подогрева выбирают по большемуего значению, а при разностенных трубах - устанавливают максимальное значениетемпературы.

4.6.2.14. В процессе сварки должны выполняться требования и ксварочному току, установленные в зависимости от типов (марок) и диаметровэлектродов, а также от пространственного положения и направления сварки (табл. 9).

4.6.2.15. В зависимости от толщины стенок труб сварка должнапроизводиться в несколько слоев. Минимальное число слоев сварного шва присварке неповоротного стыка приведено в табл. 10.

4.6.2.16. Перерывы при сварке первого корневого слоя шва не должныбыть более 3 мин. В случае более длительныхперерывов следует поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева.


Таблица 7

Температура предварительного подогрева при сварке корневого слояшва электродами с целлюлозным покрытием

Таблица 8

Температура предварительного подогрева при сварке корневого слояшва электродами с основным видом покрытия


Таблица 9

Рекомендуемые значения сварочного тока

Диаметр электродов, мм

Сварочный ток (А) в зависимости от пространственного положения шва

Примечание

нижнее

вертикальное

потолочное

 

Способом на «подъем»

 

2,0 - 2,5

50 - 90

40 - 80

40 - 50

Для электродов с основным видом покрытия

3,0 - 3,25

90 - 130

80 - 120

90 - 110

4,0

140 - 180

110 - 170

150 - 180

 

Способом на «спуск»

 

3,0 - 3,25

1 слой

90 - 110

90 - 110

80 - 100

Для электродов с целлюлозным покрытием

4,0 - 1 слой

120 - 160

120 - 160

100 - 140

4,0 «горячий проход»

140 - 180

150 - 170

140 - 170

5,0 - П слой «горячий проход» и заполняющий слой

180 - 200

200 - 220

 

Для электродов с основным покрытием

3,0 - 1 слой

80 - 100

110 - 130

90 - 110

Для электродов с основным видом покрытия

4.6.2.17. Сварной шов облицовочного слоя должен перекрыватьосновной металл в каждую сторону от шва на 2,5 - 3,5 мм и иметь усилениевысотой 1 - 3 мм.

4.6.2.18. Чтобы предупредить образование дефектов между слоямиперед наложением каждого последующего слоя шва, поверхность предыдущего слоядолжна быть очищена от шлака и брызг наплавленного металла. После окончаниясварки поверхность облицовочного слоя шва также должна быть очищена от шлака ибрызг.

4.6.2.19. Сварной шов не должен иметь трещин, прожогов, подрезовглубиной 0,5 мм и более, недопустимых смещений кромок (см. п. 4.6.3.8), кратеров, выходящих наповерхность пор.

Таблица 10

Минимальное допустимое число слоев шва при ручной дуговой сварке

Толщина стенки трубы, мм

Минимальное число слоев шва при сварке корневого слоя шва электродами с разным видом покрытия

целлюлозный

основной

До 10

3

2

10 - 15

4

3

15 - 20

5

4

20 - 25

5

5

25 - 32

7

6

4.6.2.20. Ремонтные работы на магистральных нефтепродуктопроводахс применением сварки допускается проводить при температурах окружающего воздухадо -40 град. С.

Во избежание образования трещин в сварных соединениях необходимо:

защищать места монтажно-сварочных работ от ветра и снега;

тщательно очищать концы стыкуемых труб от снега, наледи и остатковвлаги во избежание попадания испарений в зону сварочной дуги;

сборку стыков проводить с минимальными зазорами для того, чтобыдобиться хорошего провара корня шва и избежать увеличенных внутреннихнапряжений.

Кроме того, при температуре воздуха ниже -20 град. С следует:

предварительно подогревать свариваемые кромки до температуры 180 -200 град. С;

увеличить длину прихваток против обычной до 100 - 120 мм;

перед сваркой прокалить электроды до полного удаления влаги;

сварку стыков вести без перерыва от начала до конца на повышенномрежиме, увеличив силу сварочного тока на 15 - 20 % против принятой принормальной температуре;

тщательно заваривать кратеры и замыкающие участки швов;

при перерывах сварки между слоями более 10 минут, а также послеокончания сварки с целью снижения скорости охлаждения швов сварные соединенияукрыть сухим теплоизоляционным асбестовым полотном.

4.6.2.21. Сборочные зазоры стыков устанавливаются в зависимости отметодов сварки, толщины стенок труб и применяемых электродов. Зазор междукромками должен быть равномерным по всему периметру стыка. Допустимые зазоры взависимости от толщины стенок труб и применяемых электродов приведены в таблице11.

Таблица 11

Зазор между кромками при сборке труб

Способ сварки

Диаметр электрода или сварочной проволоки, мм

Величина зазора при толщине стенки трубы, мм

До 8

8 - 10

10 и более

Ручная дуговая сварка электродами с основным покрытием

2,0 - 2,5

1,5 - 2,5

-

-

3,0 - 3,25

2,0 - 3,0

2,5 - 3,5

3,0 - 3,5

Ручная дуговая сварка электродами с целлюлозным покрытием

3,0 - 3,25

1,5 - 2,0

-

-

4,0

 

1,5 - 2,5

1,5 - 2,5

Ручная дуговая сварка электродами с рутиловым покрытием

2,0 - 2,5

1,5 - 2,5

-

-

3,0 - 3,25

2,0 - 3,0

2,5 - 3,5

3,0 - 3,5

Примечание: величину зазора при сварке способом «на спуск» электродами с основным покрытием следует устанавливать по максимальному значению.

4.6.2.22. Запрещается оставлять стыки на прихватках илинезаконченными сваркой.

4.6.2.23. Все сварные швы, выполненные при ликвидации аварий,должны обозначаться личным клеймом сварщика (если стык варили несколькосварщиков, то проставляется столько клейм, сколько было сварщиков). Клеймананосят на расстоянии 100 - 150 мм от стыка в верхней половине трубы. На трубахиз стали с нормативным значением временного сопротивления разрыву до 55 кГс/кв.мм клеймо ставится наплавкой или механическим способом, а при значениях более55 кГс/кв. мм наносится несмываемой краской.

Заменадефектного участка

4.6.3. Ремонт отказавшего участка трубопровода путем его заменыпроизводится при обнаружении (наличии):

трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основном металлетрубы;

разрыва кольцевого (монтажного) шва;

разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы;

вмятины глубиной, превышающей 3,5 % от диаметра трубы;

царапины глубиной более 30 % от толщины стенки и длиною 50 мм иболее.

В этом случае работы выполняются в такой последовательности:

а) вырезка дефектного участка;

б) подготовка концов трубопровода под монтаж и сварку;

в) подготовка новой катушки (вставки);

г) подгонка вставки по месту;

д) прихватка и сварка вставки в трубопровод;

е) контроль сварочно-монтажных работ.

Примечание:операции б) и в) могут выполняться в обратном порядке, а между отдельнымимонтажными операциями возможно выполнение других работ (набивка и донабивкатампона и т.д.).

4.6.3.1. Длина вырезаемого дефектного участка трубопровода должнабыть больше самого дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны.

4.6.3.2. Способ вырезки дефектного участка трубопровода долженназначаться в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующихтехнических средств и примененной технологии АВР. Могут быть использованы:

холодная резка (с помощью специальных машинок для резки труб вовзрывобезопасном исполнении типа МРТ, «Файн»);

газовая резка (резка пламенем от сгорания пропано-кислороднойсмеси);

резка с применением энергии взрыва.

4.6.3.3. При выборе способа вырезки следует иметь в виду, что:

холодная резка требует обеспечения свободного вращения вокругтрубопровода двигателя с редуктором, т.е. соответствующей подготовки котлована,а также охлаждения рабочего органа (фрезы) смазочно-охлаждающей жидкостью сцелью обеспечения пожарной безопасности;

газовая резка возможна только при условии выполнения всехпротивопожарных требований, предъявляемых к ведению огневых работ вовзрывоопасных условиях (т.е. трубопровод должен быть опорожнен изагерметизирован);

вырезка дефектного участка трубопровода с помощью энергии взрываприменяется на заполненных перекачиваемым продуктом или опорожненныхтрубопроводах в соответствии с действующими нормативными правилами иинструкциями /12, 26, 27, 28/.

4.6.3.4. Подготовка концов трубопровода под монтаж и сваркувыполняется как с целью правильного формирования сварного шва, так и с целью соответствия размеров вставки размерам вырезаннойчасти трубопровода. Для этого рекомендуется применение специальныхприспособлений для разметки, которые позволяют переносить размеры вставки наконцы трубопровода или наоборот - размеры вырезанной части трубопровода навставку (например, тросовое устройство для разметки катушек, показанное на рис.13). В этом случае концытрубопровода отрезаются по тем же размерам, как и новые вставки с учетомзазоров и притупления кромок, что обеспечивает качество и быстроту выполнениямонтажных работ.

4.6.3.5. Минимальная длина катушки должна составлять не менее 0,5м для труб диаметром до 530 мм; для труб диаметром 530 мм и более - равнойдиаметру трубопровода, а толщина стенки ввариваемой трубы должна быть не менеетолщины стенки магистрали. Катушка должна изготавливаться из предварительноспрессованной трубы. Давление опрессовки должно соответствовать 0,95 пределатекучести, указанного в сертификатах на трубы, а время с момента опрессовки доремонта не должно превышать полгода.

4.6.3.6. Монтаж катушки производится с помощью специальныхприспособлений (домкрат, струбцина, наружный центратор и т.п.) и грузоподъемныхмеханизмов (автокран, кран-трубоукладчик) и т.д.

4.6.3.7. Расстояние между швами приварки катушки и кольцевымистыками на основном трубопроводе должно быть не менее диаметра трубы. Висключительных случаях допускается уменьшение этого расстояния до 250 мм, нопри этом старый сварной стык на трубопроводе должен быть подварен изнутри ипросвечен.

4.6.3.8. При сборке труб под сваркусмещение кромок при одинаковой толщине стенки допускается до 20 % толщиныстенки трубы, но не более 3 мм на 1/3 окружности стыка.

Смещение кромок на нижней (потолочной) части стыка не допускается.

4.6.3.9. Соединение разностенных труб, труб с деталямитрубопроводов или труб с запорной арматурой допускается при следующемсоответствии (табл. 12).

Таблица 12

Допускаемая разностенность свариваемых труб

Наибольшая толщина стенки, мм

Разность толщин стыкуемых элементов, мм

Не более 12,0

Не более 2,5

Более 12,0

Не более 3,0

4.6.3.10. При большей разностенности, чем указано в табл. 12, между стыкуемыми элементами долженбыть вмонтирован переходник заводского изготовления или вставка из трубпромежуточной толщины длиной не менее 250 мм.

Рис. 13. Устройство для разметки катушек.

1 - регулировочная штанга; 2 - тросик; 3 -установочный винт; 4 - чертилка.

4.6.3.11. Допускается соединение разностенных труб приразностенности до 1,5 толщины путем специальной обработки кромок, как этопоказано на рис. 12б, а приразностенности более 1,5 толщины стенки - путем обработки кромок с двух сторон(рис. 12в).

4.6.3.12. Сборка труб с заводским швом, сваренным с одной стороны,производится так, чтобы продольные швы обеих труб имели смещение не менее 100мм.

При сборке труб, у которых заводской шов выполнен с внутреннимподваром, смещение продольных швов не обязательно.

4.6.3.13. Допускается правка плавныхвмятин на торцах труб глубиной до 3,5 % диаметра труб и деформированных концовтруб безударными разжимными устройствами. При этом на трубах из сталей снормативным временным сопротивлением разрыву до 539 МПа (55 кГс/кв. мм)допускается правка вмятин и деформированных концов труб при положительных температурахбез подогрева. При отрицательных температурах окружающего воздуха необходимподогрев на 100 - 150 градусов. На трубах из сталей с нормативным временнымсопротивлением разрыву 539 МПа (55 кГс/кв. мм) и выше - с местным подогревом на150 - 200 градусов при любых температурах окружающего воздуха.

4.6.3.14. Стыкуемые трубы фиксируются при помощи прихваток,которые располагаются равномерно по периметру стыка; длина прихваток зависит отдиаметра труб и должна соответствовать табл. 13.

Таблица 13

Количество и длина прихваток

Наименование

Диаметр, мм

до 400

400 - 1000

1000 - 1400

Количество прихваток не менее

2

3

4

Длина прихваток, мм

30 - 50

60 - 100

100 - 200

4.6.3.15. Наложение шва поверх прихваток допускается только послеих тщательной зачистки от шлака. Неудовлетворительно выполненные прихваткидолжны быть полностью удалены.

Допускается производить сварку стыка двумя сварщиками при диаметретрубопровода 529 - 720 мм, а при длине вставляемой катушки более 3 мразрешается сварка одновременно двух стыков.

4.6.3.16. В горных условиях вследствие напряженного состояниятрубопроводов после вырезки дефектного участка может наблюдаться значительноенарушение соосности и «уход» концов трубопровода. В этих случаях для облегченияцентровки катушки и восстановления соосности трубопровода необходимо концытрубопровода освобождать от грунта на расстоянии 15 - 20 м в обе стороны отдефектного участка. Если вскрытие трубопровода не обеспечивает выполнениецентровки, необходимо применить кривые вставки холодного гнутья.

4.6.3.17. Выполнение АВР с заменой дефектного участкатрубопроводов, проложенных в ущельях, труднодоступных для технических средств,производится путем демонтажа участка трубопровода с его извлечением из ущелья спомощью лебедок, установленных на верхнем портале. Восстановительная работавыполняется вне ущелья, после чего трубопровод протаскивают по временным илипостоянным опорам с постепенным наращиванием и укладывают вновь в ущелье.Протаскивание рекомендуется производить вниз по склону при одновременной работетяговой и тормозной лебедок, установленных соответственно на нижнем и верхнемпортале.

Приварканакладных элементов

4.6.4. В случае аварий трубопроводов в виде свищей и трещин длинойдо 50 мм ремонт выполняется без опорожнения от перекачиваемого продукта путемприварки накладных элементов (заплат, хомутов, муфт).

4.6.4.1. Размеры накладных элементов и муфт должны перекрыватьместо дефекта не менее чем по 40 мм от края дефекта. Заплатка должна иметь эллипсовиднуюформу. Допустимые размеры заплат и муфт представлены в табл. 14, в которой принято: а - размерэлемента в направлении оси трубопровода (большая ось эллипса); в - шириназаплаты (рис. 14).

4.6.4.2. Все кромки накладных элементов, а также поперечные кромкимуфт, привариваемых без технологических колец, должны быть обварены под углом a = 45 ... 90 градусов безпритупления. Наибольшая прочность достигается при a = 45 градусов (рис. 15).

4.6.4.3. Поперечные кромки муфт с технологическими кольцами, атакже одна из кромок технологических колец должны быть подготовлены под сваркупод углом 40... 50 без притупления.

4.6.4.4. Муфты необходимо использовать в случае, если дефектныйучасток больше допустимых размеров заплат.

4.6.4.5. Длина муфты без технологических колец должна быть впределах 150 - 300 мм.

4.6.4.6. При длине муфты более 300 мм на ее концах должны бытьиспользованы технологические кольца (рис. 15).

4.6.4.7. Длина технологического кольца должна быть не менее 65,80, 110 мм соответственно для трубопроводов диаметрами 426, 530, 720 мм.

Рис. 14. Размещение заплат

Рис. 15. Разделка кромок и сварка коротких муфт и заплат

1 - заплата, муфта; 2 - труба

Рис. 16. Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами

4.6.4.8. Для трубопроводов диаметром 219 - 377 мм следуетиспользовать муфты без технологических колец.

Таблица 14

Труба

Заплата

Муфта

Д, мм

а ³ в

без колец

с кольцами

а, мм

в, мм

а, мм

в, мм

219

150

150

150 - 200

 

245

150

150

150 - 200

 

273

150

150

150 - 250

 

325

150 - 200

150 - 200

150 - 300

 

351

150 - 200

150 - 200

150 - 300

 

377

150 - 200

150 - 200

150 - 300

 

426

150 - 250

150 - 250

150 - 300

300 - 400

530

150 - 300

150 - 300

150 - 300

300 - 500

720

150 - 400

150 - 400

150 - 300

300 - 700

4.6.4.9. Заплаты, муфты и технологические кольца должны бытьизготовлены из труб, механические свойства, химический состав и толщина стеноккоторых такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода.

4.6.4.10. Муфты и кольца изготавливаются из двух половин. Зазормежду кромками при сборке муфты или кольца должен быть равномерным по всемупродольному направлению и находиться в пределах 2 - 3,5 мм.

4.6.4.11. Для получения требуемого зазора между кромками присборке муфты или кольца допускается приварка сборочных скоб.

4.6.4.12. Продольные кромки половин муфты и колец должны бытьобработаны под стандартную V-образную разделку с углом скосакромок 30 плюс, минус 5 град, и выборкой под металлическую прокладку. Привыполнении сварного шва вдоль боковой образующей трубопровода скос нижнейкромки следует уменьшить до 10 плюс, минус 2 град.

4.6.4.13. Поперечные кромки муфты, технологических колец должныбыть обработаны под углом 20 - 25 град. без притупления. Кольца обрабатываютсяс одной стороны.

4.6.4.14. Муфты и кольца должны плотно прилегать к наружнойповерхности трубы.

4.6.4.15. При наличии утечки между трубой и накладным элементомпомещают прокладку из уплотняющего материала (резины или свинца).

Прижатие заплат к очищенному трубопроводу должно обеспечиватьнеобходимую плотность и устойчивость прилегания по всей площади соединения. Сэтой целью следует применять специальное устройство (наружные центраторы,прижимные хомуты, струбцины, домкраты и т.п.). Рекомендуется приспособление,показанное на рис. 17, котороепозволяет производить прижатие латок на трубопроводы диаметрами от 300 до 720мм двумя рабочими с минимальной затратой времени. Оно состоит из специальнойгайки с винтом, опоры, стержня-ручки, троса диаметром 12,5 мм, установочноговинта и двух зажимов заводского изготовления марки К-055. Винт изготавливаетсяиз металлического стержня диаметром 42 мм с отверстием диаметром 25 мм длястержня-ручки, канавкой для фиксации опоры. Опора изготавливается изметаллического стержня диаметром 55 мм с сетчатой накаткой и отверстием дляустановочного винта. Трос крепится одним концом жестко к гайке, второй конецзакрепляется зажимом при установке приспособления на трубопроводе.

Технология монтажа:

установка опоры и винта на латку;

запасовка троса в ушко специальной гайкой и закрепление зажимов;

вращение рукоятки винта - прижатие латки;

приварка латки.

4.6.4.16. Непосредственно передсваркой кромки заплат и муфт прилегающие к ним внутренние и наружныеповерхности на ширину не менее 10 мм должны быть очищены до металлическогоблеска. Участки поверхности трубы, примыкающие к кромкам заплат и муфт, ширинойне менее четырех толщин стенки трубопровода также должны быть очищены дометаллического блеска.

4.6.4.17. Участки поверхности трубы под заплатой и муфтой должныбыть очищены от ржавчины, грязи, масел. Места коррозии металла труб должны бытьзаполнены материалом, предотвращающим дальнейшую местную коррозию.

4.6.4.18. Муфту следует собирать на поврежденном участкетрубопровода, стягивать между собой полумуфты при помощи сборочных скоб илинаружного центратора до получения минимально допустимого зазора, а затемпродольные кромки фиксировать прихватками. Полумуфты с приваренными сборочнымискобами стягиваются болтами или шпильками, пропущенными в отверстие скоб.

4.6.4.19. Технологические кольца следует собирать по обе стороныот муфты, а скошенная кромка кольца должна быть обращена к муфте.

4.6.4.20. Продольные швы муфты, технологического кольца итрубопровода должны быть смещены относительно друг друга на величину не менее100 мм.

4.6.4.21. Приварка продольных швов муфты и колец к стенкетрубопровода запрещена. Для этого в местах сборки продольных швов на поверхность трубопровода следует наклеить с помощьюжидкого стекла полоску стеклоткани или асбеста либо металлическую пластинутолщиной 1,5 - 2 мм, шириной 200 мм.

Рис. 17. Устройство для прижатия латок:

1 - трубопровод; 2 - латка; 3 - трос Æ 12,5 мм; 4 - опора; 5 -винт; 6 - гайка специальная; 7 - стержень; 8, 9 - зажимы К-055; 10 - винтустановочный; 11 - прокладка

Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами показанана рис. 16.

4.6.4.22. Заплаты и муфты следует располагать на расстоянии другот друга, от заводских и строительно-монтажных швов не менее 100 мм. Приневозможности соблюдения этого условия дефектный участок должен заменятьсякатушкой.

4.6.4.23. После прихватки двухполовин муфты и колец необходимо удалить все технологические элементы для ихсборки, а также скобы, временно приваренные к сборочным элементам, и зачиститьэлектрошлифмашинкой поверхность металла. Затем должна быть проведена сваркапродольных швов.

4.6.4.24. После сварки продольных швов муфты и колец должны бытьзаварены поперечные швы с обязательным оплавлением всех трех элементов - стенкитрубопровода, кромок муфты и колец. Необработанные поперечные кромки колец недолжны завариваться.

4.6.4.25. Разрешается одновременная сварка двух продольных илипоперечных швов двумя сварщиками.

Технологияизготовления «бутылочных» муфт и их монтаж на трубопроводе

4.6.4.26. При повреждении трубопровода в виде гофр, вмятин,овальности и т.п. без нарушения герметичности, а также при небольших трещинах исвищах, закрытых временными средствами («чопики», накладки и т.д.)восстановление трубопровода может быть выполнено с помощью специальных муфт.При этом работы должны выполняться с соблюдением определенных далее правил ипоследовательности в соответствии с «Технологией ремонта местных поврежденийтрубопроводов», разработанной ИЭС им. Е.О. Патона АН УССР. Ремонтосуществляется с помощью установки на дефектном участке специальной«бутылочной» муфты.

4.6.4.26.1. Муфты заблаговременноизготавливают для всех диаметров обслуживаемых аварийно-восстановительнымпунктом магистральных трубопроводов. Размеры муфт и их деталей приведены втабл. 15 и рис. 18.

Центральную цилиндрическую часть длиной L вырезают из трубы следующегобольшего по номинальному ряду диаметра Д. В качестве конической части муфтыприменяют соответствующий переходник заводского изготовления.

Цилиндрические части муфты длиной l3 изготавливают из двухполуобечаек, вырезанных из трубы диаметром Д. Из той же трубы готовят и кольца«К». Все детали муфты (кроме технологических колец) спомощью прихваток собирают на шаблоне и приваривают корень всех кольцевых швов.Затем муфту разрезают вдоль продольной оси на две половинки так, чтобы рез былпродолжением незаваренных пазов конической части муфты. Обе половинки снимают сшаблона, абразивным кругом расчищают корень всех швов и проваривают их изнутри.Усиление подварочных швов, соединяющих коническую часть муфты с цилиндрической l3, снимают абразивным кругом заподлицо с основным металлом.

Рис. 18. Муфта для ремонта трубопровода:

1 - пробка; 2 - бобышка

Таблица 15

Размеры муфты для ремонта

Размеры трубы, мм

Размеры муфты, мм

d

S

D

S

L, не менее

l

l1 - l2

l3

k

219

6

273

8

200

 

 

 

 

273

8

325

8

250

 

 

 

 

325

8

377

9

300

 

 

 

 

377

9

426

9

300

 

 

 

 

426

9

530

10

300

 

 

 

 

530

7

720

10

350

 

 

 

 

530

10

720

12

350

 

 

 

 

530

12

720

14

350

 

 

 

 

530

10

630

10

300

 

 

 

 

530

12

630

12

300

 

 

 

 

720

7

820

10

400

 

l ³ d

 

 

720

10

820

12

400

 

l1 - l2³ 0,1d

 

 

720

12

820

14

400

 

l3 ³ 0,5d

 

 

720

14

820

16

450

 

k = 0,2d

 

 

4.6.4.26.2. Ремонт по данной технологии разрешается без удаленияперекачиваемого продукта из трубопровода и остаточном давлении не более 2,0МПа.

4.6.4.26.3. Полумуфты собирают на поврежденном участкетрубопровода, стягивают их между собой до получения минимального зазора, азатем сваривают продольные швы.

При этом бобышка должна находиться в верхней точке муфты.

4.6.4.26.4. После заварки продольных швов муфты устанавливаюттехнологические кольца «К» и сваривают их продольные швы.

4.6.4.26.5. Продольные швы муфты и продольные швы колец должныбыть смещены относительно друг друга на величину не менее 100 мм, а зазор междумуфтой и кольцом должен быть 6 - 8 мм.

Сварка выполняется с полным проваром.

4.6.4.26.6. После сварки продольных швов муфту кольцевыми швамиприваривают к трубе и технологическим кольцам.

4.6.4.26.7. Через бобышку заливают нагретую до 0,5 - 0,8 град. Сот рабочей температуры перекачиваемого продукта антикоррозионную жидкость так,чтобы в полости между наружной стенкой трубы и внутренней стенкой муфты неосталось воздушных пузырьков.

4.6.4.26.8. После заполнения полости в бобышку вставляют пробку иобваривают ее по периметру.

4.6.4.26.9. В качестве антикоррозионной жидкости может бытьиспользовано трансформаторное масло, нефть.

4.6.4.26.10. После окончаниясварочных работ со швов тщательно удаляется шлак и на отремонтированный участокнаносится изоляция.

4.6.4.27. Перед наложением аварийных хомутов, состоящих из двухполовин (см. рис. 1) с прокладкой изрезины или свинца, а также с лапами и болтовыми стяжками (прокладка перекрываетдефект не менее чем на 40 мм в каждую сторону), необходимо определить границыдефекта (трещины). С этой целью участок трубопровода до 200 мм в каждую сторонуот дефекта тщательно очищается от перекачиваемого продукта, изоляции иржавчины, протирается ветошью, смоченной в керосине и просушивается.

После этого следует с помощью специальных приборов (ультразвуковыхлибо оптических) установить границы дефекта. Концы трещин засверливаются нарасстоянии не менее 30 мм от краев; эти глухие отверстия забиваютсяметаллическими пробками и обвариваются.

Половины хомутов шириной 200 - 300 мм устанавливаются наповрежденное место, стягиваются болтами. Зазор между трубой и хомутом не долженпревышать 1,5 - 2,0 мм.

Прихватками закрепляется половина хомута, закрывающая дефектноеместо трубопровода. Затем выворачиваются болты, обрезаются лапы и ктрубопроводу приваривается прихваченная половина хомута.

Примечания:

а) данная технология применяется втех случаях, если принято решение о временном перекрытии дефекта; в течениегода отремонтированный участок должен быть вырезан и заменен новой вставкой;

б)если целесообразно сразу отремонтировать дефектный участок более качественно(без последующей замены участка), то следует обваривать обе половинки хомутатак, как это делается при установке муфты (см. п.п. 4.6.4.16 - 4.6.4.23).

4.6.4.27.1. Аварии при трещинах длиной до 50 мм на продольныхстыках ликвидируются также с помощью аварийных хомутов, но при условиипредварительного сошлифовывания сварного шва заподлицо с трубой.

4.6.4.28. Сквозные трещины длиной до 50 мм в поперечных сварныхстыках должны ликвидироваться с помощью специальных галтельных хомутов, имеющихжелоб. При монтаже в желоб помещается дефектный стык с прокладкой избензостойкой резины или свинца. Прокладка должна перекрывать трещину на 50 - 70мм с каждой стороны. Монтаж хомута с продольной вставкой и сварка выполняютсяпо следующей технологии:

устанавливают половинки хомута на поврежденном месте трубопровода;

болтами (шпильками) стягивают хомут таким образом, чтобы сплошнойшов имел зазор 2 - 3 мм, а внутреннюю поверхность хомута подгоняют кповерхности трубопровода;

приваривают половинки хомута между собой усиленным швом согласно ГОСТ16037-80;

приваривают хомут к трубопроводу усиленными кольцевыми швами(сначала одну сторону, потом - другую);

окончательно подгоняют вставку по месту и приваривают сплошнымишвами;

после окончания приварки хомута к трубопроводу лапы привариваемыхполовин обрезаются заподлицо и производится визуальный контроль сварных швов наналичие дефектов.

Количество слоев сварного шва при приварке хомутов, заплат, муфтзависит от толщины материала: при толщине 7 - 9 мм делается 3 слоя, при толщинеболее 9 мм - 4 слоя.

4.6.4.29. Отдельные сквозныеотверстия (свищи) диаметром до 8 - 12 мм могут быть устранены забивкой стальныхпробок («чопиков»). Для обеспечения плотности «чопик» выполняется коническойформы. «Чопик» забивают до полного перекрытия течи. Затем выступающую часть«чопика» срезают электросваркой, устанавливают сверху заплату с прокладкой изрезины или свинца, прижимают и обваривают заплату.

Врезкаотводов

4.6.5. С целью ускорения опорожнения трубопровода отперекачиваемого нефтепродукта, сооружения и подключения обводной линии,подключения резервной линии и т.д., при выполнении аварийно-восстановительногоремонта может быть принято решение о врезке отвода в основную магистраль.

4.6.5.1. В зависимости от диаметра врезаемого отвода выбираетсясоответствующая технология врезки.

Примечание:ниже рассмотрены технологические требования для присоединения отводов присоотношении d/D < 0,5 (где d -диаметр отвода, D - диаметр магистрали). При большихзначениях d/D работы следует выполнять поспециальным инструкциям.

4.6.5.2. При врезке отводов диаметром до 150 мм может бытьприменена технология врезки патрубков с соблюдением следующих требований:

врезаемый патрубок с задвижкой по прочностным характеристикамдолжен соответствовать основному трубопроводу;

высота патрубка (отвода) должна определяться технологически,исходя из конструкции применяемого прибора для врезки;

обязательна установка усиливающего воротника (рис. 19) при врезке отвода диаметром 100 мми более, а сам воротник должен изготавливаться из трубы диаметром, равнымдиаметру магистрали с большей или равной толщиной стенки; ширина воротника -«в» должна быть равна в = 0,4d, где d - диаметр отвода, но не менее 100мм. Разделка кромок свариваемых деталей показана на рис. 19, а по всему периметру соединения отвода с магистральюдолжна быть выполнена внутренняя подварка.

Рис. 19. Присоединениепатрубка (отвода)

4.6.5.3. Врезка отводов диаметром 200 мм и более (рис. 20) должна выполняться путемприсоединения к трубопроводу составного тройника заводского изготовления(тройник состоит из двух полуобечаек, одна из которых имеет отвод и усиливающиеполукольца).

Подготовка к монтажным работам включает:

очистку места присоединения от изоляции;

определение местонахождения продольных и поперечных сварных швов;

определение толщины стенки трубы и ее качества (ультразвуковымметодом контролируется пояс шириной 40 - 60 мм под предполагаемые кольцевыешвы), стенка трубы не должна иметь дефектов и отклонений толщины болеедопускаемой по СНиП;

места под сварку следует зачистить до металлического блеска спомощью шлифмашинки, напильников, щеток;

кромки свариваемых деталей тройника зачищаются от грязи иржавчины.

Рис. 20. Схема сборки тройника:

1 - стенка верхней полумуфты;2 - стенка нижней полумуфты; 3 - стенка трубы; 4 - прокладка толщиной 1 - 2 мм(асбест); d - диаметр отвода; D -диаметр трубопровода; t - толщина стенкитрубопровода; t1 -толщина стенки усиливающего кольца; H - ширина усиливающего кольца

4.6.5.4. Работы по присоединению тройника разрешается выполнять наопорожненных и заполненных перекачиваемым продуктом трубопроводах привнутреннем давлении до 2,0 МПа.

4.6.5.5. Тройник следует собирать на трубопроводе с помощьютехнологических скоб или наружных центраторов, добиваясь плотного прилеганияполуобечаек к стенке трубы и обеспечения зазора между их кромками в 2 - 5 мм.

Монтаж и сварка тройниковых элементов (продольные и кольцевые швыобечаек, технологические кольца) выполняются с соблюдением требованийтехнологии, приведенной в п.п. 4.6.4.26.1- 4.6.4.26.10 для установкимуфты.

4.6.5.6. Наружные центраторы и др. сборочные технологическиэлементы снимаются только после сварки корневого слоя продольных швов кактройника, так и силовых элементов.

4.6.5.7. Сварка продольных кромок полуобечаек тройника, особеннопервых двух проходов, должна выполняться от середины к краямобратно-ступенчатым методом. Допускается одновременная сварка двух продольныхшвов или четырьмя сварщиками.

4.6.5.8. После сварки продольных швов силовых элементов и тройникадолжны выполняться кольцевые швы способом сварки «на подъем» с обязательнымоплавлением всех составных элементов - стенки трубопровода, кромок тройника исиловых элементов.

Ремонттройников

4.6.5.9. При авариях трубопроводов из-за дефектов тройников(отводов) следует вырезать тройниковый узел целиком и заменить его новым. Вэтом случае работы производятся аналогично вырезке и замене участкатрубопровода («катушки»).

Последовательность работ должна быть следующей:

сначала отрезается соединение со стороны отвода, затем вырезаетсятройник как «катушка» из основной магистрали;

монтаж нового тройника начинается с вставки его в основную магистраль(как «катушка»); затем выполняется соединение отвода с соответствующимтрубопроводом (при необходимости - через «катушку»).

Ликвидацияаварий на линейной арматуре

4.6.6. Решение о способе ремонта при авариях на арматурепринимается руководителем работ по ликвидации аварии по согласованию сруководством ПО АО или АО в зависимости от наличия технических средств(заменяющих деталей и узлов, приспособлений и механизмов для ремонта,материалов и т.д.)

4.6.6.1. При повреждении корпуса, задвижки (обратного клапана)необходимо вырезать задвижку из трубопровода и вставить на ее место новую. Приэтом вырезка поврежденной арматуры производится аналогично вырезкеповрежденного участка трубопровода, а соединение арматуры с трубопроводомдолжно производиться с помощью переходников заводского изготовления или катушекиз труб с промежуточной толщиной стенки длиной не менее 250 мм. Работывыполняются с соблюдением требований завода-изготовителя задвижки.

4.6.6.2. При утечках во фланцевых соединениях, а такженеисправностях в деталях арматуры, ликвидировать аварии допускается послеосвобождения ремонтируемого участка от перекачиваемого продукта до уровняремонтируемого разъема. Замена прокладки может производиться в исключительныхслучаях по специальной технологии.

4.6.6.3. Набивка сальников задвижек должна производиться после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления втрубопроводе.

Допускается набивка сальниковых уплотнений без остановкиперекачки, которая должна выполняться по специальной инструкции, утвержденнойили разрешенной к применению главным инженером АО.

4.6.6.3.1. Рекомендуется следующий способ и технология набивкисальниковой камеры. В качестве набивки должна применяться крошкамаслобензостойкой резины (крошка может быть получена из бывших в употреблениишаровых разделителей или манжет скребков; размеры зерен крошки должны быть впределах от 10 ´ 10 ´ 0,5 мм до 5 ´ 5 ´ 0,2 мм).

4.6.6.3.2. Смоченная в масле (машинном, трансформаторном, автоле ит.д.) крошка нагнетается в сальниковую камеру через специально подготовленноеотверстие с помощью приспособления для набивки сальника (рис. 21).

Примечания:

1. Технологическаяпоследовательность выполнения операций:

сверление отверстия под резьбудиаметром 22 мм на глубину (В-5) мм; где В - толщина стенок сальниковой камеры;

нарезается резьба М24;

вворачивается приспособление длясверловки под давлением, состоящее из пробкового крана высокого давления икамеры уплотнения;

после сверловки - закрытие крана иотвинчивание уплотнительной камеры сверла;

открытие крана;

ослабление грундбуксы;

нагнетание набивки до появлениямасла в щели между штоком задвижки и грундбуксой;

проверка легкости вращения или ходаштока задвижки;

перекрытие крана и демонтажнагнетателя.

2.Нагнетание наполнителя в сальниковую камеру производится гидротрансформатором(нагнетателем, рис. 21), которыйприводится в действие с помощью ручного насоса, соединяемого шлангом высокогодавления с цилиндром низкого давления нагнетателя. (Этот цилиндр и манжетымогут быть взяты от главного цилиндра экскаватора ЭО-2621).

Ликвидация повреждений трубопроводов

4.6.7. В случае обнаружения повреждений трубопровода в видекоррозионных язв, царапин, забоин, задиров, вмятин, гофр и т.п. необходимоотремонтировать поврежденные участки.

4.6.7.1. Повреждения стенки трубопровода глубиной до 5 % оттолщины трубы (царапины, язвы, задиры, забоины) ликвидируются шлифованием. При этом толщина стенки не должна быть выведена запределы минусового допуска труб.


Рис. 21. Набивка сальника под давлением


4.6.7.2. Коррозионные повреждения глубиной более 5 % от толщиныстенки труб могут быть отремонтированы в соответствии с РД 39-0147103-360-89«Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- ипродуктопроводов под давлением» /9/.

4.6.7.3. В случае обнаружения вмятин глубиной до 3,5 % от диаметратрубопровода разрешается выправление их с помощью безударных устройств в соответствиис п. 4.6.3.13.

4.6.7.4. Все повреждения, которые не могут быть ликвидированышлифованием, заваркой или выправлением, должны быть отремонтированы путемналожения и приварки накладных элементов в соответствии с РД 39-0147103-360-89/9/.

4.6.7.5. Ремонт корродированных стенок трубопроводов путемформирования на их наружную поверхность высокопрочных стеклопластиковизоляционно-силовых оболочек (ИСО) следует производить согласно «Инструкции повосстановлению несущей способности нефтепроводов диаметром 273 - 820 мм сприменением высокопрочных стеклопластиков» РД 39-Р-015-90 /14/.

4.7.Контроль сварных соединений и устранение их дефектов

4.7.1. Контроль качества сварочно-монтажных работпри ремонте трубопроводов организуется ответственным руководителем работ ивыполняется:

пооперационным контролем, осуществляемым в процессе сборки исварки стыков;

визуальным осмотром и обмером геометрических параметров сварныхшвов;

проверкой сплошности наплавленного металла неразрушающими методамиконтроля.

По результатам контроля оценивается качество работ и даетсязаключение о готовности трубопровода к пуску.

4.7.2. Некачественные сварные соединения разрешаетсяремонтировать, если в них имеются любые недопустимые дефекты (кроме трещиндлиной более 50 мм) при условии, что суммарная длина участков ремонта непревышает 1/6 периметра стыка.

Стыки, имеющие трещины длиной более 50 мм или суммарнуюпротяженность участков дефектов более 1/6 периметра стыка, необходимо вырезать.

Дефекты сварных соединений должны быть полностью удалены с помощьюабразивных кругов или газовой резки с последующей зачисткой разделки дометаллического блеска.

4.7.3. При ремонте стыка с трещиной длиной до 50 мм засверливаютдва отверстия на расстоянии не менее 30 мм от краев трещины с каждой стороны,дефектный участок вышлифовывают полностью и заваривают вновь.

4.7.4. Сварные швы после устранения всех дефектов подвергаютсяконтролю неразрушающими методами в объеме 100 %.

4.7.5. Повторный ремонт сварных соединений не допускается.

4.8.Изоляция трубопровода

4.8.1. Для противокоррозионной защиты отремонтированного участкатрубопровода должна применяться усиленная изоляция.

4.8.2. Изоляция на отремонтированный участок должна наноситься наочищенную поверхность трубопровода. Очистка выполняется в два этапа:

предварительный - после вскрытия трубопровода и созданияремонтного котлована;

окончательный - после окончания сварочно-монтажных работ.

4.8.3. Очистка должна производиться пневматическими илимеханическими щетками, скребками с последующей протиркой ветошью. Острыевыступы, заусенцы, и брызги металла должны срубаться зубилом и зачищатьсяспециальным инструментом.

4.8.4. На сухую чистую поверхность трубопровода и на 500 мм старойизоляции с обеих сторон отремонтированного участка ровным слоем без подтеков,сгустков и пропусков с помощью брезентового полотенца наносится грунтовка. Настарую изоляцию грунтовка может наноситься кистью.

В качестве грунтовок используется:

раствор битума в бензине в отношении 1:3 (по объему);

клей № 88, разбавленный бензином (Б-70 или «Калоша») в отношении1:1, вязкостью не более 30 сек по ВЗ-4.

Качество грунтовки проверяется внешним осмотром.

4.8.5. На высохшую грунтовку должна наматываться изоляционнаялента в 3 - 4 слоя с нахлестом не менее 20 мм. Нахлест конца каждого слоя новойленты на предыдущий составляет 300 мм и на старую изоляцию - 500 мм с обеихсторон от отремонтированного участка.

4.8.6. Лента наносится вручную двумя рабочими, стоящими по обестороны трубопровода и передающими друг другу рулон ленты по мере ее намотки.

4.8.7. Концы ленты должны быть залиты битумной мастикой дляулучшения герметизации заизолированного участка.

4.8.8. Качество заизолированного покрытия должно контролироватьсявнешним осмотром на прилипаемость и сплошность.

4.8.9. Внешний осмотр изолированного покрытия производится впроцессе наложения каждого слоя изоляции. В изоляционном покрытии не должнобыть пузырей, складок, зазоров между витками, разрывов и морщин.

4.8.10. Проверка прилипаемости изоляционного покрытия ктрубопроводу заключается в следующем: в покрытии делают два надреза ножом подуглом 50 град. и, если слои сами не отслаиваются, а поднимаются ножом снекоторым усилием (отрыв когезионный), то прилипаемость считаетсяудовлетворительной.

4.8.11. Контроль изоляционного покрытия на сплошность производитсяискровым дефектоскопом.

4.8.12. При выявлении дефекта ремонт изоляции производится путемвырезки поврежденного участка (пузырь, складки, морщины) и наклейки 3-х слойнойзаплаты из той же изоляционной ленты, из которой произведено изоляционноепокрытие. Заплата должна перекрывать вырезанный участок изоляции по периметруне менее чем на 100 мм.

4.8.13. Во всех случаях, когда имеется опасность нарушенияизоляции при засыпке ремонтного котлована или при протаскиванииотремонтированного участка в сложных условиях, необходимо защищать изоляциюфутеровкой.

4.9.Ликвидация последствий аварий

4.9.1. После восстановления поврежденного участка трубопроводаперекачиваемый нефтепродукт из ям-накопителей (земляного амбара, обвалованияили других емкостей) должен быть закачан в отремонтированный или другойпараллельно проложенный трубопровод передвижными насосными агрегатами ПНА-1,ПНА-2 или другими высоконапорными агрегатами, или перевезен в специальныхемкостях на ближайшую перекачивающую станцию.

4.9.2. Закачка нефтепродукта в трубопровод производится черезспециально подготовленную обвязку с задвижкой и обратным клапаном. Обвязкадолжна быть предварительно опрессована на рабочее (проектное) давлениетрубопровода. После закачки задвижка должна быть демонтирована по специальнойтехнологии. Разрешается оставлять задвижку, но в этом случае она должна бытьзаглушена, заключена в колодец (или ограждение), у которого должен бытьвыставлен постоянный предупредительный знак.

4.9.3. Параллельно с откачкой нефтепродукта из ям-накопителейпроизводятся работы по уменьшению количества нефтепродукта, впитавшегося впочву. Для этого на зеркало нефтепродукта, остающегося на поверхности послеоткачки насосами, наносится сорбент (торф, солома и т.д.) из расчета 0,5 куб. мсорбента на 10 кв. м поверхности пятна нефтепродукта. После пропитываниясорбента продуктом его собирают, не нарушая верхний слой почвы, и вывозят наспециальные пункты, где сорбент готовится к утилизации. Если сорбент не впиталс поверхности почвы весь нефтепродукт, операцию повторяют. Для локализацииперекачиваемого нефтепродукта к ямам-накопителям и дренажным канавамдополнительно сооружают систему приточных канав.

4.9.4. Ликвидация последствий при попадании перекачиваемогонефтепродукта в водоемы должна предусматривать очищение воды до предельнодопустимых концентраций (ПДК) нефтепродуктов в воде.

С этой целью (кроме упомянутых в п. 4.3.5 технических средств) применяют различныеадсорбенты (например, перлит), либо устраивают отстойники (на малых водотоках)в виде запруд. Во всех случаях следует согласовать с местными инспектирующимиорганами способ ликвидации последствий аварии, а по окончании работ - оформитьакт о результатах. Одновременно с работой по сбору перекачиваемогонефтепродукта на воде необходимо очистить от него берега водоемов.

4.9.5. Очистка поверхности болота от остатков нефтепродукта можетбыть осуществлена путем его смыва с поверхности болота или выжигания. Приналичии на болоте сухого торфа выжигание нефтепродукта допускается только послеполного водонасыщения слоя торфа, исключающего возможное его загорание.

4.9.5.1. Метод смыва нефтепродукта заключается в следующем:гидромонитором, поливомоечной машиной или другими техническими средствами,обеспечивающими подачу воды под давлением, вода подается из ближайшегоисточника по направлению к месту аварии или повреждения. Вода с нефтепродуктомсобирается в приямке, устроенном на границе разлитого перекачиваемогонефтепродукта, откуда откачивается в котлован или обвалование.

4.9.5.2. Выжигание остатков разлитого нефтепродукта допускаетсякак исключение при невозможности сбора его другими способами и производитсяпосле оформления разрешения на производство огневых работ, согласования стерриториальными органами пожарной охраны и владельцами близрасположенныхсооружений и коммуникаций.

4.9.5.3. Для предотвращения распространения нефтепродукта вокругзамазученной территории, по мере необходимости, создается противопожарнаяполоса.

4.9.6. При ликвидации разлива перекачиваемого нефтепродуктазапрещается:

засыпать ямы-накопители и дренажные канавы с неполностью откачаннымпродуктом;

снимать загрязненную почву и вывозить ее в отвалы.

4.9.7. После окончания аварийно-восстановительных работ должнабыть проведена рекультивация земель, поврежденных в результате аварии согласноРД 39-0147103-365-86 /15/.

4.10.Другие работы

4.10.1. Ряд специальных требований и операций следует выполнять при авариях, вызванных природными явлениями в горах(оползни, размывы, землетрясения), а также при авариях в пустынных районах,скальных грунтах и на переходах через автомобильные и железные дороги.

4.10.2. Оползневые явления в горах приводят, как правило, кразрыву или смятию трубопровода. Устранение дефекта на трубопроводе приоползнях не гарантирует того, что авария не повторится, и действие оползняможет продолжаться.

4.10.3. Восстановление трубопровода выполняется в два этапа:восстановление работоспособности трубопровода (срочные работы); мероприятия поукреплению оползня (по специальному графику).

4.10.4. К срочным работам, выполняемым силамиаварийно-восстановительной службы относятся:

а) установление планового очертания оползня;

б) выбор способа восстановления поврежденного участка трубопровода(замена катушки, монтаж обводной линии и т.п.);

в) ликвидация аварии и возобновление перекачки;

г) устройство траншеи вдоль трубопровода для устранения давлениягрунта на трубопровод (ширина траншеи со стороны давления грунта должна быть неменее 1 м); труба полностью освобождается от грунта (рис. 22) и под нее укладываются лежки;

д) комплекс мер по отводу поверхностного стока вод и перехватугрунтовых вод с тем, чтобы уменьшить обводнение оползающего грунта и тем самымувеличить коэффициент устойчивости (замедлить скорость движения оползня).

4.10.5. Полное восстановление трубопровода и его защита отдействия оползня возможны только в результате проведения мероприятий:

всестороннего обследования оползня специализированной организацией(определяют очертания поверхности скольжения и глубину оползня до коренныхустойчивых пород, физико-механические характеристики грунтов и зависимость ихот влажности; определяют коэффициент устойчивости оползня и т.п.);

изучение напряженного состояния трубопровода в оползне (в томчисле определяют допустимую стрелку прогиба по условию прочности труб);

разработка проектной организацией специального проекта и графикавыполнения работ по закреплению оползня или по переносу трубопровода на новуютрассу;

выполнения работ согласно проекту.

4.10.6. На весь период времени движения оползня (до полного егозакрепления) необходимо:

принять меры по предотвращению давления оползающего грунта натрубопровод;

осуществлять контроль за состоянием и движением оползня.

Рис. 22. Временная защита трубопровода в оползне

4.10.7. В случае невозможности укрепления оползня следует вынеститрубопровод на новую трассу по специальному проекту.

4.10.8. Если наземный или надземный участок трубопровода,проложенный в горах, подвергся воздействию осыпи или обвала, в результате чегоучасток оказался засыпанным, то его необходимо срочно расчистить, обследоватьсостояние изоляции и стенки трубы и, при необходимости, выполнить ремонт.

4.10.9. В случае повреждения или разрушения опор надземныхучастков трубопровода или переходов вследствие селей, обвалов, размывов, сейсмическихвоздействий, приведших к смещению трубопровода от проектного положения за счетего упругой деформации, необходимо срочно установить временные опоры в видеклетей из шпал, бревен и др. подручных материалов, не изменяя положениятрубопровода.

Затем восстанавливаются либо сооружаются заново постоянные опоры,а трубопровод укладывается на них при остановленной перекачке.

При обнаружении деформации трубопровода (гофры, вмятины и др.)дефектный участок следует заменить новым. Новый участок до врезки в трубопроводдолжен быть подвергнут контролю и испытанию на прочность.

4.10.10. При ликвидации аварии в результате размыва и образованияучастков провисания необходимо восстановить первоначальное положение изакрепление трубопровода, а также выполнить противоэрозионные мероприятия.

4.10.11. Аварии трубопровода в горных условиях после сейсмическихвоздействий ликвидируются с соблюдением вышеизложенных требований настоящейИнструкции. Однако, т.к. в результате землетрясений трубопровод подвергаетсякритическим воздействиям в нескольких местах, перекачку следует возобновитьтолько после обследования и переиспытания данного участка.

4.10.12. При восстановлении трубопровода на участках в скальныхгрунтах необходимо учитывать трудность создания ремонтного котлована (требуетсяразработать свыше 20 куб. м скального грунта) в стесненных условияхнепосредственно у трубопровода.

4.10.13. Наиболее целесообразным способом создания ремонтногокотлована в скальных грунтах является их разработка с помощью баровых установок(рис. 23).

Рис. 23. Схема разработки ремонтного котлована в скальных грунтахбаровыми установками:

1 -поперечная щель; 2 - продольная щель; 3 - насыпной грунт; 4 - трубопровод; 5 -скальный грунт.

Рекомендуется соблюдать следующий порядок производства работ:

определить положение трубопровода;

прорезать поперечные щели с одной стороны трубопровода на глубинубудущего котлована;

прорезать продольную щель по периметру котлована;

разрушить отрезаемые объемы с помощью гидродомкратов;

переместить установку на другую сторону трубопровода и выполнитьаналогичные операции;

выбрать из котлована грунт с помощью экскаватора;

доработать (если требуется) с помощью отбойного молотка выступы надне котлована.

4.10.14. Ориентировочное время прорезания 20 - 30 погонных метров- 5 - 7 часов.

4.10.15. Остальные операции восстановительного ремонтатрубопроводов в скальных грунтах выполняются обычными способами.

4.10.16. Аварии на переходах трубопроводов через автомобильные ижелезные дороги ликвидируются, как правило, путем замены дефектного участкановым.

4.10.17. Выполнение АВР на переходах магистральных трубопроводовчерез автомобильные и железные дороги включают следующие операции:

создание рабочего и приемного котлованов;

вырезка поврежденного участка трубопровода по обе стороны кожуха;

для демонтажа поврежденного участка вырезка участка трубопровода врабочем котловане длиной: 2l2 + lq + 10 м;

освобождение кожуха от поврежденного трубопровода;

прокладка нового трубопровода внутри кожуха;

приварка трубопровода в приемном котловане;

вварка трубопровода в рабочем котловане;

устройство уплотнений, колодца, отводной канавы.

Длина перехода:

lпер = 2l2 + lq,

длина рабочего котлована:

lраб. котл.= 2l2 + lq + 10 (м),

где l2 = 25 м - для дорог общей сети;

l2 = 15 м - для промышленных железных дорог;

l2 = 10 м - автомобильные дороги;

l2пр. котл. = 2 м

l3 = 40 м - для дорог общей сети;

l3 = 25 м - для промышленных железных дорог.

4.10.18. Рабочий котлован должен иметь размеры, позволяющиеустановить в нем все необходимые машины и механизмы, выполнить работы,связанные с вытаскиванием поврежденного трубопровода из кожуха и прокладкойтрубопровода внутри кожуха. Длина рабочего котлована определяется всоответствии с рис. 24.

4.10.19. Приемный котлован должен иметь размеры, позволяющиевыполнить демонтаж поврежденного участка трубы (вырезку поврежденноготрубопровода), сдвиг поврежденного участка трубопровода относительно кожуха вслучае заклинивания и монтаж (приварку) новой катушки, герметизацию соединениякожуха и трубы.

Рис. 24. Схема разработки ремонтных котлованов на переходах черезжелезные и автодороги

4.10.20. Длина вырезаемого участка трубопровода в рабочемкотловане для обеспечения вытаскивания поврежденного трубопровода из кожухадолжна равняться длине поврежденного участка плюс расстояние для обеспеченияработы по вытаскиванию поврежденного трубопровода.

4.10.21. Протаскивание поврежденного трубопровода из кожухапроизводится тросами. Крюк троса с одной стороны цепляют за приваренные заранеесерьги (ушки) к поврежденному трубопроводу или вырезанные в нем окна, с другойстороны к трактору или к лебедке.

4.10.22. Количество тросов и их характеристики определяютсяпотребным тяговым усилием.

4.10.23. Для облегчения протаскивания поврежденного трубопровода(в случае заклинивания) возможно применение предварительной его сдвижки методомодновременного проворачивания со стороны рабочего и приемного котлована илипротаскивания со стороны приемного котлована с одновременной вытяжкой израбочего котлована.

4.10.24. При необходимости на трубопроводе закрепляют роликовыеили др. опорные устройства, облегчающие процесс протаскивания трубопровода вкожух и фиксацию его положения таким образом, чтобы исключался контакт междукожухом и трубопроводом.

4.10.25. После земляных работ полностью восстанавливаетсяначальное состояние придорожных сооружений, а также ландшафт местности, так какне восстановленный рельеф может интенсивно деформироваться под влиянием дождей,ветров и др. климатический факторов.

4.10.26. В случае невозможности вытаскивания поврежденноготрубопровода из кожуха или значительной сдвижки его вместе с кожухом необходимопроизвести ремонт созданием нового перехода.

4.10.27. Ремонт отказавшего участка трубопровода на переходе подавтомобильными дорогами возможно осуществить разработкой траншей. При этоморганизуется временный объезд, который должен полностью заменить участокдороги, выведенный из эксплуатации по согласованию с ГАИ.

4.10.28. Ремонт трубопроводов на переходах через автомобильныедороги возможно осуществить частичным вскрытием автомобильной дороги и заменойотказавшего трубопровода с разработкой траншей. Все работы по частичномуперекрытию дороги необходимо осуществлять по согласованию с ГАИ.

4.10.29. Засыпку восстановленного участка в пределах полотнадороги после производства ремонтных работ необходимо производить только гравиемс послойным уплотнением грунта. Восстановление конструкции дороги (покрытие,насыпь и т.п.) выполняется по согласованию с эксплуатирующей ее организацией.

5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ

5.1. Организация и производство аварийно-восстановительных работна магистральных нефтепродуктопроводах должны соответствовать требованиям«Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» /1/, «Правил техники безопасности и промышленной санитарии приэксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» /4/, «Правил пожарной безопасности в РоссийскойФедерации» /11/, «Правил пожарнойбезопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР» /25/ и настоящей «Инструкции».

5.2. Перед началом работ по ликвидации аварий весь привлекаемый кним персонал должен быть дополнительно проинструктирован ответственнымпроизводителем работ по безопасным методам и приемам ведения АВР, а также поправилам поведения во взрыво- и пожароопасной обстановке и других опасныхусловиях и обстоятельствах данной аварии. Запрещается допускать к работезаболевших и лиц в нетрезвом состоянии.

5.3. Персонал, выполняющий работы по ликвидации аварий и ихпоследствий, должен быть одет в спецодежду и спецобувь согласно «Табелютехнического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральныхнефтепродуктопроводов» /17/.

К работам в непосредственном контакте с разлитым нефтепродуктомдопускаются только работники в соответствующей одежде, в непропускающейперекачиваемый продукт обуви и обеспеченные необходимыми средствамииндивидуальной защиты (шланговыми противогазами, защитными очками,предохранительными поясами и т.д.).

5.4. При производстве аварийно-восстановительных работпродолжительностью более 12 часов для работающих должны быть созданы бытовые исанитарные условия в соответствии с действующими нормами.

5.5. Выхлопные трубы от двигателей внутреннего сгорания машин имеханизмов должны быть выполнены с соблюдением противопожарных требований иоборудованы глушителями - искрогасителями, полностью исключающими возможностьпопадания искр от работающего двигателя в атмосферу.

5.6. Все агрегаты и механизмы в рабочей зоне устанавливаются всоответствии с п.п. 4.2.5 и 4.2.6. на безопасных расстояниях.Шланги, трубы, кабели и др. инвентарные соединительные элементы и узлыагрегатов должны быть исправными и использоваться только по назначению всоответствии с их техническими характеристиками. Временные линии для закачкипродукта в трубопровод должны быть предварительно опрессованы на рабочеедавление.

5.7. В слабых грунтах и топких местах должен быть устроен настилиз бревен, брусьев, инвентарных щитов или сланей.

Общая нагрузка технических средств на настил не должна превышатьрасчетной величины, а для инвентарных покрытий - паспортных данных.Устойчивость работающих на настилах (покрытиях) механизмов должнаобеспечиваться заякориванием либо оборудованием контргрузов.

5.9. Ремонтная площадка должна быть очищена от нефтепродукта изамазученности в радиусе 15 м путем снятия плодородного (биологическиактивного) верхнего слоя почвы (глубина снятия определяется по ГОСТ17.5.3.06-85 /30/) иперемещения его во временный отвал, технической и биологической рекультивации.

5.9.1. Рекультивированные площади после завершения предусмотренныхпроектом мероприятий передаются землевладельцам для дальнейшего окультуриванияи вовлечения в хозяйственный оборот в соответствии с «Положением о порядкепередачи рекультивированных земель землепользователям предприятиями,организациями и учреждениями, разрабатывающими месторождения полезныхископаемых и торфа, проводящими геологоразведочные, изыскательские,строительные и иные работы, связанные с нарушением почвенного покрова» /31/.

5.9.2. Основанием для разработки земли землевладельцу служит акт,который содержит:

перечень проведенных мероприятий по рекультивации нарушенных изагрязненных нефтепродуктом земель с указанием сроков выполнения;

анализы почв и растительности после завершения рекультивации,подтверждающие эффективность рекультивационных работ;

анализы почв и растительности на контрольном участке.

5.9.3. Анализы проводятся по стандартным методикам в лабораториях,аттестованных для проведения подобных работ.

5.10. В сложных природно-климатических условиях трассы(экстремальное состояние погоды, пустыня, горные районы) руководитель аварийныхработ на период производства АВР должен иметь постоянную связь с селевой иметеорологическими станциями и своевременно оповещать персонал о резкихизменениях погоды и надвигающихся стихийных бедствиях (пурга, ураганный ветер,снегопад, сель, гроза и т.п.). Одновременно с этим им должны быть приняты мерыпо обеспечению безопасности людей (определены заранее безопасные места иукрытия, организована страховка работающих, система сигнализации и т.п.).

5.11. До начала работ по ликвидации аварий на горных участкахтрубопроводов руководитель работ должен осмотреть зону производства АВР ипринять меры по обеспечению безопасности работ (удаление нависших камней,деревьев, укрепление оползающих откосов и насыпей, укрепление стен и сводовтоннеля, отвод поверхностных вод).

5.12. При работе на склонах крутизной более 35 градусов рабочиедолжны быть обеспечены съемными металлическими подковами с шипами, надеваемымина подошвы обуви для уменьшения скольжения.

5.13. Во время работы на откосах высотой более 3 м и крутизнойболее 45 градусов (а при влажных грунтах крутизной более 30 градусов) рабочиеобязаны закрепляться предохранительными поясами за стальной штырь или надежнуюопору. Штырь заделывается в вертикальный шпур, пробуренный на глубину 0,5 м вскальных грунтах или на 0,7 м в связанных грунтах.

5.14. Разработку грунта в непосредственной близости от действующихподземных коммуникаций следует выполнять в соответствии с «Правилами техникибезопасности и промышленной санитарии при эксплуатации магистральныхнефтепродуктопроводов» /4/.Необходимо пользоваться инструментом, исключающим искрообразование.

5.15. При ручной разработке мерзлого грунта клинья должны бытьснабжены удерживающими рукоятками. Запрещается держать клинья руками.

5.16. Размеры ремонтного котлована должны обеспечить свободноепроизводство всех видов работ при ликвидации повреждения (центровку труб,сварку неповоротных стыков, противокоррозионную изоляцию). Глубина котлованазависит от глубины заложения трубопровода и должна быть не менее чем 0,5 - 0,6м ниже низа трубы. Форма котлована (откоса) должна обеспечивать устойчивостьстенок (исключить обвал грунта). С этой целью допускается рытье котлована(траншеи) без откосов и креплений, если глубина его не превышает значений,указанных в п. 4.4.4. настоящейИнструкции (см. табл. 2). Вкотловане должно быть предусмотрено не менее двух удобных выходов впротивоположных направлениях.

5.17. Работы в котловане по зачистке и уборке продукта должнывыполняться с соблюдением требований действующих «Правил техникибезопасности...» /4/ и «Типовойинструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ» /24/.

5.18. При сильном притоке грунтовых вод стенки ремонтногокотлована должны крепиться металлическими или деревянными шпунтами, а приотсутствии их - деревянными сваями.

5.19. Во время нахождения людей в котловане запрещаетсяпроизводить на бровке работы, связанные с перемещением механизмов.

5.20. Если в процессе работы в стенках котлована появятся трещины,грозящие обвалом, то рабочие должны немедленно покинуть его и принять мерыпротив обрушения грунта (укрепления стенок котлована, срезание грунта илиувеличение откосов и др.).

5.21. Во время ремонтных работ в котловане должны находитьсятолько те лица, которые заняты выполнением конкретной работы в данное время.

5.22. Перед началом работ в котловане переносным газоанализаторомпроверяется уровень загазованности воздушной среды. При этом содержание паровнефтепродуктов и газов не должно превышать предельно допустимой концентрации(ПДК) по санитарным нормам. Значения предельно допустимых концентраций вредныхвеществ в воздухе рабочей зоны приведены в приложении 4.

Работа разрешается только после устранения опасных условий. Впроцессе работы следует периодически контролировать загазованность, а в случаенеобходимости - обеспечить принудительную вентиляцию.

5.23. Огневые работы должны выполняться в соответствии с«Правилами техники безопасности и промышленной санитарии при эксплуатациимагистральных нефтепродуктопроводов» /4/, «Инструкциейпо безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводовпод давлением» (РД 39-0147103-160-89) /9/,«Типовой инструкцией по общим правилам безопасности при проведении огневых работ»/10/, «Правилами пожарнойбезопасности в Российской Федерации /11/,«Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятийГоскомнефтепродукта СССР» /25/.

5.24. На проведение огневых работ должен быть оформленнаряд-допуск по специальной форме (приложение 5).

5.25. Перед началом огневых работ исполнители должны получитьинструктаж по соблюдению мер безопасности при проведении огневых работ.

5.26. Глиняные и другие тампоны в трубопроводе должны плотноперекрывать внутреннюю полость, при трамбовке обеспечивать полную герметизациюконцов ремонтируемого участка. Приспособления для трамбовки глины должны бытьиз материала, не дающего искр при ударах о трубу.

5.27. После набивки в ремонтируемом участке тампонов необходимопровести анализ воздуха на содержание горючих газов и паров для определениявозможности проведения огневых работ.

Сварочные работы на трубопроводе допускаются при условии, что кместу огневых работ не будут поступать горючие пары и газы. Концентрациягорючих паров и газов на ремонтируемом участке между герметизирующими тампонамитрубопроводов не должна превышать предельно допустимую взрывобезопаснуюконцентрацию: 5 % величины нижнего предела воспламенения данного пара или газав воздухе (для бензина в объемных долях 0,04 % или 1,63 мг/л).

5.28. Для предотвращения возгорания резку трубопровода с применениемвзрывчатых веществ (УКЗ, ШКЗ и др.) можно выполнять после заполнения ремонтногокотлована пеновоздушной смесью.

5.29. Если огневые работы продолжаются несколько дней и неисключена возможность внезапной утечки газов и паров, то перед началом и черезкаждый час во время этих работ необходимо контролировать состояние воздушнойсреды в ремонтном котловане и ремонтируемом трубопроводе.

Анализ производится после каждого перерыва и в случае, если уработающих возникают опасения возможности появления газов и паровнефтепродуктов на рабочем месте.

5.30. При невозможности соблюдения мер безопасности,предусмотренных нарядом-допуском, а также в случае появления на рабочем местегазов, паров нефтепродукта огневые работы должны быть немедленно прекращены, аработающие выведены из опасной зоны.

При обнаружении опасных концентраций необходимо:

выйти из загазованной зоны;

приостановить все работы, кроме требуемых по соображениямбезопасности;

известить непосредственного руководителя работ;

ограничить загазованную зону знаками безопасности с учетомнаправления ветра и выставить посты в зоне поврежденного участка;

принять меры по устранению загазованности.

Работы могут быть возобновлены после устранения причинзагазованности и утечки. При этом содержание паров нефтепродукта или газа недолжно превышать предельно допустимой концентрации по санитарным нормам.

5.31. Рабочее место сварщика должно быть защищено от солнечныхлучей, атмосферных осадков или сильного ветра зонтом, навесом и т.п.

5.32. Вырезка «окон» должна производиться специальным табельнымприспособлением, допущенным к применению в установленном порядке.

5.33. До вырезки катушки во избежание создания опасной разностипотенциалов между концами разрезаемого трубопровода последние шунтируютсяперемычкой или заземляются.

5.34. При вырезке участка необходимо следить за тем, чтобыперемычка или заземление не нарушались.

5.35. При вырезке «катушки» из трубопровода с применением энергиивзрыва следует руководствоваться специальной инструкцией /23, 24/ и «Едиными правиламибезопасности при взрывных работах» /12/.

5.36. При заполнении отремонтированного трубопроводаперекачиваемым нефтепродуктом давление следует увеличивать постепенно иравномерно с постоянным контролем за показаниями приборов.

5.37. Во время поднятия давления в трубопроводе необходимо:

вести наблюдение за состоянием отремонтированного участка,находясь от него на расстоянии не ближе 50 м;

не допускать движения транспорта и нахождения людей вблизи отремонтируемого участка.

5.38. При очистке старой изоляции запрещаются химические способыочистки и способы, сопровождающиеся снятием металлической стружки с поверхноститрубопровода. При работах необходимо пользоваться защитными очками.

5.39. Работы по изоляции трубопроводов при ликвидации аварийотносятся к разряду огнеопасных и требуют соблюдения соответствующих требований«Правил пожарной безопасности в Российской Федерации», «Правил пожарнойбезопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР» иинструкций по хранению и использованию применяемых изоляционных материалов.

5.40. Транспортные средства, землеройные и грузоподъемныемеханизмы при производстве аварийно-восстановительных работ должныиспользоваться в строгом соответствии с их назначением, инструкциями по ихэксплуатации и «Правилами техники безопасности и промышленной санитарии приэксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» /4/.

5.41. Постоянный контроль за соблюдением техники безопасностиосуществляется руководителем работ или лицом, его замещающим.

5.42. Нарушение правил производства работ, охраны труда, техникибезопасности, пожарной безопасности, срывов срока ликвидации аварии влечет засобой персональную ответственность в установленном порядке в зависимости отстепени и характера нарушения в соответствии с должностными инструкциями.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Правила технической эксплуатациимагистральных нефтепродуктопроводов. - М.: Недра, 1988.

2. Правила охраны магистральныхтрубопроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1992.

3. Положение о взаимоотношенияхведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре. - Уфа:ВНИИСПТнефть, 1985.

4. Правила техники безопасности ипромышленной санитарии при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов. -М.: Недра, 1979.

5. СНиП III-42-80. Магистральныетрубопроводы. Правила производства и приемки работ. - М.: Стройиздат, 1981.

6. СНиП III-4-80. Техникабезопасности в строительстве. Правила производства и приемки работ. - М.:Стройиздат, 1983.

7. ВСН006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. -М: Миннефтегазстрой, ВНИИСТ, 1990.

8. ВСН31-81. Инструкция по производству строительных работ в охранных зонахмагистральных трубопроводов Миннефтепрома. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981.

9. РД 39-0147103-360-89. Инструкцияпо безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводовпод давлением. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

10. Типовая инструкция по общимправилам безопасности при проведении огневых работ. - М.: Роснефтепродукт,1992.

11. Правила пожарной безопасности вРоссийской Федерации. М.: Инфра, 1994.

12. Единые правила безопасности привзрывных работах. - М.: Недра, 1976.

13. Инструкция по техническомурасследованию, учету аварий и повреждений технологических объектовмагистральных нефтепродуктопроводов и списанию сверхнормативных потерьнефтепродуктов. - М.: Госкомнефтепродукт СССР, 1984.

14. РД 39-Р-015-90. Инструкция повосстановлению несущей способности нефтепроводов диаметром 273 - 820 мм сприменением высокопрочных стеклопластиков. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990.

15. РД 39-0147103-365-86. Инструкцияпо рекультивации земель, загрязненных нефтью. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987.

16. Отраслевые нормы бесплатнойвыдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты. - М.:1975.

17. Табель технического оснащенияаварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепродуктопроводов. - М.:АК «Транснефтепродукт», 1996.

18. Правила эксплуатацииэлектроустановок потребителей. -М.: Энергоатомиздат, 1992.

19. Правила техники безопасности приэксплуатации электроустановок потребителей. - Днепропетровск, Проминь, 1977.

20. Каталог технических средств дляАВР на магистральных нефтепроводах. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.

21. Каталог технических средств посбору нефти с поверхности воды. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987.

22. Временная инструкция по приваркетройников для производства экспериментальных работ на магистральныхтрубопроводах с применением оборудования для перекрытия трубопроводов ОПТ-720.- Уфа-Киев-Львов, 1987.

23. Система технического обслуживанияи ремонта линейной части магистральных нефтепродуктопроводов. - Уфа: ИПТЭР,1991.

24. Типовая инструкция поорганизации безопасного проведения газоопасных работ. - М.: Роснефтепродукт,1992.

25. Правила пожарной безопасностипри эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР. - М.: Недра, 1984.

26. ТУ 88 УССР 085.345-85. Труборезыкумулятивные кольцевые седлообразные. Техническое описание и инструкция поэксплуатации. - Киев: ИЭС им. Е.О. Патона, АН УССР, 1985.

27. Инструкция о порядке хранения,использования и учета взрывчатых материалов. - М.: Госгортехнадзор СССР, 1984.

28. Правила перевозки взрывчатыхматериалов автомобильным транспортом. - М.: ВНИИ БД, 1983.

29. Временный порядок уведомления ипредставления органам Госгортехнадзора России информации по авариям и опаснымусловиям эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газа иопасных жидкостей. Пост. Госгортехнадзора России от 04.05.95 № 22.

30. ГОСТ17.5.3.06-85. Охрана природы. Земли. Требования к определению норм снятияплодородного слоя почвы при производстве земляных работ.

31. Положение о порядке передачирекультивированных земель землепользователям предприятиями, организациями иучреждениями, разрабатывающими месторождения полезных ископаемых и торфа,проводящими геологоразведочные, изыскательские, строительные и иные работы,связанные с нарушением почвенного покрова. - М.: Колос, 1978.

Приложение № 1

АКТ
технического расследования аварии (повреждения) линейнойчасти магистрального нефтепродуктопровода

«     »

__________________                                                                                                                 

(место составления акта)

Комиссия, назначенная приказом _____________________________________________

______________________ № ____ от «___»______________________________________

(наименование организации)

в составе:

председателя_______________________________________________________________

(Ф. И. О., должность)

и членов___________________________________________________________________

(Ф. И. О., должность)

после ознакомления с проектной и эксплуатационной документацией, изучения места аварии (повреждения) и обстоятельств, при которых произошла авария (повреждение) объекта, установила следующее:

Характеристика и свойства объекта

Данные расследования аварии (повреждения) объекта

Примечание

Объект расследования

1. АО

2. Нефтепродуктопровод

3. ЛПДС, НПС, НС

4. Объект расследования, место аварии, км

5. Дата и время аварии

6. Наименование ближайшего населенного пункта

7. Расстояние до ближайшего населенного пункта, км

8. Расстояние до ближайшего водотока, водоема, м

Техническая характеристика объекта расследования

9. Конструктивное исполнение объекта

10. Диаметр, толщина стенки (мм)

11. Марка стали и номер сертификата

12. Завод-изготовитель труб, оборудования (страна)

13. Проектное рабочее давление (Кгс/кв. см)

14. Тип защиты

15. Год установки защиты

16. Тип изоляции (марка)

17. Защитный потенциал в месте аварии (В)

18. Дата испытаний объекта

19. Величина испытательного давления (Кгс/кв. см)

20. Дата ввода в эксплуатацию

21. Дата последнего капитального ремонта

22. Величина рабочего давления в момент аварии (Кгс/кв. см)

23. Глубина заложения (м)

24. Наименование перекачиваемого нефтепродукта

25. Температура перекачиваемого продукта, град. С

26. Температура воздуха во время сварки (при строительстве), град. С

Условия эксплуатации

27. Характеристика местности

28. Геологические условия (грунт)

29. Высота снежного покрова (м)

30. Температура воздуха и состояние погоды в день аварии, град. С

31. Другие условия

Характеристика ремонтно-восстановительных работ

32. Дата, время и способ обнаружения аварии

33. Расстояние от ГПС (км)

34. Расстояние от НПС (по ходу) в км

35. Время остановки перекачки (час. мин.)

36. Время выезда на перекрытие трубопровода и время его перекрытия (час. мин.)

37. Время прекращения утечки нефтепродукта (час. мин.)

38. Время выезда и приезда на место аварии АВБ (час. мин.)

39. Время выезда и приезда на место аварии последующей АВБ (час. мин.)

40. Время обнаружения места аварии (час. мин.)

41. Время ликвидации аварии (час. мин.)

42. Способ ликвидации аварии

43. Время возобновления перекачки (час. мин.)

Характеристика аварии (повреждения)

44. Стадия эксплуатации, при которой произошла авария

45. Величина продольных и поперечных смещений концов труб (при вырезке катушки) мм

46. Характер и место дефекта

47. Размеры разрушения (мм)

48. Местоположение дефекта на окружности сечения трубы

49. Характер очага разрушения

50. Вид излома

Последствия аварии (повреждения)

51. Протяженность отказавшего участка (км)

52. Простой на НПС (час. мин.)

53. Простой на перегоне (час. мин.)

54. Объем произведенных работ (чел. ´ час.)

55. Затраты на ликвидацию аварии (тыс. руб.)

56. Безвозвратные потери нефтепродуктов (тн), в том числе распределение потерь нефтепродуктов по составляющим природной среды:

воздух (тн)

вода (тн)

грунт (тн)

57. Характеристика загрязненной местности (кв. м)

58. Стоимость безвозвратно потерянного нефтепродукта (тыс. руб.)

59. Убытки от простоя (тыс. руб.)

60. Штрафы (тыс. руб.)

61. Другие последствия аварии

62. Общий ущерб от аварии (тыс. руб.)

Заключение комиссии по результатам расследования аварии (повреждения)

63. Категория аварии

64. Причина аварии

65. Квалификация обслуживающего персонала (где и когда проходили обучение и инструктаж по технике безопасности, проверку знаний и квалификационной комиссии)

66. Организация, лица, виновные в аварии, предложенные меры их наказания

Прилагаемые оргтехмероприятия и сроки их исполнения

1.

2.

3.

Приложения к акту технического расследования:

1. Сокращенный профиль поврежденного участка с эпюрой давления, технологической схемой и ситуацией.

2. Ситуационный план с эскизом площади, залитой нефтепродуктом.

3. Справка товаро-транспортной службы с расчетом потерь нефтепродукта.

4. Эскиз (фото) разрушения с указанием размеров.

5. Эскиз восстановления участка поврежденного трубопровода (исполнительный документ).

6. Картограммы самопишущих манометров на нагнетании и всасывании ближайших перекачивающих станций отказавшего участка.

7. Заключение научно-исследовательского института (лаборатории) об исследовании образцов из дефектных участков (при необходимости).

8. Объяснительные записки и другие материалы (при необходимости).

9. Заключение комиссии.

Примечание:

1. Приложения должны быть подписаны всеми членами комиссии.

2. Акт технического расследования должен быть завизирован главным инженером акционерного общества.

Председатель комиссии:

Члены комиссии:

Приложение № 2

ПОЯСНЕНИЯ
к заполнению акта технического расследования аварии(повреждения) линейной части магистрального трубопровода

Информация, которую предполагается получить в графе 2 путемответов на вопросы графы 1, касается непосредственно объекта аварии (местааварии): его территориальной принадлежности, месторасположения относительноголовной и промежуточной перекачивающих станций, основных конструктивных, технико-технологическихи других параметров, характеризующих непосредственно или опосредованноотказавший объект и обстоятельства аварии. Поэтому в перечне вопросов графы 1опущены слова «в месте аварии», как излишние.

П.4. Объект расследования: тело трубы заводской поставки, тройник,переходник, вантуз, обратный клапан, узел пуска скребков, колена гнутые, узлыподключения коллектора к насосу.

П.9. Конструктивное исполнение объекта. Указывается способпрокладки: подземный, наземный, надземный, под автомобильной дорогой, поджелезной дорогой, по болоту, а также конструкция труб - бесшовная, прямошовная,со спиральным швом.

П.16. Тип изоляции. Указывается вид защитного покрытия (битумное,полимерное и т.п.) и тип изоляции (нормальная, усиленная).

П.17. Защитный потенциал. В числителе указывается величиназащитного потенциала трубопровода в месте и на момент аварии, в знаменателе -необходимый для данного участка минимальный защитный потенциал, например:0,6/0,85.

П.18. Дата приемочных испытаний (для периодических испытаний). Длятрубопроводов с длительным сроком эксплуатации, испытываемых периодически,указывается дата последнего испытания.

П.19. Величина испытательного давления указывается в соответствиис пунктом 18.

П.25. Температура перекачиваемого продукта. В числителеуказывается фактическая температура продукта в месте и в момент аварии, взнаменателе - расчетная температура в тех же условиях.

П.27. Характеристика местности. Указывается характеристикаместности: уклон или изменение уклона (для пересеченной местности), равнина, атакже характеристика поверхностного слоя: трава, пашня, кустарник, лес, болотои прочее.

П.28. Геологические условия. Указывается тип грунтов, в которыхуложен участок подземного трубопровода: песчаный, супесчаный, глинистый,суглинистый, скальный, торфяной, а также их просадочность (по коэффициентупросадочности «в»: непросадочные - в < 0,1; просадочные - 0,1 £ в £ 0,3; сильнопросадочные - в> 0,3).

П.32. Дата, время и способ обнаружения аварии. Указывается год,месяц, число, час (с точностью до минут) обнаружения, а также способ ееобнаружения: по показанию приборов, визуально обходчиком, вертолетным патрулем,по дисбалансу перекачки и т.д.

П.42. Способ ликвидации аварии: замена трубы, вварка катушки,вырезка дефектного участка стыка и последующая заварка его, наварка заплат,установка хомута, забивка свища пробкой с последующей обваркой и т.д.

П.44. Стадия эксплуатации, при которой произошла авария - пуск вэксплуатацию, в процессе работы, капремонт и т.п.

П.45.Величина продольных и поперечных смещений концов труб.

Пункт заполняется в случае ремонта, сопровождаемого вырезкойтрубы, катушки. Указывается величина смещений концов труб, определяемая припомощи установки маяков, фиксирующих продольные и поперечные смещения.

П.46. Характер и место дефекта: свищ на теле трубы, группа свищейна теле трубы, свищ в заводском продольном (спиральном) шве, разрыв покольцевому монтажному шву, разрыв по околошовной зоне заводского спирального(продольного) шва, разрыв по целому металлу, трещина в заводском продольном(спиральном) шве, трещина по целому металлу, трещина переходника и т.д.

П.49. Характер очага разрушения: неметаллические включения,расслоения, поры, шлаковые включения, выходящие на поверхность излома, закаты,непровары, риски, царапины, подрезы, кратеры, свищи, поверхностные дефекты ввиде вмятин, раковины, наплывы, перекрытие швов, следы зачистки дефектов,плены, рванины, открывшиеся пузыри, забоины, различного рода и происхождениятрещины, различного рода и происхождения коррозионные повреждения; часто изломпроисходит при взаимном влиянии нескольких очагов разрушения.

П.50. Вид излома: хрупкий, вязкий, смешанный, усталостный,коррозионно-механическое разрушение (коррозионная усталость и коррозионноерастрескивание), электрохимическая коррозия.

П.64. Причина аварии: несоблюдение норм проектирования, нарушениеправил технической эксплуатации, несоблюдение требований СНиП, низкий уровенькачества материалов или брак, брак строительно-монтажных работ, стихия,нарушение Правил производства работ в охранной зоны, коррозионные процессы,повреждение трубопровода посторонними лицами с целью хищения нефтепродуктов,акт терроризма.


Приложение № 3

ЖУРНАЛ УЧЕТА
аварий и повреждений на объектах нефтепродуктопроводов
акционерного общества
_________________________________

за______________ месяц ____________ года

№№ п/п

Наименование АО, ЛПДС, НПС, НС, нефтепродуктопровода (отвода), Ду (мм), толщина стенки (мм); год ввода, государство, республика, область, край

Км трассы

Дата и время

Характер разрушения

Причина аварии

Способ устранения

Виновные

Простой, час., мин. на

Потери н/п*, тонн

Убытки, млн. руб.

обнаружения аварии

ликвидации аварии

безвозвратно

в том числе:

Всего

в том числе:

головной станции

перегоне

воздух/

вода/

грунт

от потерь нефтепродукта

на ликвидацию

штрафы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

* Указать наименование и марку нефтепродукта.


Приложение 4

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухерабочей зоны

Вещества

Предельно допустимая концентрация, мг/куб. м

Аммиак

20

Бензин-растворитель (в пересчете на углерод)

300

Керосин (в пересчете на углерод)

300

Сероводород в смеси с углеводородами С1 - С5

3

Углеводороды С1 - С10

300

Хлористый бензол

0,005

Амиловый спирт

0,002

Спирт метиловый (метанол)

5

Приложение 5

(справочное)

УТВЕРЖДАЮ

________________________

(должность, Ф. И. О.,

________________________

подпись)

«___» _________19__г.

НАРЯД-ДОПУСК
на выполнение работ повышенной опасности

 

1. Выдан (кому) ____________________________________________________________

 

(должность руководителя работ,

 

__________________________________________________________________________

 

ответственного за проведение работ, Ф. И. О., дата)

 

2. На выполнение работ_____________________________________________________

 

(характер и содержание работы,

 

__________________________________________________________________________

 

опасные вредные и производственные факторы)

 

3. Место проведения работ___________________________________________________

 

(отделение, участок, установка,

 

__________________________________________________________________________

 

аппарат, выработка, помещение)

 

4. Состав бригады исполнителей (в том числе дублеры, наблюдающие)

 

(При большом числе членов бригады ее состав и требуемые сведения приводятся в прилагаемом списке с отметкой об этом в настоящем пункте.)

 

 

№№ п/п

Фамилия, имя, отчество

Выполняемая функция

Квалификация (разряд, группа по электробезопасности)

С условиями работы ознакомлен, инструктаж получил

 

Подпись

Дата

 

1.

Производитель работ (ответственный, старший исполнитель, бригадир)

 

 

 

 

 

2.

 

 

 

 

 

 

3.

 

 

 

 

 

5. Планируемое время проведения работ:

 

начало _______________время ______________ дата;

 

окончание ___________время ______________ дата.

 

Если это требует нормативный документ, регламентирующий безопасное проведение работ.

 

6. Меры по обеспечению безопасности_________________________________________

 

__________________________________________________________________________

 

(организационные и технические меры безопасности,

 

__________________________________________________________________________

 

осуществляемые при подготовке объекта к проведению

 

__________________________________________________________________________

 

работ повышенной опасности, при их проведении, средства

 

__________________________________________________________________________

 

коллективной и индивидуальной защиты, режим работы)

 

7. Требуемые приложения ___________________________________________________

 

(наименование схем, эскизов,

 

__________________________________________________________________________

 

анализов, ППР и т.п.)

 

8. Особые условия__________________________________________________________

 

__________________________________________________________________________

 

(в том числе присутствие лиц надзора при проведении работ)

 

9. Наряд выдал_____________________________________________________________

 

(должность, ф. и. о., подпись выдавшего наряд, дата)

 

__________________________________________________________________________

 

10. СОГЛАСОВАНО:

 

со службами (техники безопасности, пожарной охраны, ГСС (ВГСМ), механической, энергетической и др. при необходимости)

____________________________________

(название службы, ф. и. о.

____________________________________

ответственного лица, подпись, дата)

 

со взаимосвязанными цехами, участками, владельцем ЛЭП и др.

____________________________________

(цех, участок, ф. и. о.

____________________________________

ответственного лица, подпись, дата)

 

11. Объект к проведению работ подготовлен:

 

Ответственный за подготовку объекта

____________________________________

(должность, ф. и. о., подпись,

____________________________________

дата, время)

 

Руководитель работ

____________________________________

(должность, ф. и. о., подпись,

____________________________________

дата, время)

 

12. К выполнению работ допускаю:

____________________________________

(должность, ф. и. о., подпись,

____________________________________

дата, время)

 

13. Отметка о ежедневном допуске к работе, окончании этапа работы:

 

 

Дата

Меры безопасности по п. 6 выполнены

 

Начало работы

Окончание

 

Время (час, мин)

Подпись допускающего к работе

Подпись руководителя работ

Время (час, мин)

Подпись руководителя работ

14. Наряд-допуск продлен до _________________________________________________

 

(дата, время, подпись выдавшего

 

__________________________________________________________________________

 

наряд, ф. и. о., должность)

 

15. Продление наряд-допуска согласовано (в соответствии с п. 10)

 

__________________________________________________________________________

 

(название службы, цеха, участка, др., должность ответственного

 

__________________________________________________________________________

 

лица, ф. и. о., подпись, дата, время)

 

16. К выполнению работ на период продления допускаю__________________________

 

__________________________________________________________________________

 

(должность допустившего, ф. и. о., подпись, дата, время)

 

17. Изменения состава бригады исполнителей:

Введен в состав бригады

Выведен из состава бригады

Руководитель работ (подпись)

Ф. И. О.

С условиями работы ознакомлен, проинструктирован (подпись)

Квалификация, разряд, группа

Выполняемая функция

Дата, время

Ф. И. О.

Дата, время

Выполняемая функция

 

18. Работа выполнена в полном объеме, рабочие места приведены в порядок, инструмент и материалы убраны, люди выведены, наряд-допуск закрыт

 

__________________________________________________________________________

 

(руководитель работ, подпись, дата, время)

 

__________________________________________________________________________

 

__________________________________________________________________________

 

(начальник смены (старший по смене) по месту проведения работ,

 

__________________________________________________________________________

 

ф. и. о., подпись, дата, время)

 

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 2

2. Характеристика аварий. 2

2.1. Виды аварий и повреждений. 2

2.2. Классификация аварий. 3

3. Организация ликвидации аварий. 4

3.1. Аварийно-восстановительная служба. 4

3.2. План ликвидации возможных аварий. 5

3.3. Организация производства АВР. 7

4. Производство аварийно-восстановительных работ. 10

4.1. Технология ликвидации аварий и повреждений. 10

4.2. Подготовительные мероприятия. 11

4.3. Локализация и сбор разлитого перекачиваемого нефтепродукта. 16

4.4. Земляные работы.. 18

4.5. Герметизация внутренней полости трубопровода. 21

4.6. Сварочно-монтажные работы.. 25

4.7. Контроль сварных соединений и устранение их дефектов. 47

4.8. Изоляция трубопровода. 47

4.9. Ликвидация последствий аварий. 48

4.10. Другие работы.. 49

5. Техника безопасности при ликвидации аварии. 54

Список использованных источников. 58

Приложение № 1 Акт технического расследования аварии (повреждения) линейной части магистрального нефтепродуктопровода. 59

Приложение № 2 Пояснения к заполнению акта технического расследования аварии (повреждения) линейной части магистрального трубопровода. 62

Приложение № 3 Журнал учета аварий и повреждений на объектах нефтепродуктопроводов  64

Приложение 4 Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны.. 65

Приложение 5 Наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности. 65

 

9
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.