РД 39-110-91
Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

СОГЛАСОВАНО: Госпроматомнадзор СССР Письмо от 12.07.91 № 323-01/150

УТВЕРЖДАЮ Заместитель министра нефтяной и газовой промышленности СССР В. Л. Черняев 29 октября 1991 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО
ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ И ПОВРЕЖДЕНИЙ НА
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

РД 39-110-91

1992

«Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах» устанавливает правила и порядок организации и проведения аварийно-восстановительных работ на магистральных нефтепроводах.

В Инструкции отражены характеристика аварий на магистральных нефтепроводах и их классификация, вопросы организации аварийно-восстановительной службы, а также организации производства АВР. В зависимости от характера аварии или повреждения приводится конкретная технология ремонта, подробно излагаются требования по качественному и безопасному производству всех операций и работ, включая ликвидацию последствий аварий, организацию их расследования и учета.

При разработке данной Инструкции использованы требования и положения действующих ранее руководящих документов, относящихся к аварийно-восстановительному ремонту, учтены результаты Всесоюзных учений по ликвидации аварий.

Инструкция разработана в лаборатории техники и технологии аварийно-восстановительных работ на магистральных и промысловых трубопроводах института ИНТЭР сотрудниками Столяровым Р. Н., Гумеровым Р. С., Галеевым М. Н., Кагалеевой С. Ш., а также работниками нефтепроводных объединений и Главтранснефти Галюком В. Х., Андреевым А. А., Башаровым Р. А., Булыгиным В. Е., Павловым Е. М., Сабировым У. Н., Сабатовым В. Я., Ширназцановым Ф. М.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ И ПОВРЕЖДЕНИЙ
НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

РД 39-110-91

Вводится взамен:

РД 39-30-195-79; РД 39-30-571-81;
PД 39-30-1704-85; РД 39-30-270-79;
РД 39-30-398-80; РД 39-30-1058-84;
РД 39-22-272-79

Срок введения установлен с 1 февраля 1992 г.

Срок действия до 1 февраля 1996 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Инструкция устанавливает общие правила и порядок организации и производства аварийно-восстановительных работ (АВР), меры по охране труда и технике безопасности при их выполнении на линейной части и на технологических трубопроводах магистральных нефте- и продуктоводов (в дальнейшем употребляется термин «трубопроводы»).

1.2. Выполнение требований настоящей Инструкции необходимо в целях сокращения времени простоя трубопроводов при авариях, обеспечения безопасности производства ремонтных работ, снижения ущерба для окружающей среды и народного хозяйства.

1.3. Данная Инструкция является обязательным документом для всех работников объединений магистральными нефтепроводами Главтранснефти и других организаций, привлекаемых для осуществления АВР на магистральных нефтепроводах.

Примечание: Инструкция не содержит специальных требований по производству АВР на участках МН в зоне вечной мерзлоты и на переходах через водные преграды.

1.4. При организации и проведении аварийно-восстановительных работ на магистральных трубопроводах необходимо руководствоваться требованиями настоящей «Инструкции…» и действующими нормами и правилами:

Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов [1];

Правила охраны магистральных трубопроводов [2];

Положение о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре [3];

Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов [4];

Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. СНиП III-42-80 [5];

Техника безопасности в строительстве. Правила производства и приемки работ. СНиП III-4-80 [6];

ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов [7];

ВСН 31-81. Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Миннефтепрома [8];

РД 39-0147133-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением [9];

Типовая инструкция о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности [10];

Правило пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов [11];

Единые правила безопасности при взрывных работах [12];

Инструкция по техническому расследованию к учету аварий, не повлекших за собой несчастных случаев, на подконтрольных Госгортехнадзору СССР предприятиях и объектах [13];

Норматив-табель технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефте- и продуктопроводов РД 39-025-90 [17].

2. ХАРАКТЕРИСТИКА АВАРИЙ

2.1. Виды аварий и повреждений

2.1.1. Аварией на магистральном трубопроводе считается нарушение его герметичности (утечка нефти), либо произвольное отклонение от основных параметров режима перекачки (давление, производительность).

2.1.2. Повреждение магистрального трубопровода - это нарушение его исправного состояния при сохранении работоспособности; эксплуатация трубопровода в этом случае возможна, но связана с опасностью аварий в поврежденном месте.

2.1.3. Аварии с потерей герметичности трубопровода проявляются в виде свищей, трещин, разрывов тела трубы, повреждения запорной арматуры и фланцевых соединений с выходом продукта.

К авариям относится и остановка перекачки вследствие перекрытия внутреннего сечения трубопроводов из-за непрерывности запорной арматуры, застревания скребка или дефектоскопа, застывания нефти при остановке перекачки или образования гидратных пробок и т.д.

2.1.4. К повреждениям трубопроводов относятся различные по происхождению гофры, вмятины, каверны, царапины, забоины, непровары, поры, неоднородность металла, отклонения выше нормы геометрического сечения труб, провисы и отдельные неплотности в конструкции трубопровода (сальник, прокладки и др.).

2.2. Классификация аварий

2.2.1. Причинами происхождения аварий на магистральных трубопроводах являются:

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

- коррозия;

- брак строительно-монтажных работ;

- механические повреждения при производстве работ вблизи трубопровода;

- ошибка эксплуатационного персонала;

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

2.2.2. Способы обнаружений аварий на магистральных нефтепроводах подразделяются на:

- визуальные (по выходу перекачиваемого продукта на поверхность; обнаруживается 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, снижение производительности и т.п.).

2.2.3. В зависимости от расположения на трубопроводе аварии подразделяются:

по основному металлу труб;

в сварных соединениях (продольный или поперечный швы);

на запорной арматуре;

на устройствах трубопровода (вантуз, манометрические сборки, указатель прохождения средств очистки и диагностики и др.).

2.2.4. По условиям трассы и климата (аналогично характеристике участков трубопровода) аварка происходят на:

обычных участках трассы;

переходах через препятствия;

болотистых участках трассы;

горных и скальных участках трассы;

пустынных участках трассы;

участках вечной мерзлоты;

подводных участках трубопроводов.

2.2.5. По последствиям различают: авария I-ой категории, авария II-ой категории.

2.2.6. Авария, характеризующаяся нарушением герметичности трубопровода с потерей перекачиваемого продукта более 100 т или простоем трубопровода более 24 часов, классифицируется как авария I-ой категории.

2.2.7. Авария, характеризующаяся нарушением герметичности трубопровода с потерей перекачиваемого продукта менее 100 т или простоем трубопровода от 8 до 24 часов, классифицируется как авария II-ой категории.

2.2.8. Нарушение герметичности трубопровода с потерей перекачиваемого продукта до 1 т и простоем в работе трубопровода до 8 часов классифицируется как повреждение.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

3.1. Аварийно-восстановительная служба

3.1.1. Ликвидация аварий на линейной части магистральных трубопроводов должна выполняться силами аварийно-восстановительных служб (АВС) с привлечением сил и средств местных органов власти и предприятий через местные органы управления, штабы ГО и МВД, в зависимости от тяжести (категории) аварий и возможных последствий для окружающей среды и населенных пунктов.

3.1.2. Аварийно-восстановительная служба включает:

аварийно-восстановительные пункты (АВП), создаваемые на ЛПДС или НДС;

центральные аварийно-ремонтные службы (ЦАРС) или опорные аварийно-восстановительные пункты (ОАВП) при РУМН или территориальных объединениях;

специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварий (СУПЛАВ), а также аварийно-восстановительные поезда в отдельных ПОМН.

Подразделения АВС могут быть укомплектованы персоналом в соответствии со штатным расписанием. Зачисление в штат производится в соответствии с п. 1.4 «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [4]. Персонал должен знать также специфику и расположение закрепленных за ним объектов, их расположение относительно соседних трубопроводов, сооружений, линий электропередач, связи и т.д., а также знать правила ведения работ в охранной зоне трубопроводов, кабелей, воздушных линий и др. сооружений, коммуникаций, расположенных в зоне прохождения обслуживаемого трубопровода.

3.1.3. Пожарная безопасность при ликвидации аварий должна обеспечиваться силами вневедомственной пожарной охраны УВД, отрядом ведомственной военизированной охраны (ВВО) и добровольными пожарными дружинами (ДПД).

3.1.4. На период выполнения аварийно-восстановительных работ по устранению аварий I и II категорий должно быть организовано дежурство медперсонала.

3.1.5. Связь в аварийной ситуации организуется и обеспечивается работниками производственно-технического управления связи (ПТУС).

3.1.6. Трасса магистральных трубопроводов должна быть разбита на участки, закрепляемые приказом для аварийно-восстановительного ремонта и технического обслуживания за подразделениями АВС. Протяженность участка трассы, закрепляемого за каждым подразделением ABC, должна составлять не более 250 км, а на сложных участках устанавливается в зависимости от диаметров и количества ниток трубопроводов, а также в зависимости от природно-климатических и местных условий.

3.1.7. На каждом участке трассы трубопровода должен быть создан аварийный запас труб в объеме 0,1 % от общей протяженности. Эта норма должна быть увеличена до 0,3 % для трасс трубопроводов в горах и в заболоченных районах.

3.1.8. Аварийно-восстановительные службы должны выполнять следующие функции:

оперативно ликвидировать аварии;

содержать в постоянной готовности к АВР все технические средства;

повышать уровень профессиональной подготовки ремонтного персонала путем обучения, тренировок, учений и т.д.;

содержать все объекты линейной части в состоянии, отвечающем требованиям «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [1] и «Правил охраны магистральных трубопроводов» [2];

осуществлять контроль за состоянием трассы на своем участке путем регулярного патрулирования;

проводить плановые мероприятия на своем участке трубопровода с целью недопущения и предотвращения аварий (участие и надзор за всеми работами, выполняемыми другими службами и организациями в охранной зоне, проведение мероприятий технического обслуживания и ремонта согласно графику);

своевременно пополнять запасы ГСМ, запчастей и материалов.

3.1.9. Аварийно-восстановительные пункты должны быть оснащены в соответствии с «Нормативом-табелем технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефте- и продуктопроводов» РД 09-025-90.

3.1.10. Ремонтная техника и технические средства аварийной службы используются только при ликвидации аварий и выполнении плановых мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводов. Все табельные и используемые при ликвидации аварий и их последствий технические средства должны иметь в комплекте соответствующую Инструкцию по эксплуатации; персонал АВС должен хорошо знать эти инструкции и применять технические средства в строгом соответствии с их требованиями.

Запрещается использоваться персонал, аварийную технику и технические средства для работ, не связанных с техническим обслуживанием и ремонтом (ТОР) МН.

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

3.1.12. С целью повышения оперативности и отработки технологии АВР в целом и ее отдельных операций в каждом ПОМН, РУМН и АВП должны проводиться учения и учебно-тренировочные занятия. Программы учений должны быть направлены на выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий. Количество занятий (учений) и их содержание определяется руководством ПОМН и РУМН в зависимости от квалификации ремонтного персонала, сложности обслуживаемого участка, трассы, природно-климатических условий и т.п.

3.1.13. Учения и учебно-тренировочные занятия (УТЗ) должны проводиться с периодичностью:

в АВП - не реже 1 раза в месяц;

в ОАВП - не реже 1 раза в квартал;

в СУПЛАВ - не реже 1 раза в полугодие.

Разрешается не проводить очередные учения и УТЗ в тех из перечисленных выше подразделений АВС, которые были использованы на ликвидации аварий или производстве врезки на обслуживаемых участках трубопроводов.

3.1.14. Учения по обмену передовым опытом организации, новейшими техническими средствами и методами производства аварийно-восстановительных работ в масштабах отрасли организуются и проводятся по специальной программе с частотой один раз в 3-5 лет.

3.2. План ликвидации возможных аварий

3.2.1. Для участков трассы каждого АВП должны быть разработаны планы ликвидации возможных аварий, определяющие обязанности и порядок действия ответственных должностных лиц и персонала аварийных служб, позволяющие более оперативно и организованно принять экстренные меры по восстановлению трубопровода, обеспечению безопасности соседних объектов народного хозяйства, защите окружающей среды 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 организациями в 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 аварий должны 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 быть извещены об аварии; эти списки и адреса должны находиться у диспетчера ПОМН и РУМН;

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

перечень организаций, предприятий и хозяйств, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившегося при аварии продукта и о границах взрыво- и пожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, объектов народного хозяйства и по защите 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 организации работ по ликвидации аварии на МН;

план и профиль участка трубопровода с указанием глубины залегания всех подземных коммуникаций;

виды возможных аварий;

методы ликвидации аварий;

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

примерный график выполнения работ по ликвидации аварий;

объем предполагаемого стока продукта в зависимости от рельефа местности, предполагаемый характер растекания, опасность попадания в водоемы и т.д.;

мероприятия по предотвращению разлива и загорания продукта;

мероприятия по охране природных богатств;

мероприятия по обследованию состояния трубопровода после ликвидации аварий; порядок закрытия и открытия линейных задвижек;

мероприятия по сбору и утилизации разлитого продукта, а также по ликвидации последствий разлива нефти и нефтепродуктов.

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

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

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

иметь планы ликвидации возможных аварий на подведомственных объектах, в которых должны быть предусмотрены меры по защите всех объектов технического коридора от повреждений при производстве аварийно-восстановительных работ и ликвидации последствий аварии.

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

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

3.2.7. Планы ликвидации возможных аварий разрабатываются и пересматриваются комиссией в составе начальника отдела эксплуатации, старшего диспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по технике безопасности, представителя ПТУС, начальника АВС СУПЛАВ, начальника пожарной части, подписываются членами комиссии и утверждаются главным инженером районного управления.

3.2.8. Планы ликвидации возможных аварий разрабатываются в соответствии с фактическим состоянием линейной части трубопровода, аварийной техники, подъездных путей и наличием кадров т.д. При изменении фактического состояния в план должны быть в течение месяца внесены соответствующие изменения и дополнения.

3.2.9. Планы ликвидации возможных аварий должны находиться у главного инженера районного управления, диспетчера районного управления, начальника ABC; у сменного оператора ЛПДС и начальника караула ВОХР должны находиться выписки из раздела плана, касающиеся этих служб.

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

3.2.11. План ликвидации возможных аварий должен быть тщательно изучен всеми инженерно-техническими работниками ЛПДС и всеми членами бригады ABC. Знание плана проверяется во время учебно-тренировочных занятий.

3.2.12. Все изменения, вносимые в план ликвидации возможных аварий, должны своевременно доводиться до сведения всех инженерно-технических работников ЛПДС, РУМН и всех членов бригады АВС.

3.3. Организация производства АВР

3.3.1. С момента получения сигнала об аварии должно быть организовано выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий, которые осуществляются в три этапа.

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

Этап 2. Сбор, выезд и доставка персонала с технических средств АВС к месту производства восстановительных работ. Ответственным исполнителем является начальник ABC.

Этап 3. Организация и выполнение аварийно-восстановительных работ на трубопроводе. Ответственный - назначенный распоряжением по ПОМН из числа руководителей ПОМН, РУМН, АВС, ЛПДС и др.

До начала аварийно-восстановительных работ их руководителем должны быть уточнены и доведены со сведения каждого работника конкретные обязанности, объемы и сроки предстоящих работ, меры техники безопасности и пожарной безопасности, а также действия на случай возможных обвалов, осыпей, селей и др. опасных явлений. При необходимости назначается ответственное лицо за выполнение работ по локализации и сбору нефти.

3.3.2. При получении сигнала об аварии начальник ЛПДС или диспетчер должны оперативно (в рабочее время - в течение 1 часа, в нерабочее время - не позднее чем через 2 часа) выслать патрульную группу из числа работников ABC для контрольного осмотра трассы с целью определения точного места аварии.

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

3.3.4. При обнаружении следов выхода продукта на поверхность патрульная служба должна:

немедленно сообщить о выходе перекачиваемого продукта начальнику ЛПДС, диспетчеру районного управления, оператору НПС;

при угрозе попадании продукта в район транспортных магистралей остановить движение по шоссе, железным дорогам и рекам;

приступить к действию согласно плану ликвидации возможных аварий.

3.3.5. При облете трассы и при обнаружении выхода продукта необходимо:

сделать круг над ближайшей нефтеперекачивающей станцией;

сбросить вымпел с сообщением об обнаружении выхода продукта;

продублировать свое сообщение диспетчеру районного управления через диспетчера ближайшего аэропорта;

выйти на связь с диспетчером и продублировать сообщение о выходе продукта, ждать от диспетчера дальнейших указаний.

3.3.6. Руководитель ЛПДС (начальник АВС), на участке которого произошла аварий, после получения сообщения от патрульной группы о возникновении аварии обязан продублировать это сообщение диспетчеру РУМН и принять на себя руководство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя РУМН или ответственного руководителя, назначенного распоряжением по ПОМН.

3.3.7. При обнаружении выхода продукта, не приводящего к изменению технологических параметров перекачки и не представляющего угрозу населенным пунктам, водоемам, остановка перекачки производится после обследования поврежденного участка и соответствующей подготовки средств для ликвидации аварии.

3.3.8. Все аварийные бригады, участвующие в ликвидации аварии, должны в обязательном порядке быть укомплектованы всем необходимым инструментом, приспособлениями, спецодеждой, средствами защиты, сигнализацией и связи.

3.3.9. Руководитель ЛПДС, АВП до прибытия лица, ответственного за ликвидацию аварии, назначаемого ПОМН, прибыв на место аварии, уточняет обстановку, организует ограждение сигнальными знаками места разлива продукта, обеспечивает удаление людей из опасных мест при разливе, принимает меры к предупреждению дальнейшего растекания продукта, локализует поврежденный участок закрытием задвижек по согласованию с диспетчером РУМН, исключая попадание его в водоемы, населенные пункты, определяет места расстановки техники, нахождения людей, обустройства рабочей площадки, котлованов сбора продукта и других сооружений, приступает к восстановлению трубопровода.

3.3.10. Ответственный руководитель по ликвидации аварий обязан:

прибыть лично к месту аварии, сообщив об этом диспетчеру, и возглавить руководство аварийно-восстановительными работами;

уточнить характер аварии и передать уточненные данные диспетчеру;

сообщить о возможных последствиях аварии местным органам власти и управления, а также по мере необходимости службе «скорой помощи», ГАИ, милиции и т.д.; в зависимости от конкретных условий и технологии ремонта определить необходимость организации дежурства работников пожарной охраны и медперсонала;

применительно к конкретным условиям принять решение о способе ликвидации аварии;

в соответствии с принятым способом ликвидации аварии уточнить необходимое количество аварийных бригад, техники и технических средств для обеспечения непрерывной работы по ликвидации аварии, сообщить руководству для принятия мер по оповещению населения и подключению дополнительных средств ремонта;

назначить своего заместителя, связных и ответственных за ведение оперативного журнала, а также других ответственных лиц, исходя из конкретной сложившейся обстановки;

организовать размещение бригад, обеспечить им отдых и питание;

после завершения монтажных работ по ликвидации аварии, ознакомившись с результатами контроля сварных соединений, и если они положительны, сообщить телефонограммой диспетчеру об окончании монтажных работ и готовности трубопровода к возобновлению перекачки;

укомплектовать группы, назначить ответственных по открытию линейных задвижек, по распоряжению диспетчера приступить к их открытию;

осмотреть отремонтированный участок, сварные швы и другие технологические соединения на герметичность после пуска трубопровода и достижения в нем рабочего давления, доложить о состоянии участка диспетчеру;

при обнаружении неплотности швов, трещин, подтеков принять все меры для их устранения одним из способов, рекомендованных для данного случая;

занести все данные по монтажу участка в журнал сварочных работ; после выполнения изоляции и засыпки трубы составить акт на скрытые работы;

в течение всего времени производства работ по ликвидации аварии поддерживать постоянную связь с диспетчером.

3.3.11. Диспетчер РУМН, получив информацию о возможной аварии обязан:

немедленно известить об этом руководство РУМН, диспетчера ПОМН и СУПЛАВ;

связаться с руководителем ЛПДС (начальником ABC), на участке которого произошла авария, дать распоряжение о сборе аварийных бригад;

организовать контрольный осмотр трассы;

остановить перекачку, уточнить с ответственным руководителем по ликвидации аварии номера и расположение линейных задвижек, закрыть их, локализовав место аварии;

постоянно находиться на связи с ответственным руководителем по ликвидации аварии, быть в курсе всех дел на месте производства АВР.

3.3.12. Диспетчер ПОМН при получении сведений об аварии обязан:

немедленно известить об этом начальника (главного инженера), зам. начальника по эксплуатации, зам. начальника по товаро-транспортным операциям ПОМН, проинформировать о характере аварии и принятых мерах;

согласовать с диспетчером РУМН схему и порядок отключения аварийного участка, контролировать ход выполнения мероприятий по ликвидации аварии.

3.3.13. Начальник (гл. инженер) районного управления при получении сведений об аварии обязан:

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

принять решение о необходимости выделения дополнительных сил РУМН;

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

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

по прибытии на место ознакомиться с изменениями обстоятельств, происшедших за время нахождения в пути и принять руководство по ликвидации аварии на себя до прибытия ответственного руководителя.

3.3.14. С момента приема сообщения об аварии диспетчером или специально назначенным лицом ведется учет характера и хода ликвидации аварии. Любые переключения, связанные с ремонтируемым участком трубопровода, могут производиться только по распоряжению ответственного руководителя работ.

3.3.15. На время ликвидации аварии руководством производственно-технического управления связи (ПТУС) организуется связь диспетчера с местом производства аварийно-восстановительных работ, назначается ответственное лицо за ее обеспечение.

Ответственный руководитель работ должен иметь надежную и постоянную связь с ближайшей НПС, с районным (территориальным) управлением магистральными трубопроводами, а при необходимости также с метеослужбой, селевой станцией.

3.3.16. На участках трубопроводов, проходящих в одном техническом коридоре, допускается приступать к ликвидации аварии без предварительного согласования с владельцами коммуникаций, приняв меры к обеспечению сохранности других коммуникаций коридора во время производства работ и сообщив о работах всем заинтересованным организациям.

Персонал службы должен хорошо знать район участков трассы нефтепроводов, в том числе расположение соседних коммуникаций, населенных пунктов, объектов народного хозяйства, сельскохозяйственных угодий, направление и скорость водотоков и т.д.

3.3.17. Повреждения коммуникаций, происшедшие вследствие неисправности или при производстве работ на соседних коммуникациях, расследуются комиссионно с привлечением всех заинтересованных сторон и устраняются за счет виновной организации и с привлечением ее сил.

3.3.18. Ликвидация последствий аварии (повреждения) в техническом коридоре производится по плану, согласованному со всеми соответствующими организациями-владельцами коммуникаций.

3.3.19. Устранение последствий стихийных бедствий (оползней, размывов трассы и т.п.) выполняется владельцами коммуникаций технического коридора совместными силами.

3.3.20. Ликвидация аварий на магистральных нефтепроводах может производиться без согласования с землепользователем, но с обязательным последующим его уведомлением.

4. ПРОИЗВОДСТВО АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ

4.1. Технология ликвидации аварий

4.1.1. К технологии ликвидации аварий предъявляются следующие требования:

надежное восстановление герметичности трубопровода;

обеспечение проектного уровня прочности и несущей способности ремонтируемого участка трубопровода;

обеспечение минимального времени простоя трубопровода при ремонте;

минимальное воздействие на окружающую среду, соседние коммуникации и объекты народного хозяйства;

сохранение проектных размеров внутренней полости трубопровода с целью 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 аварии;

другие работы.

Примечание: указанный перечень работ не является обязательным для всех видов аварий и зависит от конкретных условий, характера и места дефекта на трубопроводе.

4.1.3. В каждом конкретном случае в зависимости от характера и места аварии, а также в зависимости от напряженности работы трубопровода, наличия запасных элементов трубопровода и других обстоятельств должен быть выбран соответствующий способ ремонта, а именно:

4.1.3.1. Устранение течи в результате образования свищей на теле трубы выполняется путем установки пробок или хомутов. Пробки в виде «чопиков» устанавливаются на одиночных свищах. На семейство свищей и участок питтинговой коррозии накладывается хомут (рис. 1), либо заплата с прижимным устройством (рис. 2).

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

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

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

4.1.3.5. Аварии, произошедшие в результате заклинивания пропускаемых внутри трубопровода устройств или образования пробок при застывании перекачиваемого продукта, ликвидируются после определения места нахождения этих устройств и пробок путем замены участка трубопровода.

4.1.3.6. Аварии на линейной арматуре ликвидируются:

в сальниковых устройствах (донабивка сальниковых камер) без остановки перекачки с помощью специальных приспособлений;

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

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 сварному стыку труба;

II - вырезка аварийного стыка и введение глиняных пробок;

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

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

при разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособности запорного 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 замены дефектной детали соответствующей ей по параметрам новой. Допускается ремонт аварийного элемента «на месте» по специальной технологии.

4.1.3.8. Установка чопиков, заплат и плоских хомутов при ликвидации аварий на трубопроводе производится как временное средство сроком до 1 года. В течение этого времени дефектный участок должен быть заменен новой катушкой при плановых остановках трубопровода либо при его капитальном ремонте.

4.1.4. Способы ликвидации повреждений устанавливаются в каждом конкретном случае в зависимости от характера и размеров дефекта и должны выполняться в плановом порядке либо одновременно с ликвидацией аварии на данном трубопроводе.

4.2. Подготовительные мероприятия

4.2.1. Аварийно-восстановительные работы необходимо обеспечить выполнением подготовительных мероприятий:

уточнение места аварии и задержание нефти (продукта);

доставка ремонтных средств и персонала к месту аварии;

размещение технических средств в районе аварии;

подготовка ремонтной площадки;

организация водоотлива и водоотвода;

обеспечение безопасности соседних коммуникаций и объектов народного хозяйства.

Все мероприятия выполняются в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, требованиями техники безопасности, инструкциями по эксплуатации используемых технических средств и настоящей «Инструкцией...».

4.2.2. Уточнение места аварии предполагает изучение аварийного участка трубопровода (повреждена труба, арматура, переход или что-либо еще, рельеф, условия пролегания, характер разлива продукта, наличие поверхностных вод, залесенность, возможность подъезда и т.п.) с целью уточнения потребности в технических средствах и рабочей силе, конкретизации всех мероприятий по выполнению аварийно-восстановительного ремонта.

При этом, в первую очередь, определяются и обозначаются границы территории, загрязненной нефтью (следует учитывать скрытность растекания ее под снегом) и принять срочные меры по задержанию вытекшего продукта.

4.2.3. Доставка ремонтных средств и персонала в район аварии должна осуществляться, как правило, наземным (колесным, гусеничным) транспортом, имеющимся в распоряжении АВП, РУМН, ПОМН. В зависимости от конкретных обстоятельств могут быть использованы воздушные, водные и железнодорожные транспортные средства, применение которых должно быть предусмотрено заранее (план ликвидации возможных аварий), либо целесообразно с точки зрения руководства ПОМН. При применении перечисленных нетрадиционных транспортных средств необходимо выполнение всех технических и организационных требований, оговоренных в специальном соглашении между ПОМН и транспортной организацией.

4.2.4. Подготовка ремонтной площадки должна выполняться в зависимости от технологии ликвидации данной аварии, привлекаемых для этого технических средств, природно-климатических и погодных условий, а также в соответствии с требованиями техники безопасности и пожарной безопасности.

4.2.5. Сварочные агрегаты, насосные установки, компрессоры и другие несамоходные механизмы должны устанавливаться на спланированные горизонтальные площадки, которые либо подбираются на местности, либо подготавливаются специально.

Размеры площадок определяются габаритами механизмов, запасом устойчивости площадки на уклоне, условиями обслуживания и т.д. таким образом, чтобы во всех случаях от крайних габаритных точек до конца площадки со всех сторон было не менее 1 м.

4.2.6. При невозможности устройства горизонтальных площадок в горных условиях должны применяться меры по обеспечению устойчивости механизма путем закрепления их упорами, якорением за деревья, скалы или тракторы.

4.2.7. В болотистых условиях трасс или в условиях распутицы бывает необходимо обеспечить возможность базирования и маневрирования технических средств, которое осуществляется повышением несущей способности почвы. Для этого сооружаются:

временные подъездные пути;

пешеходные дорожки;

ремонтные площадки;

временные вертолетные площадки;

вспомогательные площадки.

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

мосты или слани из лесоматериалов;

слани из отбракованных труб;

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

настилы из деревянных железнодорожных шпал;

сборно-разборные клеефанерные дорожные покрытия (СРДП);

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 покрытий приведены в табл. 1.

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

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

Таблица 1

Технические характеристики временных покрытий

4.2.10. При глубине торфа 0,8 м и выше или неустойчивом подстилающем грунте, а также на травяных болотах с ровной поверхностью без кочек и пней применяются инвентарные слани из лесоматериалов или настилы из шпал. Все дорожные покрытия применяются в соответствии с инструкцией по их применению.

4.2.11. Для передвижения ремонтного персонала во время выполнения аварийно-восстановительных работ устраиваются пешеходные дорожки. Пешеходные дорожки могут быть устроены из стальной плетеной сетки (ГОСТ 5336-80) в сочетании с рулонными синтетическими материалами «СНМ», «Дорнит Ф-1» или другими рулонными материалами, позволяющими создать конструктивно-фильтрующую прослойку покрытия.

4.2.12. Размеры сооружаемой на болоте ремонтной площадки должны обеспечивать установку и размещение необходимых технических средств и материалов, нормальную работу землеройной и грузоподъемной техники.

4.2.13. Перед сооружением ремонтной площадки выполняются следующим подготовительные операции:

определение конфигурации и размеров площадки;

фиксация положения кромок площадки путем забивки колышков;

планировка площадки.

Ремонтная площадка сооружается теми же средствами и способами, что и 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 должна сооружаться в соответствии с требованиями «Инструкции по проектированию вертолетных станций, вертодромов и посадочных площадок для вертолетов гражданской авиации». Вертолетные площадки должны обеспечивать безопасную работу вертолетов и максимально возможную близость к месту аварии. Расстояние от вертолетной площадки до зданий и сооружений населенных пунктов и промышленных сооружений должно быть не менее 150 м, а до воздушных высоковольтных линий электропередач (ЛЭП), расположенных в пределах полос воздушных подходов (ПВП), - не менее 1 км. Это расстояние может быть сокращено до 500 м, если ЛЭП, пересекающая ПВП со стороны 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. Это расстояние может быть сокращено до 120 м, если ЛЭП закрыта на всем протяжении затеняющими объектами.

4.2.15. Работы по сооружению вертолетной площадки включают расчистку и планировку площадки, укладку настилов (при необходимости) и оборудование площадки.

4.2.16. При наличии леса на выбранном участке в район строительства вертолетами доставляются и необходимая техника для валки леса, и бригада рабочих, которая расчищает площадку от деревьев в квадрате 50×50 м. Окончательная расчистка и планировка производится бульдозером.

4.2.17. Вертолетная площадка непосредственно на болоте сооружается с использованием СРДП или бревен диаметром не менее 18 см, прочно скрепленных между собой, причем бревна верхнего наката должны укладываться поперек направления принятого старта. Для вертолетов МИ-6 - МИ-10 настил из бревен устраивается 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 типов вертолетов.

4.2.18. Вертолетные площадки должны быть оборудованы маркировочными знаками упрощенного типа, ветроуказателем стандартных размеров, осветительной и радиоаппаратурой.

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

Примечание: в случае экстренности производства работ допускается обозначение угловых знаков флажками черного или красного цветов высотой не более 0,4 м.

4.2.19. Для рациональной организации и обеспечения безопасности погрузочно-разгрузочных работ, а также создания необходимых условий производства АВР необходимо предусмотреть следующие вспомогательные площадки:

площадку для складирования и подготовки грузов к транспортировке;

площадку для стоянки, монтажа и обслуживания аварийной техники;

площадку для размещения жилого городка;

площадку для размещения противопожарной техники.

4.2.20. Вспомогательные площадки следует располагать за зоной воздушных подходов. Расстояние от служебных площадок до летной полосы в соответствии с типом вертолета должно составлять: для МИ-6 не менее 70 м, для МИ-8 - 50 м, а для других типов вертолетов 25-30 м.

4.2.21. Безопасность вспомогательных площадок достигается удалением площадок не менее чем на 100 м от границы разлитого продукта.

Для площадок выбирается ровный или слабопокатый сухой участок местности с обеспеченным водоотводом. Целесообразно площадки располагать на открытой местности или на полянке, предварительно планируя их или обеспечивая водоотводом.

4.2.22. В случае расположения вспомогательных площадок в лесу или непосредственно в болотистой местности, сооружение их производится соответственно методам очистки территории от леса или с использованием СРДП (деревянных инвентарных щитов) аналогично работам по сооружению ремонтной и вертолетной площадок.

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

должны быть приняты меры против повреждения трубопровода (при необходимости наезда на заглубленный трубопровод выполнить подсыпку грунта над трубой не менее 1,0 метра и применять защитный настил из досок или бревен, а при работе вблизи надземного трубопровода - защитить его футеровкой;

механизмы должны размещаться на полке в соответствии с технологической последовательностью их применения и возможностью беспрепятственного отхода после отработки, не задерживая выполнение последующих операций АВР.

4.2.24. В период подготовки ремонтной площадки необходимо предусмотреть и выполнить ряд мероприятий (при необходимости) по отводу поверхностных вод. Для этого в зависимости от конкретных условий сооружают отводную (обводную) канаву, устраивают дамбу выше площадки ремонта либо роют водосборный котлован с последующей откачкой воды.

4.2.25. Осложняющее влияние грунтовых вод на ремонтные работы снижают путем понижения их уровня (иглофильтровальные установки, устройство котлованов с более низким уровнем дна, чем ремонтный) либо используют различные насосы, шпунтование.

4.2.26. Одновременно с производством подготовительных работ следует обеспечить сохранность и работоспособность соседних коммуникаций в соответствии с требованиями «Положения о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре», а также принять все меры, предусмотренные в плане ликвидации возможных аварий, по безопасности близрасположенных объектов народного хозяйства и по защите окружающей среды.

4.2.27. Если авария произошла на сельскохозяйственных землях, лесных угодьях, около водоемов и рек, земляные работы по ликвидации аварий могут выполняться без предварительного отвода земель.

4.3. Локализация и сбор перекачиваемого продукта

4.3.1. При получении сигнала об аварии диспетчером РУМН (ПОМН) должны быть приняты все меры по сокращению объема вытекающего продукта:

остановка перекачки по поврежденному участку трубопровода;

определение места аварии;

перекрытие линейных задвижек на поврежденном трубопроводе.

Команду на закрытие линейных задвижек дает ответственный руководитель или руководитель ЛПДС (АВС) после согласования с диспетчером. Порядок отключения задвижек зависит от профиля трассы трубопровода. Прежде всего закрывается линейная задвижка со стороны более высокой отметки по отношению к месту утечки.

4.3.2. Если на пути движения разлитого продукта заблаговременно созданы запруды на водотоках или амбары для продукта, руководитель АВС организует дежурство на них с целью своевременного принятия мер по предотвращению перелива перекачиваемого продукта и регулирования сброса воды. В тех местах, где отсутствуют сооружения для задержания продукта, устраиваются временные запруды (рис. 5 и 6). Для исключения воронкообразования концы сбросных труб, опускаемых в воду временных запруд, оснащаются спецоголовком (рис. 7).

Рис. 5. Запруда для улавливания нефти на водотоке:

1 - защитная съемная решетка; 2 - труба (Ø 720-820 мм); 3 - насыпь; 4 - стальные приварные пластины; 5 - бетонированный лоток

Рис. 6. Амбар для нефти с регулируемым сбросом (А - с задвижкой, Б - с хлопушой):

1 - бетонированный приямок; 2 - решетка; 3 - насыпь; 4 - труба (Ø 720-820 мм); 5 - фланец; 6 - стальные пластины; 7 - бетонированный лоток; 8 - задвижка; 9 - хлопуша; 10 - трос; 11 - ручная лесенка; 12 - блок.

4.3.3. Обвалования земляных амбаров должны устраиваться, начиная с пониженных мест со стороны жилых поселков, водоемов, рек, дорог, лесных массивов. Амбар для продукта должен быть устроен не ближе 50 м от места производства ремонтных работ. Высота земляного вала не должна превышать 1,5 м при ширине по верху не менее 0,5 м и крутизне откосов не более 45°.

4.3.4. В целях недопущения перелива амбара при его наполнении необходимо обеспечить подсыпкой грунта или регулированием водотока разность отметок уровня продукта и верха обвалования не менее 0,5 м. При попадании в амбар воды следует устраивать дренаж для ее сброса.

4.3.5. В случае попадания перекачиваемого продукта в реки должны быть приняты меры по его улавливанию и утилизации. Улавливание производят с помощью боковых ограждений, установленных поперек реки в более спокойном ее течении. В качестве ограждений рекомендуется использовать плавающее боковое ограждение типа «Уж», а на мелких реках на заранее выбранных или подготовленных местах могут быть использованы также специальные маты из соломы, камыша или боковые заграждения из других подручных средств (рис. 8, 9), например, ж/д шпал, досок, бревен и т.п. Способ установки заграждений и объемы подготовительных мероприятий должны быть предусмотрены проектами производства АВР. Уловленный продукт направляют вдоль ограждения к одному из берегов для последующей откачки.

Затем следует продукт собрать с поверхности воды специальными нефтесборщиками, например, типа НВ-1, или откачать его насосами в смеси с водой в специальные емкости (котлованы), устраиваемые на берегу с целью последующей его утилизации.

Объемы емкости и способы утилизации продукта определяются проектом производства АВР при разработке планов ликвидации возможных аварий.

Рис. 7. Запруда для улавливания нефти на водотоке

1 - оголовок (Ø 720-820 мм); 2 - труба (Ø 720-820 мм); 3 - насыпь; 4 - стальные приварные пластины; 5 - бетонированный лоток; 6 - ребра жесткости; 7 - заглушка; 8 - монтажные лапы; 9 - шпилька (4 шт.)

Рис. 8. Боны из досок с транспортерной лентой:

1 - доска; 2 - деревянные опоры для устойчивости бона; 3 - транспортерная лента

Рис. 9. Боны из досок с парусиновой или резиновой проставкой

1 - доска; 2 - деревянные опоры для устойчивости бона; 3 - проставка (парусина, резина или другой гибкий водонепроницаемый материал)

4.3.6. Места устройства заграждений на водотоках должны определяться руководителем АВР заблаговременно в каждом конкретном случае с таким расчетом, чтобы к подходу головной части нефтяного потока были закончены работы по сооружению заграждений.

4.3.7. По прибытии на место аварии старший патрульный группы (руководитель работ или руководитель РУМН) докладывает диспетчеру о ситуации и принимает срочные меры по обеспечению безопасности населения, объектов народного хозяйства, транспортных средств.

С этой целью необходимо:

ограничить растекание нефти (продукта) на местности;

остановить движение транспортных средств на участках шоссе, железных дорог или рек, находящихся в опасной близости к разлившейся нефти (продукту);

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

Диспетчер ПОМН (РУМН) через местные органы власти (чрезвычайная комиссия, штабы ГО и т.п.) должен предупредить население и владельцев объектов народного хозяйства о возможной угрозе попадания перекачиваемого продукта в населенные пункты и на объекты народного хозяйства согласно заранее разработанной системе оповещения.

4.3.8. В зависимости от характера аварии и от местных условий для сбора разлитого и освобожденного из трубопровода продукта могут быть использованы следующие сооружения и емкости:

резервуарные парки нефтеперекачивающих станций;

неповрежденные участки аварийного трубопровода или параллельно проложенные трубопроводы;

земляные амбары, котлованы, обвалования или ямы-накопители;

емкости существующих защитных противопожарных сооружений или естественные складки местности;

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

мягкие резино-тканевые резервуары или другие емкости.

Объемы используемых емкостей должны обеспечивать прием разлитого и откачиваемого или сливаемого самотеком продукта из аварийного участка трубопровода.

4.3.9. Задержанный продукт должен быть собран, закачан в трубопровод или вывезен на ближайшую НПС. Методы зачистки остатков продукта и пропитанного им грунта рассмотрены в разделе «Ликвидация последствий аварий».

4.4. Земляные работы

4.4.1. Земляные работы по ликвидации аварии на трубопроводе включают:

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

подготовка площадки для производства АВР, вспомогательных площадок, устройство проездов, переездов и т.п.;

создание ремонтного котлована и его засыпка.

4.4.2. Перед началом работ по сооружению котлована определяется положение трубопровода в грунте трубоискателем ТИ-12 или другими методами и осуществляется разбивка его границ.

4.4.3. Вскрытие поврежденного участка трубопровода и устройство ремонтного котлована производятся с помощью имеющейся в наличии землеройной машины. При этом не допускается ударение по трубопроводу рабочим органом механизма.

Размеры котлована должны обеспечивать производство работ по ликвидации аварии (центровку труб, сварку неповоротных стыков, изоляцию трубопровода и др.), возможность работы трубоукладчика или крана с допустимым вылетом стрелы. Глубина котлована должна быть не менее чем на 0,6 м ниже нижней образующей трубы.

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

4.4.5. При сильном притоке грунтовых вод стенки ремонтного котлована укрепляются металлическими или деревянных шпунтами, сваями или другими средствами (например, ремонтной герметичной камерой РГК) с одновременными мерами по понижению уровня грунтовых вод (например, с помощью ЛИУ-5 или ЛИУ-6).

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

4.4.6. После окончания всех ремонтных работ трубопровод должен быть засыпан грунтом. Засыпку необходимо производить рыхлым грунтом. При отсутствии рыхлого грунта трубопровод должен присыпаться на 10-20 см привозным грунтом и только после этого местным грунтом. По верху засыпанного котлована устраивается валик с учетом последующей осадки грунта. По ширине валик должен перекрыть котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону.

4.4.7. В местах пересечения трубопровода с подземными коммуникациями или кабелями, проходящими в пределах глубины котлована, засыпка котлована должна производиться с послойным уплотнением грунта в присутствии представителя организации, эксплуатирующей данную коммуникацию.

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

Таблица 2

Допускаемая глубина ремонтного котлована с вертикальными стенками различных грунтов

Таблица 3

Наибольшая допустимая крутизна откосов котлована в грунтах естественной влажности

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

На косогорах с поперечным уклоном от 8 до 12° площадки должны устраиваться в виде полунасыпи-полувыемки, от 12 до 18° - с уступами для насыпи, более 18° - в виде чистой выемки.

4.4.9. Земляные работы на участках с поперечном уклоном не более 8° и с продольным уклоном до 15° выполняются механизмами на гусеничном и колесном ходу обычными методами. На косогорах с поперечным уклоном более 8° и продольным более 15° необходимо обеспечивать устойчивость работающих механизмов путем устройства полок и (или) анкеровкой. С этой целью необходимо закреплять работающий механизм стальным канатом (тросом) за находящиеся на вершине склона (или выше по склону) лебедки, трактора и другие механизмы, выполняющие роль якоря. Примерная схема закрепления представлена на рис. 10 (лебедка может быть заменена каким-либо гусеничным механизмом, обеспечивающим надежную анкеровку трубоукладчика). Лебедка устанавливается на заранее подготовленный фундамент либо на площадке с обязательным надежным закреплением.

4.4.10. Стальные тросы (канаты) для заякоривания работающих на склоне механизмов должны выбираться на основании предварительных расчетов. В тех случаях, когда по расчету необходимо применение троса диаметром более 26-28 мм, рекомендуется использовать вместо одного два каната меньшего диаметра. При этом каждый канат крепится к отдельному якорю и к разным точкам работающего механизма. Рекомендуемый тип канта ЛК-О (ГОСТ 3069-80, ГОСТ 3077-80, ГОСТ 3079-80, ГОСТ 7668-80, ГОСТ 7681-80). Длина троса должна обеспечивать якорящему механизму возможность располагаться на горизонтальной площадке или на более высоком участке косогора.

4.4.11. При уклонах более 15° необходимо закреплять экскаватор тросами за расположенные выше по склону тракторы, бульдозер, лебедки и т.п. Способ закрепления, количество, марки удерживающих механизмов, выбор каната (троса) должны определяться расчетом.

Рис. 10. Схема анкеровки трубоукладчика при помощи лебедки:

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

При этом в зависимости от условий возможны два варианта выполнения работ:

а) при небольшой (до 50 м) протяженности склона удерживающие механизмы располагаются на его вершине на горизонтальной площадке. По мере разработки грунта трос разматывается на длину передвижки экскаватора;

б) на склонах большой протяженности экскаватор удерживается несколькими тракторами или бульдозерами, расположенными на склоне. Каждый трос крепится к отдельному якорю (трактору) и к тумбе экскаватора или к балкам его ходовой части (рис. 11). При перемещении тракторов по мере разработки котлована экскаватор заякоривается ковшом в грунт и продолжает работу только после постановки тракторов на тормоз и плавного натяжения канатов опусканием экскаватора вниз по склону.

При использовании в качестве подвижного якоря бульдозер устанавливается отвалом в сторону спуска, для большей устойчивости заглубляя отвал.

4.4.12. На продольных уклонах 36° и более работа экскаватора даже при его надежном закреплении недопустима.

4.4.13. На полках и участках трассы с продольным уклоном до 15° работа по сооружению ремонтного котлована выполняется обычным методами с помощью экскаватора, оборудованного обратной лопатой, в направлении сверху-вниз по склону.

4.4.14. На продольных уклонах свыше 36° разработку грунта ведут лотковым способом с помощью бульдозера сверху-вниз последовательными слоями толщиной 0,2-0,6 м. При этом обязательна анкеровка бульдозера одним или двумя тракторами (бульдозерами), которые находятся вверху на склоне и вытаскивают бульдозер на исходную позицию (рис. 12).

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

Рис. 11. Схема крепления экскаватора на уклоне:

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

Рис. 12. Схема разработки ремонтного котлована бульдозером:

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

4.4.16. Работы по засыпке траншей и ремонтных котлованах на уклонах могут выполняться бульдозерами (рис. 13) или экскаваторами с обеспечением их устойчивости.

4.4.17. По завершении аварийно-восстановительных работ трубопровода на уклонах, где возможно образование оползня или эрозии почвы под действием поверхностных вод, необходимо восстановить первоначальный рельеф местности (возвратить вынутый при сооружении полок, площадок, траншей и котлованов грунт, уплотнить его) и закрепить почву растительностью (одернением, посевом трав и т.п.).

4.4.18 Разработка мерзлого грунта должна производиться после предварительного рыхления. Рыхление грунта можно производить механическим или взрывным способом. Для рыхления грунта могут использоваться пневматические ломы-лопаты, отбойные молотки; при разработке земляного амбара - машины ударного действия, навесные рыхлители, баровые машины.

4.5. Герметизация внутренней полости трубопровода

4.5.1. С целью предотвращения возгорания поступающих из трубопровода перекачиваемого продукта и газов, а также недопущения загазованности места производства АВР необходимо надежно герметизировать внутреннюю полость трубопровода - изолировать ее специальными средствами от внешней среды на весь период производства сварочно-монтажных работ.

4.5.2. Герметизация производится с помощью тампонов или механических перекрывающих устройств. В качестве материала для создания тампонов могут применяться глина, необожженный кирпич и быстросхватывающиеся композиционные материалы.

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

с открытого торца;

через специальные «окна» или патрубки с задвижками.

Рис. 13. Схема производства работ при засыпке котлована:

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

4.5.4. В тех случаях, когда вырезка дефектного участка возможна с помощью УКЗ, труборез типа «файн», «МР» и т.д., то есть возможно создание открытых торцов до перекрытая внутренней полости трубопровода, целесообразнее применить метод герметизации с открытого торца.

После вырезки дефектного участка и опорожнения от продукта с торца трубопровода устанавливается механический тампон-герметизатор, например, конструкции ПОМН «Дружба» (рис. 14), допущенный к применению в установленном порядке, либо создаются тампоны из глины или композиционных материалов.

4.5.5. Для ограничения объема глиняного тампона и обеспечения более плотного укладывания глины необходимо создать упор в трубопроводе. В качестве упоров используются резиновые шары (камеры), стенка из кирпича-сырца и т.д.

4.5.6. На расстоянии не менее двух диаметров трубопровода от открытого торца из кирпича-сырца выкладывается стенка, перекрывающая полость трубопровода. Упоры в виде резиновых шаров устанавливаются на расстоянии более двух диаметров трубы от торца и соединяются шлангом с компрессором или другими воздухонаполняющими средствами, находящимися от ремонтного котлована на расстоянии не менее 20 м. Частично накачанный шар вводится внутрь трубопровода, и затем накачивается до давления 0,4 кгс/см².

4.5.7. При ликвидации аварии в зимнее время резиновые шары перед установкой в полость трубопровода должны нагреваться не менее чем до +10 °С.

4.5.8. Тампон из глины или кирпича-сырцы создается послойной укладкой и трамбованием на длину не менее двух диаметров трубопровода.

Рис. 14. Тампон-герметизатор:

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

4.5.9. Герметизация через «окна» может применяться как исключение, при невозможности вырезки дефектного участка безогневым способом или с использованием энергии взрыва, а также при использовании в качестве герметизатора быстросхватывающихся материалов, не требующих предварительного опорожнения трубопровода от перекачиваемого продукта.

4.5.10. При использовании тампонов на основе глины необходимо организовать контроль состояния тампона на герметичность путем осмотра его торцевой части на наличие трещин и усадки по верхней образующей, а также отбором и анализом проб воздуха на наличие нефтяных газов через каждые полчаса. При необходимости производится дополнительная утрамбовка тампона и донабивка свежей глины. При отрицательной температуре воздуха необходимо принять меры по теплоизоляции тампона снаружи трубопровода. Во избежание потери герметичности тампона не допускаются удары по трубе и ее вибрация от работающих механизмов.

4.5.11. Герметизация внутренней полости трубопровода с использованием быстросхватывающихся материалов должна производиться в соответствии с инструкцией по применению этих материалов при ликвидации аварий на трубопроводах.

4.5.12. Для обеспечения контроля за состоянием внутренней полости освобожденного трубопровода (уровнем перекачиваемого продукта и сбросом избыточного давления газа) высверливаются с двух сторон за тампоном контрольные отверстия диаметром 8-12 мм, достаточным для стравливания избыточного давления в трубопроводе. Расстояние от тампонов до отверстий должно быть не менее 30 м. При невозможности соблюдения указанного требования необходимо организовать отвод газов из трубопровода на безопасное расстояние, исключающее их возгорание от искр при производстве сварочно-монтажных работ.

После завершения восстановительных работ отверстия должны быть заглушены металлическими пробками и обварены.

4.5.13. В случае обнаружения через контрольное отверстие повышения уровня продукта в трубопроводе до тампона необходимо принять меры по его сбросу путем сверления отверстий или врезки задвижки необходимого диаметра в нижней части трубы.

С целью ускорения сброса продукта могут быть подключены откачивающие насосы. Для этого в нижней части трубы выполняют приварку бобышек, форма и размеры которых должны соответствовать рис. 15 и табл. 4.

Таблица 4

Размеры приварных бобышек

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

После приварки бобышки выполняют просверливание стенки трубопровода с помощью специального приспособления.

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

4.6. Сварочно-монтажные работы

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

Рис. 15. Размеры бобышки

Д_вн - диаметр внутренней резьбы;

Д_н - наружный диаметр (резьбы) бобышки;

Н - толщина бобышки;

Д_м - диаметр магистральной трубы

S - толщина стенки трубы; а - зазор

Рис. 16. Разделка кромок труб под сварку:

а - при одинаковой толщине стенки труб;

б, в - при разной толщине свариваемых труб и деталей

Требования к сварочным соединениям

4.6.2. При подготовке и выполнении сварочно-монтажных работ необходимо руководствоваться требованиями ВСН 006-89 [7] и СНиП III-42-80 [5].

4.6.2.1. Свариваемые трубы обрезаются со скосом кромок (рис. 16а) и притупляются на 1,5-2,5 мм.

4.6.2.2. Края свариваемых участков трубопровода должны зачищаться до металлического блеска на ширину нe менее 10 мм. Зачистка должна производиться шлифовальными машинками, напильниками или металлическими щетками.

4.6.2.3. Типы и марки применяемых электродов по своим механическим свойствам, назначению должны соответствовать маркам стали свариваемых труб и обеспечивать свойства сварного соединения не ниже свойств основного металла.

4.6.2.4. При аварийно-восстановительных работах на трубопроводах электродуговую сварку следует выполнять качественными электродами (табл. 5 и 6), удовлетворяющими требованиям ГОСТа 9467-75, позволяющими выполнять сварку в любых пространственных положениях на постоянном токе обратной полярности (плюс на электроде). Каждая партия электродов должна иметь сертификат. Запрещается применение при АВР электродов неизвестной марки.

4.6.2.5. Перед применением электроды должны быть прокалены (просушены) и проверено качество состояния их покрытия. Не должно быть повреждений покрытия, растрескивания его. Покрытие должно быть постоянной толщины относительно стержня, а при ударе о твердый предмет и при изгибе электродов - не отставать от стержня. При обнаружении следов ржавчины на стержне под покрытием электроды отбраковываются.

Таблица 5

Электроды с покрытием основного вида для сварки и ремонта поворотных и неповоротных стыков труб при любых условиях прокладки трубопроводов

* Электроды ЛБ-52у и ВСО-50СК диаметром 3,0 мм - только для сварки корневого слоя шва.

** Электроды ОЗС-ВНИИСТ-27 и ОЗС-24 особо рекомендуются для наземной и надземной прокладок в районах Крайнего Севера.

*** Электроды ВСФ-75 предназначены для сварки стыков труб из термически упрочненных труб с нормативным пределом прочности 637 МПа (65 кгс/мм²). 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 слоя шва предпочтительнее электроды диаметром 2,0-2,6 мм.

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 Э50 А от УОНИ-13/55 по ОК 48.04, то же самое для диаметра 3,0 и 3,25.

Таблица 6

Электроды с покрытием целлюлозного вида для сварки неповоротных стыков труб при подземной прокладке трубопроводов

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

сварку выполнять методом «замочной скважины» (окна), т.е. в процессе сварки электросварщик, поддерживая угол наклона электрода в пределах 40-90°, постоянно должен вести окно за торцом электрода;

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

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

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

4.6.2.8. Просушка торцов труб нагревом до температуры 20-50 °С обязательна при наличии влаги на трубах, а также при температуре окружающего воздуха ниже +5 °С в случае сварки труб с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кгс/мм²) и выше.

4.6.2.9. Предварительный подогрев следует выполнить перед прихваткой и сваркой в тех случаях, когда совокупность условий соответствует таблицам 7 и 8.

4.6.2.10. Температуру подогрева свариваемых кромок необходимо контролировать контактным термометром (например, марки ТП-1 и ТП-2) или термокарандашами (термокраской). Температуру замеряют на расстоянии 10-15 мм от торца труб; место замера должно быть предварительно зачищено металлической щеткой.

Таблица 7

Температура предварительного подогрева при сварке корневого слоя шва электродами с целлюлозным покрытием

Примечание: в таблице приняты обозначения:

 - подогрев не требуется;

 - подогрев до +100 °С при температуре окружающего воздуха ниже указанной в левой части клетки;

 - подогрев до +200 °С независимо от температуры окружающего воздуха;

 - подогрев до +100 °С независимо от температуры окружающего воздуха;

 - подогрев до +150 °С независимо от температуры окружающего воздуха;

Таблица 8

Температура предварительного подогрева при сварке корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия

Примечание: в таблице приняты обозначения:

 - подогрев не требуется;

 - подогрев до 100 °С при температуре окружающего воздуха ниже указанного в левой части клетки (например, -10 °С)

 - подогрев до 100 °С независимо от температуры окружающего воздуха;

 - подогрев до 150 °С независимо от температуры окружающего воздуха

4.6.2.11. Предварительный подогрев перед нанесением каждого последующего слоя шва после корневого не требуется, если перерыв в работе составил не более 5 минут.

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

                                                                 (1)

где С и Mn - процентное содержание в трубной стали углеродов и марганца.

4.6.2.13. При стыковке труб с разной величиной эквивалента углерода и при разностенных трубах температуру подогрева выбирают по большому его значению, а при разностенных трубах - устанавливают максимальное значение температуры.

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

Таблица 9

Рекомендуемые значения сварочного тока

4.6.2.15. В зависимости от толщины стенок труб сварка должна производиться в несколько слоев. Минимальное число слоев сварного шва при сварке неповоротного стыка приведено в табл. 10.

Таблица 10

Минимально допустимое число слоев шва при ручной дуговой сварке

4.6.2.16. Перерывы при сварке первого корневого слоя шва не должны быть более 3 минут. В случае более длительных перерывов следует поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева.

4.6.2.17. Сварной шов облицовочного слоя должен перекрывать основной металл в каждую сторону от шва на 2,5-3,5 мм и иметь усиление высотой 1-3 мм.

4.6.2.18. Чтобы предупредить образование дефектов между слоями перед наложением каждого последующего слоя шва, поверхность предыдущего слоя должна быть очищена от шлака и брызг наплавленного металла. После окончания сварки поверхность облицовочного слоя шва также должна быть очищена от шлака и брызг.

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

4.6.2.20. Ремонтные работы на магистральных трубопроводах с применением сварки допускается проводить при температурах окружающего воздуха до -50 °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 остатков влаги во избежание попадания испарений в зону сварочной дуги;

сборку стыков производить с минимальными зазорами для того, чтобы добиться хорошего провара корня шва и избежать увеличенных внутренних напряжений.

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

предварительно подогревать свариваемые кромки до температуры 180-200 °С;

увеличить длину прихваток против обычной до 100-120 мм;

перед сваркой прокалить электроды до полного удаления влаги;

сварку вести без перерыва от начала до конца на повышенном режиме, увеличив силу сварочного тока на 15-20 % против принятой при нормальной температуре;

тщательно заваривать кратеры и замыкающие участки швов;

при перерывах сварки между слоями более 10 минут, а также после окончания с целью снижения скорости охлаждения швов сварные соединения укрыть сухим теплоизоляционным асбестовым полотном.

4.6.2.21. Сборочные зазоры стыков устанавливаются в зависимости от методов сварки, стенок труб и применяемых электродов. Зазор между кромками должен быть равномерным по всему периметру стыка. Допустимые зазоры в зависимости от толщины стенок труб и применяемых электродов приведены в табл. 11.

Таблица 11

Зазор между кромками при сборке труб

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 или незаконченными сваркой.

4.6.2.23. Все сварные швы, выполненные при ликвидации аварий, должны обозначаться личным клеймом сварщика (если стык варили несколько сварщиков, то проставляется столько клейм, сколько было сварщиков). Клеймо наносят на расстоянии 100-150 мм от стыка в верхней половине трубы. На трубах из стали с нормативным значением временного сопротивления разрыву до 55 кгс/мм² клеймо на плавкой или механическим способом, а при δ_вр > 55 кгс/мм² наносится несмываемой краской.

4.6.2.24. Сварка намагниченных трубопроводов (например, в результате пропуска диагностических устройств) производится по специальной технологии с использованием методов и приспособлений по размагничиванию металла.

Замена дефектного участка

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

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

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 и более.

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 отдельными монтажными операциями возможно выполнение других работ (набивка и донабивка тампона и т.д.)

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

4.6.3.2. Способ вырезки дефектного участка трубопровод должен назначаться в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующих технических средств и примененной технологии АВР. Могут быть использованы:

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

газовая резка (резка пламенем от сгорания пропано-кислородной смеси);

резка с применением энергии взрыва.

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

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

газовая резка возможна только при условии выполнения всех противопожарных требований, предъявляемых к ведению огневых работ во взрывоопасных условиях (т.е. трубопровод должен быть опорожнен и загерметизирован);

вырезка дефектного участка трубопровода с помощью энергии взрыва применяется на заполненных перекачиваемым продуктом или опорожненных трубопроводах в соответствии с действующим руководством по применению.

4.6.3.4. Подготовка концов трубопровода под монтаж и сварку выполняется как с целью правильного формирования сварного шва, так и с целью соответствия размеров вставки размерам вырезанной части трубопровода. Для этого рекомендуется применение специальных приспособлений для разметки, которые позволяют переносить размеры вставки на концы трубопровода или наоборот - размеры вырезанной части трубопровода на вставку (например, троссовое устройство для разметки катушек, показанное на рис. 17). В этом случае концы трубопровода отрезаются по тем же размерам, как и новая вставка с учетом зазоров и притупления кромок, что обеспечивает качество и быстроту выполнения монтажных работ.

4.6.3.5. Минимальная длина катушки должна составлять не менее 0,5 м для труб диаметром до 530 мм; для труб диаметром 530 мм и более - равной диаметру трубопровода, а толщина стенки ввариваемой трубы должна быть не менее толщины стенки магистрали. Катушка должна изготавливаться из предварительно опрессованной трубы. Давление опрессовки должно соответствовать 0,95 σ_т, а время с момента опрессовки до ремонта не должно превышать полгода.

4.6.3.6. Монтаж катушки производится с помощью специальных приспособлений (домкрат, струбцина, наружный центратор и т.п.) и грузоподъемных механизмов (автокран, кран-трубоукладчик) и т.д.

4.6.3.7. Расстояние между швами приварки катушки и кольцевыми стыками на основном трубопроводе должно быть не менее диаметра трубы. В случаях допускается уменьшение этого расстояния до 250 мм, но при этом старый сварной стык на трубопроводе должен быть подварен изнутри и просвечен.

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

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

Рис. 17. Устройство для разметки катушек:

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

4.6.3.9. Соединение разностенных труб, труб с деталями трубопроводов или труб с запорной арматурой допускается при следующем соответствии (табл. 12).

Таблица 12

Допускаемая разностенность свариваемых труб

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

4.6.3.11. Допускается соединение разностенных труб при разностенности до 1,5 толщины путем специальной обработки кромок, как это показано на рис. 16 б, а при разностенности более 1,5 толщины стенки - путем обработки кромок с двух сторон (рис. 16 в).

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

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

4.6.3.13. Допускается правка плавных вмятин на торцах труб глубиной до 3,5 % диаметра труб и деформированных концов труб безударными разжимными устройствами. При этом на трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву до 539 МПа (55 кгс/мм²) допускается правка вмятин и деформированных концов труб при положительных температурах подогрева. При отрицательных температурах окружающего воздуха необходим подогрев на 100-150 °С. На трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кгс/мм²) и выше - с местным подогревом на 150-200 °С при любых температурах окружающего воздуха.

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

Таблица 13

Количество и длина прихваток

4.6.3.15. Наложение шва поверх прихваток допускается только после их тщательной зачистки от шлака. Неудовлетворительно выполненные прихватки должны быть полностью удалены.

Допускается производить сварку стыка двумя сварщиками при диаметре трубопровода 529-1220 мм, а при длине вставляемой катушки более 3 м разрешается сварка одновременно двух стыков.

4.6.3.16. В горных условиях вследствие напряженного состояния трубопроводов после вырезки дефектного участка может наблюдаться значительное нарушение соосности и «уход» концов трубопровода. В этиx случаях для облегчения центровки катушки и восстановления соосности трубопровода необходимо концы трубопровода освобождать от грунта на расстояние 15-20 м в обе стороны от дефектного участка. Если вскрытие трубопровода не обеспечивает выполнение центровки, необходимо применить кривые вставки холодного гнутья.

4.6.3.17. Выполнение АВР с заменой дефектного участка трубопроводов, проложенных в ущельях, труднодоступных для технических средств, производится путем демонтажа участка трубопровода с его извлечением из ущелья с помощью лебедок, установленных на верхнем портале. Восстановительная работа выполняется вне ущелья, после чего трубопровод протаскивают по временным или постоянным опорам с постепенным наращиванием и укладывают вновь в ущелье. Протаскивание рекомендуется производить вниз по склону при одновременной работе тяговой и тормозной лебедок, установленных соответственно на нижнем и верхнем портале.

Приварка накладных элементов

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

4.6.4.1. Размеры накладных элементов и муфт должны перекрывать место дефекта не менее чем по 40 мм от края дефекта. Заплата должна иметь эллипсовидную форму. Допустимые размеры заплат и муфт представлены в табл. 14, в которой принято: а - размер элемента в направлении оси трубопровода (большая ось эллипса); в - ширина заплаты (рис. 18).

4.6.4.2. Муфты необходимо использовать в случае, если дефектный участок больше допустимых размеров заплат.

4.6.4.3. Длина муфты без технологических колец должна быть в пределах 150-300 мм.

4.6.4.4. При длине муфты более 300 мм должны быть использованы технологические кольца.

4.6.4.5. Длина технологического кольца должна иметь не менее 65, 89, 110, 120, 150, 180 мм соответственно для трубопроводов диаметрами 426, 530, 720, 820, 1020, 1220 мм.

4.6.4.6. Для трубопроводов Ø 219-377 мм следует использовать муфты без технологических колец.

Рис. 18. Размещение заплат

Таблица 14

Допустимые размеры заплат и муфт

4.6.4.7. Заплаты, муфты и технологические кольца должны быть изготовлены труб, механические свойства, химический состав и толщина стенок которых такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода.

4.6.4.8. Муфты и кольца изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфты или кольца должен быть равномерным по всему продольному направлению и составлять в пределах 2-3,5 мм.

4.6.4.9. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты или кольца допускается приварка сборочных скоб.

4.6.4.10. Продольные кромки половин муфты и колец должны быть обработаны под стандартную V-образную разделку с углом скоса кромок 30±5° и выборкой под металлическую прокладку. При выполнении сварного шва вдоль боковой образующей трубопровода скос нижней кромки следует уменьшить до 10±2°.

4.6.4.11. Поперечные кромки муфты и технологических колец должны быть обработаны под углом 20-25° без притупления. Кольца обрабатываются с одной стороны.

4.6.4.12. Муфта и кольца должны плотно прилегать к наружной поверхности трубы.

4.6.4.13. При наличии утечки между трубой и накладным элементом помещают прокладку из уплотняющего материала (резины или свинца).

Прижатие латок к очищенному трубопроводу должно обеспечивать необходимую плотность и устойчивость прилегания по всей площади соединения. С этой целью следует применять специальные устройства (наружные центраторы, прижимные хомуты, струбцины, домкраты и т.п.). Рекомендовано может быть приспособление, показанное на рис. 19, которое позволяет производить прижатие латок на трубопроводы диаметрами от 300 до 1200 мм двумя рабочими с минимальной затратой времени. Оно состоит из специальной гайки с винтом, опоры, стержня-ручки, троса Ø 12,5 мм, установочного винта и двух зажимов заводского изготовления марки К-055. Винт изготавливается из металлического стержня Ø 42 мм с отверстием Ø 25 мм для стержня-ручки, канавкой для фиксации опоры. Опора изготавливается из металлического стержня Ø 65 мм с сетчатой накаткой и отверстием для установочного винта. Трос крепится одним концом жестко к гайке, второй конец закрепляется зажимом при установке приспособления на трубопроводе.

Рис. 19. Устройство для прижатия латок:

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

Технология монтажа:

установка опоры и винта на латку;

запасовка троса в ушко специальной гайкой и закрепление зажимов;

вращение рукоятки винта - прижатие латки;

приварка латки.

4.6.4.14. Непосредственно перед сваркой кромки заплат и муфт прилегающие к ним внутренние и наружные поверхности на ширину не менее 10 мм должны быть очищены до металлического блеска. Участки поверхности трубы, примыкающие к кромкам заплат и муфт, ширимой не менее четырех толщин стенки трубопровода также должны бить очищены до металлического блеска.

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

4.6.4.16. Муфту следует собирать на поврежденном участке трубопровода, стягивать между собой полумуфты при помощи сборочных скоб или наружного центратора до получения минимального допустимого зазора, а затем продольные кромки фиксировать прихватками. Полумуфты с приваренными сборочными скобами стягиваются болтами или шпильками, пропущенными в отверстие скоб.

4.6.4.17. Технологические кольца следует собирать по обе стороны от муфты, а скошенная кромка кольца должна быть обращена к муфте.

4.6.4.18. Продольные швы муфты, технологического кольца и трубопровода должны быть смещены относительно друг друга на величину не менее 100 мм.

4.6.4.19. Приварка продольных швов муфты и колец к стенке трубопровода запрещена. Для этого в местах сборки продольных швов на поверхность трубопровода следует наклеить с помощью жидкого стекла полоску стеклоткани или асбеста либо металлическую пластину толщиной 1,5-2 мм, шириной 200 мм.

Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами показана на рис. 20.

4.6.4.20. Заплаты и муфты следует располагать на расстоянии друг от друга, от заводских и строительно-монтажных швов не менее 100 мм. При несоблюдении этого условия дефектный участок должен заменяться катушкой.

4.6.4.21. После прихватки двух половин муфты и колец необходимо удалить все технологические элементы для их сборки, а также скобы, временно приваренные к сборочным элементам, и зачистить электрошлифмашинкой поверхность металла. Затем должна быть проведена сварка продольных швов.

4.6.4.22. После сварки продольных швов муфты и колец должны быть заварены поперечные швы с обязательным оплавлением всех трех элементов - стенки трубопровода, кромок муфты и колец. Необработанные поперечные кромки колец не должны завариваться.

4.6.4.23. Разрешается одновременная сварка двух продольных или поперечных швов двумя сварщиками.

Рис. 20. Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами

Технология изготовления «бутылочных» муфт и монтаж их на трубопроводе

4.6.4.24. При повреждениях трубопровода в виде гофр, вмятин овальности и т.п. без нарушения герметичности, а также при набольших трещинах и свищах, 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 и последовательности в соответствии с «Технологией ремонта местных повреждений трубопроводов», разработанной ИЭС им. Е. О. Патона АН УССР и утвержденной зам. начальника Главтранснефти В. Х. Галюком 18.04.83 г. Ремонт осуществляется с помощью установки на дефектном участке специальной «бутылочной» муфты.

4.6.4.24.1. Муфты заблаговременно изготавливают для всех диаметров обслуживаемых аварийно-восстановительных пунктов магистральных трубопроводов. Размеры муфт и их деталей приведены в табл. 15 и рис. 21.

Центральную цилиндрическую часть длиной L вырезают из трубы следующего большего по номинальному ряду диаметра Д. В качестве конической части муфты применяют соответствующий переходник заводского изготовления.

Цилиндрические части муфты длиной l₃ изготавливают из двух полуобечаек, вырезанных из трубы диаметром Д. Из той же трубы готовят и кольца «К». Все детали муфты (креме технологических колен) с помощью прихваток собирают на шаблоне и приваривают корень всех кольцевых швов. Затем муфту разрезают вдоль продольной оси на две половинки так, чтобы рез был продолжением незаваренных пазов конической части муфты. Обе половинки снимают с шаблона, 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. 21. Муфта для ремонта трубопровода:

1 - пробка; 2 - бобышка

Таблица 15

Размеры муфты для ремонта

4.6.4.24.2. Ремонт по данной технологии разрешается без удаления перекачиваемого продукта из трубопровода и остаточном давлении не более 2,0 МПа.

4.6.4.24.3. Полумуфты собирают на поврежденном участке трубопровода, стягивают их между собой до получения минимального зазора, а затем сваривают продольные швы.

При этом бобышка должна находиться в верхней точке муфты.

4.6.4.24.4. После заварки продольных швов муфты устанавливают технологические кольца «К» и сваривают их продольные швы.

4.6.4.24.5. Продольные швы муфты и продольные швы колец должны быть смещены относительно друг друга на величину не менее 100 мм, а зазор между муфтой и кольцом должен быть 6-8 мм.

Сварка выполняется с полным проваром.

4.6.4.24.6. После сварки продольных швов муфту кольцевыми швами приваривают к трубе и технологическим кольцам.

4.6.4.24.7. Через бобышку заливают нагретую до 0,5-0,8 t °C от рабочей температуры перекачиваемого продукта антикоррозионную жидкость так, чтобы в полости между наружной стенкой трубы и внутренней стенкой муфты не осталось воздушных пузырьков.

4.6.4.24.8. После заполнения полости в бобышку вставляют пробку и обваривают ее по периметру.

4.6.4.24.9. В качестве антикоррозионной жидкости может использоваться трансформаторное масло, нефть.

4.6.4.24.10. После окончания сварочных работ со швов тщательно удаляется шлак и на отремонтированный участок наносится изоляция.

4.6.4.25. Перед наложением аварийных хомутов, состоящих из двух половин (рис. 1) с прокладкой из резины или свинца, а также с ланами и болтовыми стяжками (прокладка перекрывает дефект не менее чем на 40 мм в каждую сторону), необходимо определить границы дефекта (трещины). С этой целью участок трубопровода по 20 мм в каждую сторону от дефекта тщательно очищается от перекачиваемого продукта, изоляции и ржавчины, протирается ветошью, смоченной в керосине, и просушивается.

После этого следует с помощью специальных приборов (ультразвуковых и либо оптических) установить границы дефекта. Концы трещин засверливаются на расстоянии не менее 30 мм от краев; эти глухие отверстия забиваются металлическими пробками и обвариваются.

Половины хомута шириной 200-300 мм устанавливаются на поврежденное место, стягиваются болтами. Зазор между трубой и хомутом не должен превышать 1,5-2,0 мм.

Прихватками закрепляется половина хомута, закрывающая дефектное место трубопровода. Затем выворачиваются болты, обрезаются лапы и припаривается к трубопроводу прихваченная половина хомута.

Примечание:

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

б) если целесообразно сразу отремонтировать дефектный участок более качественное (без последующей замены участка), то следует обварить обе половинки хомута так, как это делается при установке муфты (см. п.п. 4.6.4.14-4.6.4.21).

4.6.4.25.1. Аварии при трещинах длиной до 50 мм на продольных стыках ликвидируются также с помощью аварийных хомутов, но при условии предварительного сошлифовывания сварного шва заподлицо с трубой.

4.6.4.26. Сквозные трещины длиной до 50 мм и поперечных сварных стыках должны ликвидироваться с помощью специальных - галтельных хомутов, имеющих желоб. При монтаже в желоб помещается дефектный стык с прокладкой из бензостойкой резины или свинца. Прокладка должна перекрывать трещину на 50-70 мм с каждой стороны. (Монтаж хомута с продольной вставкой и сварка выполняются аналогично технологии, описанной в п. 4.6.4.26.2).

4.6.4.26.1. При отсутствии заводских галтельных хомутов разрешается применение хомутов конструкции Производственного объединения Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами, технология изготовления которых заключается в следующем (рис. 22 и 23):

вырезается три кольца из трубы соответствующего диаметра (1020 или 1220 мм) толщиной стенки 12-15 мм, шириной 260 мм - два кольца и 300 мм - одно кольцо;

кольца разрезаются на две части вдоль продольных заводских швов; швы сдуваются полностью газорезкой со снятием фасок под углом 30° и притуплением кромок на 1,5-2 мм;

кольцо 03 накладывается на кольца 01 и 02, образуя при этом между кольцами 01 и 02 желоб шириной 100 мм;

кольцо 03 прихватывают к кольцам 01 и 02 в шести точках сначала изнутри, затем снаружи;

приваривают кольцо 03 к кольцам 01 и 02 электродами типа УОНИ 13/55 или «Гарант» с внутренней стороны нормальным швом, а потом снаружи усиленным швом согласно ГОСТ 16037-80;

приваривают лапы из металла толщиной 10 мм с усиливающими ребрами;

на стенде из труб соответствующего диаметра устанавливают половинки хомута и определяют длину вставки 05, которую изготавливают по той же технологии, что и сами половинки;

на стенде имитируется установка хомута, проверяются необходимые зазоры, работа стяжных болтов, соответствие вставки и т.п.

Рис. 22. Монтаж сварного галтельного хомута для нефтепроводов Ø 1020-1220 мм

Рис. 23. Сварной галтельный хомут

4.6.4.26.2. Монтаж (установка) изготовленного в условиях ПОМН галтельного хомута должна выполняться в следующем порядке:

устанавливаются половинки хомута на поврежденном месте трубопровода;

болтами (шпильками) стягивают хомут таким образом, чтобы сплошной шов 06 имел зазор 2-3 мм, а внутреннюю поверхность хомута подгоняют к поверхности трубопровода;

приваривают половинки хомута между собой усиленным швом 06 согласно ГОСТ 16037-80;

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

окончательно подгоняют вставку 05 по месту и приваривают усиленными швами. При этом не допускается приваривание хомута к трубе - на месте всех продольных швов между хомутом и трубопроводом накладывается асбестовый лист толщиной 3 мм;

после окончания приварки хомута к трубопроводу лапы приваренных половин обрезаются заподлицо и производится визуальный контроль сварных швов на наличие дефектов.

4.6.4.26.3. Количество слоев сварного шва при приварке хомутов, заплат, муфт зависит от толщины их материала: при толщине 7-9 мм делается 3 слоя, при толщине более 9 мм - 4 слоя.

4.6.4.27. Отдельные сквозные отверстия (свищи) диаметром до 8 мм могут быть устранены забивкой стальных пробок («чопиков») (рис. 24). Для обеспечения плотности «чопик» выполняется конической формы. «Чопик» забивают до полного перекрытия течи. Затем выступающую часть «чопика» срезают электросваркой и формируют на поверхности трубы усиление высотой не более 3 мм. Наплавкой должно быть захвачено тело трубы на 4-5 мм по периметру отверстия.

Врезка отводов

4.6.5. С целью ускорения опорожнения трубопровода от перекачиваемого продукта, сооружения и подключения обводной линии, подключения резервной нитки и т.д., при выполнении аварийно-восстановительного ремонта может быть принято решение о врезке отвода в основную магистраль.

Рис. 24. Забивка и обварка чопика

1 - стенка трубы; 2 - чопик; 3 - свищ; 4 - усиливающая наплавка.

4.6.5.1. В зависимости от диаметра врезаемого отвода выбирается соответствующая технология врезки.

Примечание: ниже рассмотрены технологические требования для присоединения отводов при соотношении d/D ≤ 0,5 (где d - диаметр отвода, D - диаметр магистрали). При больших значениях соотношения d/D работы следует выполнять по специальным инструкциям.

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

вращаемый патрубок с задвижкой по прочностным характеристикам должны соответствовать основному трубопроводу;

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

обязательна установка усиливающего воротника (рис. 26) при врезке отвода диаметром 100 мм и более, а сам воротник должен изготавливаться из трубы равной диаметру магистрали, с большей или равной толщиной стенки; ширина воротника - «b» должна быть равна b = 0,4 d, где d - диаметр отвода, но не менее 100 мм.

Разделка кромок свариваемых деталей показана на рис. 25, а по всему периметру соединения отвода с магистралью должна быть выполнена внутренняя подварка.

4.6.5.3. Врезка отводов диаметром 200 мм и более (рис. 26) должна выполняться путем присоединения к трубопроводу составного тройника заводского изготовления (тройник состоит из двух полуобечаек, одна из которых имеет отвод и усиливающие полукольца).

Рис. 25. Присоединение патрубка (отвода)

Рис. 26. 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 стенки трубопровода; t₁ - толщина стенки усиливающего кольца; Н - ширина усиливающего кольца

Подготовка к монтажным работам включает:

очистку места присоединения от изоляции;

определяется местоположение продольных и поперечных сварных швов;

определяется толщина стенки трубы и ее качество (ультразвуковым методом контролируется пояс шириной 40-60 мм под предполагаемые кольцевые швы; стенка трубы не должна иметь дефектов и отклонений толщины более допускаемой по СНиП;

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

кромки свариваемых деталей тройника зачищаются от грязи и ржавчины.

4.6.5.4. Работы по присоединению тройников разрешается выполнять на опорожненных и заполненных перекачиваемым продуктом трубопроводах при внутреннем давлении до 2,0 МПа.

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

Монтаж и сварка тройниковых элементов (продольные и кольцевые швы обечаек, технологические кольца) выполняются с соблюдением требований технологии, приведенной в п.п. 4.6.4.24.4-4.6.4.24.7 для установки муфт.

4.6.5.6. Наружные центраторы и др. сборочные технологические элементы снимаются только после сварки корневого слоя продольных швов как тройника, так и силовых элементов.

4.6.5.7. Сварка продольных кромок полуобечаек тройника, особенно первых двух проходов, должны выполняться от середины к краям обратно-ступенчатым методом. Допускается одновременная сварка двух продольных швов двумя или четырьмя сварщиками.

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

Ремонт тройников

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

Последовательность работ должна быть следующей

демонтаж (вырезка) тройника выполняется одновременно (при применении энергии взрыва) по трем сторонам узла либо (при механических труборезах) сначала отрезается соединение со стороны отвода, затем вырезается тройник как «катушка» из основной магистрали;

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

4.6.5.10. В тех случаях, когда дефект сварного стыка тройникового соединения (для тройников не заводского изготовления) незначителен (трещина до 50 мм или слабый свищ), а замена тройника новым невозможна (не позволяет режим перекачки или отсутствует новый тройник), ремонт может быть выполнен по технологии института электросварки им. Е. О. Патона.

4.6.5.10.1. Течь устраняется без применения накладных элементов (например, для свища - «чопиком», трещина - заваркой); затем на тройнике собираются усиливающие элементы.

Работы по изготовлению, подгонке, сборке и прихватке деталей усиления производятся на месте монтажа без остановки перекачки.

Схема ремонта показана на рис. 27, а конструктивные размеры тройников и элементов усиления приводятся в табл. 16.

Таблица 16

Основные размеры тройников и деталей

4.6.5.10.2. Из трубы диаметром, равным диаметру трубопровода, вырезаются технологическое кольцо, катушка под корыто, другое технологическое кольцо и маркируются в той же последовательности. Разделку кромок производить под 30° без притупления.

4.6.5.10.3. На катушке вырезается отверстие под усиливающий воротник ремонтируемого тройника с разделкой кромок под прямым углом. Место отверстия должно быть определено с учетом последующей разрезки катушки на два корыта. Резы выполняют по заводским продольным швам, один из которых должен располагаться по центру отверстия под отвод. Кольцевой зазор между основаниями шва воротника и корытом не должен превышать 3 мм.

Рис. 27. Схема усиления тройника

4.6.5.10.4. Продольные заводские швы катушки и технологические кольца вырезаются с разделкой кромок под 30° и притуплением их на 3-4 мм. К каждому корыту привариваются грузозахватные петли.

4.6.5.10.5. Участок тройника, на котором будут монтироваться усиливающие детали, очистить от изоляции и загрязнений.

4.6.5.10.6. После удаления грата, окалин и обеспечения плотного прилегания корыта к телу трубопровода производится подгонка и прихватка нижнего корыта в 4-5 местах по кольцевому шву. Длина каждой прихватки должна быть не менее 50 мм.

4.6.5.10.7. В такой же последовательности производится подгонка и прихватка верхнего корыта. Зазор между корытами со стороны отвода должен быть в пределах 2-3 мм («нижнее», и «верхнее» корыта названы так при горизонтальном отводе).

4.6.5.10.8. В противоположной отводу стороне между двумя корытами вставляется полоска металлическая 150-250 мм с зазором 2-3 мм. Разделка кромок производится аналогично кромкам корыт.

4.6.5.10.9. На отводе монтируют подкрепляющий стакан из двух половин трубы соответствующего диаметра с вырезами под существующие укрепляющие накладки.

Продольные швы стакана не должны совпадать с продольным швом отвода и не должны привариваться к телу трубопроводу, для чего под продольные швы приклеивается полоска стеклоткани или асбеста. Продольные кромки разделывются под 30° с притуплением 3-4 мм и зазором 2-3 мм, а кольцевые - под прямым углом. После плотной стяжки половинки стакана прихватываются между собой в 4-х местах и обвариваются.

4.6.5.10.10. На подкрепляющий стакан подгоняется гильза из двух половин трубы соответствующего диаметра. Продольные швы гильзы не должны совпадать с продольными швами стакана. Смещение должно составлять не менее 100 мм. Продольные кромки разделываются под 30 ° с притуплением 3 мм.

4.6.5.10.11. Прихватка половинок гильзы производится после сварки продольных швов подкрепляющего стакана при остановленной перекачке продукта по трубопроводу.

4.6.5.10.12. По обе стороны от собранной обечайки тройника установить кольца. Скошенная кромка кольца должна быть обращена к обечайке тройника. Зазор между кольцом и обечайкой тройника должен составлять 6-8 мм.

4.6.5.10.13. Сварочные работы проводятся после тщательной проверки качества сборки деталей усиления при остановленной перекачке по трубопроводу или без остановки при рабочем давлении не более 2 МПа.

4.6.5.10.14. Существующие швы приварки укрепляющих накладок и усиливающего кольца зачистить стальными щетками до металлического блеска.

4.6.5.10.15. Сварку обечайки тройника начинать с продольных швов электродами типа УОНИ 13/45 или УОНИ 13/55 Ø 3 мм от середины к краям. Допускается одновременная сварка двух продольных швов двумя или четырьмя сварщиками.

4.6.5.10.16. Сварка корневых продольных швов должна производиться на режимах, исключающих расплавление трубы, и с выполнением требований п. 4.6.4.19.

4.6.5.10.17. После сварки продольных корневых швов разделку заполнить электродами Ø4 мм. Также заварить продольные швы на обоих кольцах.

4.6.5.10.18. После заварки продольных швов усиливающую обечайку приваривают к усиливающему кольцу.

4.6.5.10.19. Сварку продольных швов подкрепляющего стакана следует выполнять электродами УОНИ 13/45 или УОНИ 13/55. Усиление швов удаляют абразивным кругом.

4.6.5.10.20. По приведенной технологии на стакане монтируют гильзу, стягивают ее половинки и заваривают продольные швы.

4.6.5.10.21. Нижнюю часть гильзы приваривают к усиливающей обечайке тройника угловых швов, катет которого соответствует толщине стенки отвода (гильзы).

4.6.5.10.22. Верхнюю часть гильзы приваривают к стакану кольцевым швом в два прохода (не менее). Готовится и монтируется на тройнике новый усиливающий воротник из двух половин. Необходимым условием является перекрытие новым воротником периферийного шва старого воротника не менее чем на 100 мм.

4.6.5.10.23. В последнюю очередь с помощью установленных технологических колец шириной K мм (табл. 17) кольцевыми швами усиливающую обечайку приваривают к обечайке тройника.

4.6.5.10.24. Сварку корневых кольцевых швов между обечайкой тройника, трубой и кольцом выполнить снизу вверх электродами типа УОНИ 13, Ø3 мм с обязательным сплавлением всех трех элементов.

4.6.5.10.25. После заварки всех швов, необходимых для усиления тройника, следует удалить все технологические элементы, временно приваренные к сборочным элементам и зачистить абразивным кругом поверхность металла.

4.6.5.10.26. Усиленный тройник необходимо покрыть антикоррозионным покрытием.

Ликвидация аварий на линейной арматуре

4.6.6. Решения о способе ремонта при авариях на арматуре принимается руководством РУМН (ПОМН) 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. При этом вырезка поврежденной арматуры производится аналогично вырезке поврежденного участка трубопровода, a соединение арматуры с трубопроводом должно производиться с помощью переходников заводского изготовления или катушек из труб с промежуточной толщиной стенки длиной не менее 250 мм. Работы выполняются с соблюдением требований завода-изготовителя задвижки.

Примечание: в исключительных случаях (отсутствие арматуры на замену или невозможность длительной остановки трубопровода) при утечках в корпусе в виде отпотин допускается ремонт путем зачистки дефектного места с последующей его заваркой либо приваркой заплаты.

4.6.6.2. При утечках во фланцевых соединениях, а также неисправностях в деталях арматуры, ликвидировать аварии допускается после освобождения ремонтируемого участка от перекачиваемого продукта до уровня ремонтируемого разъема. Замена прокладки может производиться в исключительных случаях по специальной технологии.

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

Допускается набивка сальниковых уплотнений без остановки перекачки, которая должна выполняться по специальной инструкции, утвержденной или разрешенной к применению главным инженером ПОМН.

4.6.6.3.1. Рекомендуется следующий способ и технология набивки сальниковой камеры, разработанные в ПОМН «Дружба». В качестве набивки должна применяться крошка маслобензостойкой резины (крошка может быть получена из бывших в употреблении шаровых разделителей или манжет скребков; размеры зерен крошки должны быть в пределах от 10×10×0,5 мм до 5×5×0,2 мм).

Рис. 28. Набивка сальника под давлением

4.6.6.3.2. Смоченная в масле (машинном, трансформаторном, автоле и т.д.) крошка нагнетается в сальниковую камеру через специально подготовленное отверстие с помощью приспособления для набивки сальника (рис. 28).

Примечание: 1. Технологическая последовательность выполнения операции:

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

нарезается резьба М24;

вворачивается приспособление для сверловки под давлением, состоящее из пробкового крана высокого давления и камеры уплотнения;

после сверловки - закрытие крана и отвинчивание уплотнительной камеры сверла;

монтаж нагнетателя вместо снятой уплотнительной камеры;

открытие крана;

ослабление грундбуксы;

нагнетание набивки до появления масла в щели между штоком задвижки и грундбуксой;

проверка легкости вращения или хода штока задвижки;

перекрытие крана и демонтаж нагнетателя.

2. Нагнетание наполнителя в сальниковую камеру производится гидротрансформатором (нагнетателем, рис. 28), который приводится в действие с помощью ручного насоса, соединяемого шлангом высокого давления с цилиндром низкого давления нагнетателя. (Этот цилиндр и манжеты могут быть взяты от главного цилиндра экскаватора ЭО-2621).

Ликвидация повреждений трубопроводов

4.6.7. В случае обнаружения повреждений трубопровода в виде коррозионных язв, царапин, забоин, задиров, вмятин, гофр и т.п. необходимо отремонтировать поврежденные участки.

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

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

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

4.6.7.4. Все повреждения, которые не могут быть ликвидированы шлифованием, заваркой или выправлением, должны быть отремонтированы путем наложения или приварки накладных элементов в соответствии с РД 39-0147103-360-89 [9].

4.6.7.5. Ремонт корродированных стенок трубопроводов путем формирования на их наружную поверхность высокопрочных стеклопластиков изоляционно-силовых оболочек (ИСО) следует производить согласно «Инструкции по восстановлению несущей способности нефтепроводов Ø273-820 мм с применением высокопрочных стеклопластиков» РД 39-P-015-90 [14].

4.7. Контроль сварных соединений и устранение их дефектов

4.7.1. Контроль качества сварочно-монтажных работ при ремонте трубопроводов организуется ответственным руководителем работ и выполняется:

пооперационным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки стыков;

визуальным осмотром и обмером геометрических параметров сварных швов;

проверкой сплошности наплавленного металла неразрушающими методами контроля.

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

4.7.2. Некачественные сварные соединения разрешается ремонтировать, если в них имеются любые недопустимые дефекты (кроме трещин длиной более 50 мм) при условии, что суммарная длина участков ремонта не превышает 1/6 периметра стыка.

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

Дефекты сварных соединений должны быть полностью удалены с помощью абразивных кругов или газовой резки с последующей зачисткой разделки до металлического блеска.

4.7.3. При ремонте стыка с трещиной длиной более 50 мм засверливают два 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 подвергаются неразрушающим методам контроля в объеме 100 %.

4.7.5. Повторный ремонт сварных соединений не допускается.

4.8. Изоляция трубопровода

4.8.1. Для противокоррозионной защиты отремонтированного участка трубопровода должна применяться усиленная изоляция.

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

предварительный - после вскрытия трубопровода и создания ремонтного котлована;

окончательный - после окончания сварочно-монтажных работ.

4.8.3. Очистка должна производиться пневматическими или механическими щетками, скребками с последующей протиркой ветошью. Острые выступы, заусенцы и брызги металла должны срубаться зубилом и зачищаться специальным инструментом.

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

В качестве грунтовок используются:

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

клей № 88, разбавленный бензином (Б-70 или «Калоша») в отношении 1:1, вязкостью не более 3,0 сек по ВЗ-4.

Качество грунтовки проверяется внешним осмотром.

4.8.5. Ha высохшую грунтовку должна наматываться изоляционная лента в 3-4 слоя с нахлестом не менее 20 мм. Нахлест конца каждого слоя новой ленты на предыдущий составляет 300 мм и на старую изоляцию - 500 мм с обеих сторон от отремонтированного участка.

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

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

4.8.8. Качество изолированного покрытия должно контролироваться внешним осмотром на прилипаемость и сплошность.

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

4.8.10. Проверка прилипаемости изоляционного покрытия к трубопроводу заключается в следующем: в покрытии делают два надреза ножом под углом 60° и если слои сами не отслаиваются, а поднимаются ножом с некоторым усилием, то прилипаемость считается удовлетворительной.

4.8.11. Контроль изоляционного покрытия на сплошность производится искровым дефектоскопом.

4.8.12. При выявлении дефекта ремонт изоляции производится путем вырезки поврежденного участка (пузырь, складки, морщины) и наклейки 3-х слойной заплаты из той же изоляционной ленты, из которой произведено изоляционное покрытие. Заплата должна перекрывать вырезанный участок изоляции по периметру не менее чем на 100 мм.

4.8.13. Во всех случаях, когда имеется опасность нарушения изоляции при засыпке ремонтного котлована или при протаскивании отремонтированного участка трубопровода в сложных условиях, необходимо защищать изоляцию футеровкой.

4.9. Ликвидация последствий аварий

4.9.1. После восстановлении поврежденного участка трубопровода перекачиваемый продукт из ям-накопителей (земляного амбара, обвалования или других емкостей) должен быть закачан в отремонтированный или другой параллельно проложенный трубопровод передвижными насосными агрегатами ПНА-1, ПНА-2 или другими высоконапорными агрегатами, или перевезен в специальных емкостях на ближайшую НПС.

4.9.2. Закачка продукта в трубопровод производится через специально подготовленную обвязку с задвижкой и обратным клапаном. Обвязка должна быть предварительно опрессована на рабочее (проектное) давление трубопровода. После закачки задвижка должна быть демонтирована по специальной технологии. Разрешается оставлять задвижку, но в этом случае она должна быть заглушена, заключена в колодец (или ограждение), у которого должен быть выставлен постоянный предупредительный знак.

4.9.3. Параллельно с откачкой продукта из ям-накопителей производятся работы по уменьшению количества продукта, впитывающегося в почву. Для этого на зеркало продукта, остающегося на поверхности после откачки насосами, наносится сорбент (торф, солома и т.д.) из расчета 0,5 м³ сорбента нa 10 м² нефтяного пятна. После пропитывания сорбента продуктом его собирают, не нарушая верхний слой почвы, и вывозят на специальные пункты, где сорбент готовится к утилизации. Если сорбент не впитал с поверхности почвы весь продукт, операцию повторяют. Для локализации перекачиваемого продукта к ямам-накопителям и дренажным канавам дополнительно сооружают систему приточных канав.

4.9.4. Ликвидация последствий при попадании перекачиваемого продукта в водоемы должна предусматривать очищение воды до предельно допустимых концентраций (ПДК) нефтепродуктов в воде. С этой целью (кроме упомянутых в п. 4.3.5 технических средств) применяют различные адсорбенты (например, перлит) либо устраивают отстойники (на малых водотоках) в виде запруд. Во всех случаях следует согласовать с местными инспектирующими органами способ ликвидации последствий аварии, а по окончании работ - оформить акт о результатах. Одновременно с работой по сбору перекачиваемого продукта на воде необходимо очистить от нее берега водоемов.

4.9.5. Очистка поверхности болота от остатков продукта может быть осуществлена путем его смыва с поверхности болота или выжигания.

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

4.9.5.2. Выжигание остатков разлитого продукта допускается как исключение при невозможности сбора продукта другими способами и производится после оформления разрешения на производство огневых работ, согласования с территориальными органами пожарной охраны и владельцами близрасположенных сооружений и коммуникаций.

4.9.5.3. Для предотвращения распространения продукта вокруг замазученной территории, по мере необходимости, создается противопожарная полоса.

Примечание: при наличии на болоте сухого торфа выжигание продукта допускается только после полного водонасыщения слоя торфа, исключающего возможное его возгорание.

4.9.6. При ликвидации разлива перекачиваемого продукта запрещается:

засыпать ямы-накопители и дренажные канавы с неполностью откачанным продуктом;

снимать загрязненную почву и вывозить ее в отвалы.

4.9.7. После окончания аварийно-восстановительных работ должна быть проведена рекультивация земель, поврежденных в результате аварии согласно РД 39-0147103-365-86 [15].

4.10. Другие работы.

4.10.1. Ряд специальных требований и операций следует выполнить 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, к разрыву или смятию трубопровода. Устранение дефекта на трубопроводе при оползнях не гарантирует того, что авария не повторится, т.к. действие оползня может продолжаться.

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

4.10.4. К срочным работам, выполняемым силами аварийно-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 давления грунта на трубопровод (ширина траншеи со стороны давления грунта должна быть не менее 1 м); труба полностью освобождается от грунта (рис. 29) и под нее укладываются лежки;

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

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

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

изучения напряженного состояния трубопровода в оползне (в том числе определяют допустимую стрелку прогиба по условию прочности труб);

разработки проектной организацией специального проекта и график выполнения работ по закреплению оползня или по переносу трубопровода на новую трассу;

выполнения работ согласно проекту.

Рис. 29. Временная защита трубопровода в оползне

4.10.6. На весь период времени движения оползня (до полного его закрепления)

должны быть приняты меры по предотвращению давления оползающего грунта на трубопровод;

должен осуществляться контроль за состоянием и движением оползня.

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

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

4.10.9. В случае повреждения или разрушения опор надземных участков трубопровода или переходов вследствие селей, обвалов, размывов, сейсмических воздействий, приведших к смещению трубопровода от проектного положения за счет его упругой деформации необходимо срочно установить временные опоры в виде клетей из шпал, бревен и др. подручных материалов, не изменяя положение трубопровода.

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 трубопровод должен быть подвергнут контролю и испытанию на прочность.

4.10.10. При ликвидации аварии в результате размыва и образования участков провисания необходимо восстановить первоначальное положение трубопровода, выполнить укрепительные и противокоррозионные мероприятия.

4.10.11. Аварии трубопровода в горных условиях после сейсмических воздействий ликвидируются с соблюдением вышеизложенных требований настоящей Инструкции. Однако, т.к. в результате землетрясений трубопровод подвергается критическим воздействиям в нескольких местах, перекачку следует возобновить только после обследования и переиспытания данного участка.

4.10.12. Выполнение АВР на магистральных трубопроводах, проложенных в пустынных районах, связано с рядом особенностей:

сложностью доставки на место проведения АВР ремонтной техники, материалов, аварийно-восстановительной бригады;

наличием сложных климатических условий (значительные перепады температур, низкая влажность, ветры, песчаные бури и т.п.);

необходимостью сооружения проездов, мостов в районах хорошо освоенных (наличие арыков, каналов и т.п.);

быстрым растеканием разлитого перекачиваемого продукта по склонам барханов, сложностью его задержания и сбора;

4.10.13. К месту ведения АВР доставка технических средств, материалов, аварийно-восстановительных бригад осуществляется согласно предварительно разработанным маршрутам, с учетом состояния проездов, условий погоды, времени года и суток и т.п. Впереди колонны, по пути ее движения выполняется микропланирование.

4.10.14. В районе аварии устанавливают вешки с указанием глубины заложения трубы, предварительно определив его фактическое высотное положение, а грунт разрабатывают с помощью экскаваторов и бульдозеров.

4.10.15. При наложении на трубопровод изоляционного покрытия и при использовании спецтехники должны быть приняты меры по защите их от пыльных и песчаных бурь.

4.10.16. При производстве АВР в районе поливных земель, имеющих густую сеть оросительных каналов, арыков, канав, загрязнение и разрушение которых даже на короткий срок недопустимо, первостепенное значение необходимо уделить срочному прекращению выхода, локализации к сбору разлитого продукта и максимально возможному сохранению сооружений.

4.10.17. При производстве изоляционных работ на отремонтированном участке трубопровода при ветре для снятия пыли и песка и улучшения прилипаемости битумной мастики поверхность трубы необходимо обработать мягкими щетками или ветошью.

4.10.18. При ликвидации аварии, происшедшей в результате повреждения трубопровода из-за образования участков провисания (нарушения микрорельефа под действием ветров и в процессе эксплуатации трубопровода), необходимо осуществить закрепление сыпучего грунта методами, уменьшающими его сыпучесть и останавливающими движение частиц под воздействием ветра (механическим).

4.10.19. Механическое закрепление песков после ремонта производят вдоль трубопровода в зоне шириной не менее 10 м; оно производится для образования корки в поверхностном слое песков путем обработки его различными способами:

нефте-битумной эмульсией, в результате чего получается пористая корка, обеспечивающая проникновение в песок дождевой влаги и прорастание побегов растений;

различными связующими синтетическими продуктами - отходами нефтяной промышленности (например, инценоалкильной смолой; значительно увеличивающей связность частиц песка и пылеватых грунтов);

распыленным жидким препаратом керозина, получаемого из отходов горносланцевой промышленности (распыление осуществляется специальной машиной).

4.10.20. При восстановлении трубопровода на участках в скальных грунтах необходимо учитывать трудность создания ремонтного котлована (требуется разработать свыше 20 м³ скального грунта) в стесненных условиях непосредственно у трубопровода.

4.10.21. Наиболее целесообразным способом создания ремонтного котлована в скальных грунтах является их разработка с помощью баровых установок (рис. 30).

Рекомендуется соблюдать следующий порядок производства работ:

определить положение трубопровода;

прорезать поперечные щели с одной стороны трубопровода на глубину будущего котлована;

прорезать продольную щель по периметру котлована;

разрушить отрезаемые объемы с помощью гидродомкратов;

переместить установку на другую сторону трубопровода и выполнить аналогичные операции;

выбрать из котлована грунт с помощью экскаватора;

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

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

4.10.23. Остальные операции, восстановительного ремонта трубопроводов в скальных грунтах выполняются обычными способами.

4.10.24. Аварии на переходах трубопроводов через автомобильные и железные дороги ликвидируются, как правило, путем замены дефектного участка новым.

4.10.25. Выполнение АВР на переходах магистральных трубопроводов через автомобильные и железные дороги включает следующие операции:

создание рабочего и приемного котлованов;

Рис. 30. Схема разработки ремонтного котлована в скальных грунтах баровыми установками:

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

вырезка поврежденного участка трубопровода по обе стороны кожуха;

вырезка участка трубопровода в рабочем котловане длиной 2l₂+l_g+10 м для демонтажа поврежденного участка;

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.

l_пер. = 2l₂+l_g

l_{раб.котл.} = 2l₂+l_g+10 м

l₂ = 25 м - для дорог общей сети;

l₂ = 15 м - для промышленных железных дорог;

l₂ = 10 м - автомобильные дороги;

l_{пр.котл.} = 2 м;

l₃ = 40 м - для дорог общей сети;

l₃ = 25 м - для промышленных железных дорог;

4.10.26. Рабочий котлован должен иметь размеры, позволяющие установить в нем все необходимые машины и механизмы, выполнить работы, связанные с вытаскиванием поврежденного трубопровода из кожуха и прокладкой трубопровода внутри кожуха. Длина рабочего котлована определяется в соответствии с рис. 31.

4.10.27. Приемный котлован должен иметь размеры, позволяющие выполнить демонтаж поврежденного участка трубы (вырезку поврежденного трубопровода), сдвиг поврежденного участка трубопровода относительно кожуха в случае заклинивания и монтаж (приварка) новой катушки, герметизация соединения кожуха и трубы.

4.10.28. Длина вырезаемого участка трубопровода в рабочем котловане для обеспечения вытаскивания поврежденного трубопровода из кожуха должна быть равна длине поврежденного участка плюс расстояние для обеспечения работы по вытаскиванию поврежденного трубопровода.

Рис. 31. Схема разработки ремонтных котлованов при переходах через железные и автомобильные дороги

4.10.29. Протаскивание поврежденного трубопровода из кожуха производится тросами. Крюки троса с одной стороны цепляют за приваренные заранее серьги (ушки) к поврежденному трубопроводу или вырезанные в нем «окна», с другой стороны к трактору или к лебедке.

4.10.30. Количество тросов и их характеристики определяются потребным тяговым усилием.

4.10.31. Для облегчения протаскивания поврежденного трубопровода (в случае заклинивания) возможно применение предварительной его сдвижки методом одновременного проворачивания со стороны рабочего и приемного котлована для протаскивания со стороны приемного котлована с одновременной вытяжкой из рабочего котлована.

4.10.32. При необходимости на трубопроводе закрепляют роликовые или др. опорные устройства, облегчающие процесс протаскивания трубопровода в кожух и фиксацию его положения таким образом, чтобы исключался контакт между кожухом и трубопроводом.

4.10.33. После земляных работ полностью восстанавливается начальное состояние придорожных сооружений, а также ландшафт местности, т.к. невосстановленный рельеф может интенсивно деформироваться под влиянием дождей, ветра и др. климатических факторов.

4.10.34. В случае невозможности вытаскивания поврежденного трубопровода из кожуха или значительной сдвижки его вместе с кожухом необходимо произвести ремонт созданием нового перехода.

4.10.35. Ремонт отказавшего участка трубопровода на переходе под автомобильными дорогами возможно осуществить разработкой траншей. При этом организуется временный объезд, который должен полностью заменить участок дороги, выведенный из эксплуатации по согласованию с ГАИ.

4.10.36. Ремонт трубопроводов на переходах через автомобильные дороги возможно осуществлять частичным вскрытием автомобильной дороги и заменой отказавшего трубопровода с разработкой траншей. Все работы по частичному перекрытию дороги необходимо осуществлять по согласованию с ГАИ.

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

5. РАССЛЕДОВАНИЕ И УЧЕТ АВАРИЙ И ПОВРЕЖДЕНИЙ

5.1. Расследованию подлежат аварии линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов, произошедшие в процессе эксплуатации.

Все аварии, произошедшие в процессе испытания на надежность действующих МН и приемо-сдаточных испытаниях, подлежат отдельному учету.

5.2. Для расследования аварий и повреждений объектов МН приказами ПОМН, РУМН, ЛПДС, НПС назначаются постоянно действующие комиссии в составе главного инженера или заместителя начальника (председатель), а также руководителей и специалистов подразделений отделов (служб) эксплуатации (ремонта), техники безопасности, пожарной охраны, бухгалтерии, представителей профсоюзного комитета.

Аварии I-ой категории расследуются комиссиями ПОМН, аварии II-ой категории расследуются комиссиями РУМН, повреждения расследуются комиссиями ЛПДС, НПС.

5.3. В особых случаях для расследования аварий на объектах МН, сопровождаемых пожарами, увечьем или гибелью людей и другими последствиями, назначаются специальные комиссии и расследуются в установленном порядке.

5.4. К работе комиссий по техническому расследованию аварии, повреждения в зависимости от характера, причин и последствий привлекаются представители:

органов государственной пожарной охраны;

органов Госпроматомнадзора;

технической инспекции Совета профсоюзов;

органов Государственного санитарного надзора;

органов Госкомприроды;

органов по использованию и охране водных ресурсов рыбного хозяйства;

заводов-изготовителей труб, арматуры, оборудования, а также специализированной лаборатории, если причиной аварии, повреждения явились металлургические или заводские дефекты;

строительно-монтажных организаций и Государственной инспекции по качеству строительства, если причиной аварии, повреждения явился брак, допущенный при строительстве;

проектных институтов и экспертной организации, если причиной аварии послужили недостатки проекта;

научно-исследовательских организаций нефтегазовой, строительной, металлургической и др. отраслей;

специализированного управления пуско-наладочных работ, если авария связана с браком СМР.

5.5. Объединение магистральных нефтепроводов, проводящее техническое расследование аварии или повреждения, произошедшего из-за некачественного изготовления труб, арматуры, оборудования, нарушения технологии строительно-монтажных работ или проектных решений, а также некачественного проектирования, должно известить об этом соответствующие предприятия (организации) и включить их представителей в состав комиссии по расследованию, уведомив о необходимости прибытия в двухдневный срок, не считая времени, необходимого на проезд.

5.6. Если представители заводов-изготовителей, строительно-монтажных и проектных организаций не прибыли в указанные сроки, комиссия по техническому расследованию аварии выносит решение без их участия.

5.7. Расследование аварий и повреждений должно быть закончено в течение 7 дней после их ликвидации.

5.8. По результатам расследований аварий ПОМН в 10-ти дневный срок с момента их устранения издает приказ или циркулярное письмо с указанием причины аварии, виновных лиц, подлежащих выполнению мероприятий со сроками и ответственными лицами и доводит их до сведения своих подразделений с целью предупреждения подобных аварий. Копии приказов (писем) и мероприятий направляются в вышестоящую организацию.

Порядок расследования аварий, повреждений

5.9. Комиссия по техническому расследованию аварии приступает к работе немедленно по приезду на место.

5.10. До прибытия комиссии все части разрушенного, поврежденного объекта должны быть по возможности сохранены.

5.11. Для расследования аварии, повреждения эксплуатирующая организация должна обеспечить комиссию всеми средствами и нужными для работы сведениями, представить необходимую документацию и материалы, связанные с выяснением обстоятельств, характера и причин аварии, повреждения.

5.12. При определении причин аварии, повреждения комиссией устанавливаются факторы конструктивного, технологического или эксплуатационного характера, вызвавшие аварию, повреждение, для чего выясняются:

соответствие отказавшего, поврежденного объекта проекту, ГОСТу, нормалям, техническим условиям на изготовление;

соответствие выполнения строительно-монтажных работ требованиям СНиП;

соответствий эксплуатационных параметров работ заданным;

наличие и состояние автоматической защиты средств сигнализации предохранительных устройств, правильность действий персонала в сложившейся ситуации.

5.13. В случае аварии трубопроводов по причине разрушения или повреждения труб комиссия обязана установить:

характер разрушения, повреждения (разрыв или трещина по основному металлу, кольцевому, продольному или спиральному сварному стыку с указанием координат по ходу продукта, размеры и форму);

очаг разрушения;

тип излома;

наличие коррозионных разрушений и вид коррозии (сплошная, равномерная, неравномерная, избирательная, местная, пятнами, язвами, точечная, сквозная, нитевидная, подповерхностная), ее размеры;

наличие строительно-монтажных, заводских, металлургических дефектов (несоответствие радиусов на поворотах трасс проекту в вертикальной и горизонтальной плоскостях, смещение кромок, непровар сварных соединений, царапины, вмятины, гофры, расслоение металла, шлаковые включения и др.);

воздействие, влияющее на напряженное состояние и общую устойчивость трубопровода; повышенное давление, температура, изгибы, гидродинамические и циклические нагрузки, нагрев в закрытом объеме, замораживание;

состояние изоляционного покрытия, электрохимической защиты;

возможность застывания высоковязкой нефти в «горячем» нефтепроводе вследствие остановки или снижения производительности;

соответствие проекту и действующим правилам глубины заложения трубопровода, обозначение в натуре и в документации вантузов и других устройств.

5.14. В случае аварии соединительных деталей - переходников, тройников, отводов и др. комиссия устанавливает соответствие конструкции и метода их изготовление требованиям нормалей, температурные воздействия, соблюдение технологии сварочных работ (непревышение разностенности, подварка корня шва и др.).

5.15. По результатам расследования аварии составляется акт специальной формы (приложения 1, 2). Акт расследования повреждения может составляться в сокращенной форме.

5.16. В акте технического расследования аварии трубопровода необходимо зафиксировать длину очага разрушения, вид излома (хрупкий, вязкий, смешанный, усталостный, коррозионно-механическое разрушение), вид концентратора напряжений в очаге разрушения.

5.17. Для подготовки излома к осмотру его очищают с помощью моющих средств и волосяных щеток.

Очистка излома металлическими щетками и острыми предметами, могущими его повредить, не допускается. Не допускается промывка излома растворами различных кислот.

5.18. В тех случаях, когда непосредственно на месте разрушения невозможно установить причину аварии трубопровода и металл трубы передается в лабораторию для исследования, необходимо консервационной смазкой закрыть поверхность излома, не допускать ударов по металлу, сверления технологических отверстий, особенно в зонах очага разрушения.

5.19. Вырезка катушки или образцов из разрушившегося, поврежденного объекта МН оформляется актом произвольной формы.

5.20. Вырезка катушки, выполняемая при техническом расследовании аварии, повреждения, а также как способ ликвидации аварии, повреждения, должна сопровождаться установкой маяков, фиксирующих продольные и поперечные смещения свариваемых концов труб.

Величина смещений, определяемая с достаточной точностью при помощи мерных линеек или прогибометров, должна отражаться в акте технического расследования аварии, повреждения.

5.21. К акту технического расследования прилагаются:

эскизы разрушения и методы его исправления;

ситуационный план с эскизом площади, залитой продуктом;

справка товаро-транспортной службы с расчетом потерь продукта;

картограммы давления на нагнетании и всасывании ближайших нефтеперекачивающих станций отказавшего участка;

сокращенный профиль трассы поврежденного участка с эпюрой давления, технологической схемой и ситуацией;

заключение научно-исследовательского института (лаборатории) об исследовании образцов из дефектных участков (при необходимости);

объяснительные записки и др. материалы (при необходимости).

5.22. Акты технического расследования аварий на объектах МН направляются и хранятся в ПОМН, РУМН, ЛПДС, НПС, на нефтебазе.

Акты технического расследования аварий технологических объектов МН направляются в вышестоящую организацию, Государственную инспекцию по качеству строительства, по требованию в другие инспектирующие организации.

5.23. Копия акта технического расследования аварии, повреждения направляется организации, выполняющей лабораторные исследования физико-химических и электрохимических свойств металла.

5.24. Акт технического расследования аварии, повреждения на объекте МН хранится в течение 5-ти лет.

5.25. На ЛПДС (НПС), в РУМН, ПОМН ведется и постоянно хранится журнал учета аварий и повреждений объектов МН установленной формы (приложение 3).

Права и обязанности членов комиссии

5.26. Каждый член комиссии, участвующий в расследовании аварии или повреждения МН, несет юридическую ответственность за качество расследования и достоверность получаемых при этом результатов.

5.27. Комиссия имеет право привлекать при необходимости к расследованию аварий, повреждений специалистов для выполнения расчетов и консультаций.

5.28. Для уточнения причин аварий, повреждений и получения соответствующего заключения комиссия имеет право потребовать направить образцы отказавшего поврежденного объекта на лабораторные исследования.

5.29. Комиссия по результатам расследований аварий и повреждений обязана дать предложения, направленные на недопущение аналогичных аварий или повреждений.

5.30. Акт технического расследования аварии, повреждения должен быть подписан всеми лицами, участвовавшими в комиссии. Лицо, несогласное с содержанием акта, обязано подписать его с оговоркой о своем несогласии и особом мнении, приложенном к акту.

6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ

6.1. Организация и производство аварийно-восстановительных работ на магистральных нефте- и продуктопроводах должны соответствовать требованиям «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [1], «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [4], «Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [2] и настоящей «Инструкции».

6.2. Перед началом работ по ликвидации аварии весь привлекаемый к ним персонал должен быть дополнительно проинструктирован ответственным производителем по безопасным методам и приемам ведения АВР, а также по правилам поведения во взрыво- и пожароопасной обстановке и других опасных условиях и обстоятельствах данной аварии. Категорически запрещается допускать к работе заболевших и лиц в нетрезвом состоянии.

6.3. Персонал, выполняющий работы по ликвидации аварий и их последствий, должен быть одет в спецодежду и спецобувь согласно «Отраслевым нормам бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты» [16] и «Нормативу-табелю технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефте- и продуктопроводов» [17].

К работам в непосредственном контакте с разлитой нефтью и горючими газами допускаются только работники в соответствующей одежде, в непропускающей перекачиваемый продукт обуви и обеспеченные необходимыми средствами индивидуальной защиты (шланговыми противогазами, защитными очками, предохранительными поясами и т.д.).

6.4. При производстве аварийно-восстановительных работ продолжительностью более 12 часов для работающих должны быть созданы бытовые и санитарные условия в соответствии с действующими нормами. При этом должны быть учтены конкретные условия (наличие гнуса, холод, жара и т.д.).

6.5. Выхлопные трубы от двигателей внутреннего сгорания машин и механизмов должны быть выполнены с соблюдением противопожарных требований и оборудованы глушителями-искрогасителями, полностью исключающими возможность попадания искр от работающего двигателя в атмосферу.

6.6. Все агрегаты и механизмы в рабочей зоне устанавливаются в соответствии с пп. 4.2.5 и 4.2.6 на безопасных расстояниях. Шланги, трубы, кабели и др. инвентарные соединительные элементы и узлы агрегатов должны быть исправными и использоваться только по назначению в соответствии с их техническими характеристиками. Временные линии для закачки продукта в трубопровод должны быть предварительно опрессованы на рабочее давление.

6.7. До начала ремонтных работ необходимо установить наличие и обозначить знаками расположение всех коммуникаций в радиусе работ. Организационный порядок ведения работ и взаимодействие с другими организациями следует выполнять в соответствии с «Положением о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре».

6.8. В слабых грунтах и топких местах должен быть устроен настил из бревен, брусьев, инвентарных щитов или сланей.

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

6.9. Ремонтная площадка должна быть очищена от нефти и замазученности в радиусе 15 м.

6.10. В сложных природно-климатических условиях (экстремальные состояние погоды, пустыня, горные районы) трассы руководитель аварийных работ на период производства АВР должен иметь постоянную связь с селевой и метеорологическими станциями и своевременно оповещать персонал о резких изменениях погоды и надвигающихся стихийных бедствиях (пурга, ураганный ветер, снегопад, сель, гроза и т.п.). Одновременно с этим им должны быть приняты меры по обеспечению безопасности людей (определены заранее безопасные места и укрытия, организована страховка работающих, система сигнализации и т.д.).

6.11. До начала работ по ликвидации аварий на горных участках трубопроводов следует осмотреть зону производства АВР и выполнить при необходимости мероприятия по обеспечению безопасности (удаление нависших камней, деревьев, укрепление оползающих откосов и насыпей, укрепление стен и сводов тоннеля, отвод поверхностных вод и т.п.).

6.12. При работе на склонах крутизной более 35° рабочие должны быть обеспечены съемными металлическими подковами с шипами, надеваемыми на подошвы обуви для уменьшения скольжения.

6.13. Во время работы на откосах высотой более 3 м и крутизной более 45° (а при влажных грунтах крутизной более 30°) рабочие обязаны закрепляться предохранительными поясами за стальной штырь или надежную опору. Штырь заделывается в вертикальный шпур, пробуренный на глубину 0,5 м в скальных грунтах или на 0,7 м в связанных грунтах.

6.14. Разработку грунта в непосредственной близости от действующих подземных коммуникаций следует выполнять в соответствии с п.п. 7.8 и 7.9 «Правил безопасности...» [4], пользоваться ударными инструментами (лопатами, кирками), клиньями и пневматическими инструментами) запрещается.

6.15. При ручной разработке мерзлого грунта клинья должны быть снабжены удерживающими рукоятками. Запрещается держать клинья руками.

6.16. Размеры ремонтного котлована должны обеспечить свободное производство всех видов работ при ликвидации повреждения (центровку труб, сварку неповоротных стыков, противокоррозионную изоляцию). Глубина котлована зависит от глубины заложения трубопровода и должна быть не менее чем на 0,5-0,6 м выше низа трубы. Форма котлована (откоса) должна обеспечивать устойчивость стенок (исключить обвал грунта). С этой целью допускается рытье котлована (траншеи) без откосов и креплений, если глубина его не превышает значений табл. 2. В котловане должно быть предусмотрено не менее двух удобных выходов в противоположных направлениях.

6.17. Работы в котловане по зачистке и уборке продукта должны выполняться с соблюдением требований действующих «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» и «Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ».

6.18. При сильном притоке грунтовых вод стенки ремонтного котлована должны крепиться металлическими или деревянными шпунтами, а при отсутствии их - деревянными сваями.

6.19. Во время нахождения людей в котловане запрещается производить на бровке работы, связанные с перемещением механизмов.

6.20. Если в процессе работы в стендах котлована появятся трещины, грозящие обвалом, то рабочие должны немедленно покинуть его и принять меры против обрушения грунта (укрепление стенок котлована, срезание грунта или увеличение откосов и др.).

6.21. Во время ремонтных работ в котловане должны находиться только те лица, которые заняты выполнением конкретней работы в данное время.

6.22. Перед началом работ в котловане переносным газоанализатором проверяется уровень загазованности воздушной среды. При этом содержание паров нефти и газов не должно превышать предельно допустимой концентрации (ПДК) по санитарным нормам. Значения предельно допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны приведены в приложении 5.

Работа разрешается только после устранения опасных условий. В процессе работы следует периодически контролировать загазованность, а в случае необходимости - обеспечить принудительную вентиляцию.

6.23. Огневые работы должны выполняться в соответствии с «Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [4], «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [11], «Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности» [11] и «Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением» РД 39-0147103-360-89 [9].

6.24. На проведение огневых работ должно быть оформлено письменное разрешение по специальной форме (приложение 4).

6.25. Перед началом огневых работ исполнители должны получить инструктаж по соблюдению мер безопасности при проведении данных работ.

6.26. Глиняные и другие тампоны в трубопроводе должны плотно перекрывать внутреннюю полость, при трамбовке обеспечивать полную герметизацию ремонтируемого участка. Приспособления для трамбовки глины должны быть из материала, не дающего искр при ударах о трубу.

6.27. После набивки в ремонтируемом участке тампонов необходимо провести анализ воздух на содержание горючих газов и паров для определения возможности проведения огневых работ.

Сварочные работы на трубопроводе допускаются при условии, что к месту огневых работ не будут поступать горючие пары и газы. Концентрация горючих паров и газов на ремонтируемом участке между герметизирующими тампонами трубопровода не должна превышать предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию: 5 % величины нижнего предела воспламенения данного пара или газа в воздухе (для нефти в объемных долях 0,07 % или 2,1 мг/л).

6.28. Для предотвращения возгорания резку трубопровода с применением взрывчатых веществ (УКЗ, ШКЗ и др.) можно выполнять после заполнения ремонтного котлована пеновоздушной смесью.

6.29. Если огневые работы продолжаются несколько дней и не исключена возможность внезапной утечки газов и паров, то перед началом и через каждый час во время этих работ необходимо контролировать состояние воздушной среды в ремонтном котловане и ремонтируемом трубопроводе.

Анализ производится после каждого перерыва и в случаях, если у работающих возникают опасения возможности появления газов и паров нефти на рабочем месте.

6.30. При невозможности соблюдения мер безопасности, предусмотренных разрешением, а также в случае появления на рабочем месте газа, паров нефти огневые работы должны быть немедленно прекращены, а работающие выведены из опасной зоны.

При обнаружении опасных концентраций необходимо:

выйти из загазованной зоны;

приостановить все работы, кроме требуемых по соображениям безопасности;

известить непосредственного руководителя работ;

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

принять меры по устранению загазованности.

Работы могут быть возобновлены после устранения причин загазованности и утечки. При этом содержание паров нефти или газа не должно превышать предельно допустимой концентрации по санитарным нормам.

6.31. Рабочее место сварщика должно быть защищено от солнечных лучей, атмосферных осадков или сильного ветра зонтом, навесом и т.п.

6.32. Вырезка «окон» должна производиться специальным табельным приспособлением, допущенным к применению в установленном порядке.

6.33. До вырезки катушки во избежание создания опасной разности потенциалов между концами разрезаемого трубопровода последние шунтируются перемычкой или заземляются.

6.34. При вырезке участка необходимо следить за тем, чтобы перемычка или заземление не нарушались.

6.35. При вырезке «катушки» из трубопровода с применением энергии взрыва следует руководствоваться специальной инструкцией [23, 24] и «Едиными правилами безопасности при взрывных работах» [12].

6.36. При заполнении отремонтированного трубопровода перекачиваемым продуктом давление следует увеличивать постепенно и равномерно с постоянным контролем за показаниями приборов.

6.37. 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 отремонтированного участка.

6.38. При очистке старой изоляции запрещаются химические способы очистки и способы, сопровождающиеся снятием металлической стружки с поверхности трубопровода. При работах необходимо пользоваться защитными очками.

6.39. Работы по изоляции трубопроводов при ликвидации аварий относятся к разряду огнеопасных и требуют соблюдения соответствующих требований «Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [11] и инструкций по хранению и использованию применяемых изоляционных материалов.

6.40. Транспортные средства, землеройные и грузоподъемные механизмы при производстве аварийно-восстановительных работ должны использоваться в строгом соответствии с их назначением, инструкциями по их эксплуатации и «Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [4].

6.41. Постоянный контроль за соблюдением техники безопасности осуществляется инженером (ст. инженером) по охране труда и техники безопасности районного управления или другим лицом, назначенным распоряжением (полевым приказом) начальника районного управления (главного инженера).

6.42. Нарушение правил производства работ, охраны труда, техники безопасности, пожарной безопасности, срывов срока ликвидации аварии влечет за собой персональную ответственность в установленном порядке в зависимости от степени и характера нарушения в соответствии с должностными инструкциями.

Приложение 1

АКТ
технического расследования аварии линейной части магистрального трубопровода

Приложение 2

ПОЯСНЕНИЯ
к заполнению акта технического расследования
аварии линейной части магистрального трубопровода

Информация, которую предполагается получить в графе 2 путем ответов на вопросы графы 1, касается непосредственно объекта аварии (места аварии): его территориальной принадлежности, месторасположения относительно головной и промежуточной перекачивающих станций, основных конструктивных, технико-технологических и других параметров, характеризующих непосредственно или опосредованно отказавший объект и обстоятельства аварии. Поэтому в перечне вопросов графы 1 опущены слова «в месте аварии», как излишние.

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

П.6. Конструктивное исполнение объекта. Указывается способ прокладки: подземный, наземный, надземный, под шоссе, под ж/д, по болоту, а также конструкция труб - цельнотянутые, с продольным швом, со спиральным швом.

П.13. Тип изоляции. Указывается качественный состав (битумная, полимерная и т.п.) и тип изоляции (нормальная, усиленная).

П.14. Защитный потенциал. В числителе указывается величина защитного потенциала трубопровода в месте и на момент аварии, в знаменателе - необходимый для данного участка минимальный защитный потенциал, например, 0,8/0,85.

П.15. Дата приемочных испытаний (или периодических испытаний). Для трубопроводов с длительным сроком эксплуатации, испытываемых периодически указывается дата последнего испытания.

П.16. Величина испытательного давления указывается в соответствии с пунктом 15.

П.21. Температура перекачиваемого продукта. В числителе указывается фактическая температура продукта в месте и в момент аварии, в знаменателе - расчетная температура в тех же условиях.

П.24. Характеристика местности. Указывается характеристика местности: уклон или изменение уклона (для пересеченной местности), равнина, а также характеристика поверхностного слоя: трава, пашня, кустарник, лес, болото и прочее.

П.25. Геологические условия. Указывается тип грунтов, в которых уложен участок подземного трубопровода: песчаный, супесчаный, глинистый, суглинистый, скальный, торфяной, а также их просадность (по коэффициенту просадочности «в»: непросадочные - b < 0,1; просадочные - 0,1 ≤ b ≤ 0,3; сильнопросадочные - b > 0,3).

П.27. Дата, время и способ обнаружения аварии. Указывается год, месяц, число, час (с точностью до минут) обнаружения, а также способ его обнаружения: по показанию приборов, визуально обходчиком, вертолетным патрулем, по дисбалансу перекачки и т.д.

П.35. 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.37. Стадия эксплуатации, на которой произошла авария - пуск в эксплуатацию, в процессе работы, кап. ремонт и т.п.

П.38. Величина продольных и поперечных смещений концов труб. Пункт заполняется в случае ремонта, сопровождаемого вырезкой трубы, катушки. Указывается величина смещений концов труб, определяемая при помощи установки маяков, фиксирующих продольные и поперечные смещения.

П.39. Характер и место дефекта: свищ на теле трубы, группа свищей на теле трубы, свищ в заводском продольном (спиральном) шве, разрыв по кольцевому 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.42. Происхождение аварии: строительно-монтажный дефект, ошибки проектирования, ошибки эксплуатации, коррозия, заводской брак, несовершенство конструкции, гидроудар, механическое повреждение.

П.43. Характер очага разрушения: неметаллические включения, расслоения, поры, шлаковые включения, выходящие на поверхность излома, закаты, непровары, риски, царапины, подрезы, кратеры, свищи, поверхностные дефекты в виде вмятин, раковины, наплывы, перекрытие швов, следы зачистки дефектов, плены, рванины, открывшиеся пузыри, забоины, различного рода и происхождения трещины, различного рода и происхождения коррозионные повреждения; часто излом происходит при взаимном влиянии нескольких очагов разрушения.

П.44. Вид излома: хрупкий, вязкий, смешанный, усталостный, коррозионно-механическое разрушение (коррозионная усталость и коррозионное растрескивание), электрохимическая коррозия.

П.45. Вид аварии: конструкционный, проектный, эксплуатационный.

П.53. Причина аварии: несовершенство либо несоблюдение ТУ, несоблюдение норм проектирования, нарушение правил технической эксплуатации, несоблюдение требований СНиП, низкий уровень качества материалов, стихия, нарушение требований охранной зоны.

Приложение 3

ЖУРНАЛ
учета аварий и повреждений

Приложение 4

РАЗРЕШЕНИЕ НА ПРОВЕДЕНИЕ ОГНЕВЫХ РАБОТ ВО ВЗРЫВООПАСНЫХ И ВЗРЫВОПОЖАРООПАСНЫХ ОБЪЕКТАХ В АВАРИЙНЫХ СЛУЧАЯХ

Приложение 5

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. РД 39-30-114-78. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1979.

2. Правила охраны магистральных трубопроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1985.

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

4. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1989.

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

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

7. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. - М.: Миннефтегазстрой, ВНИИСТ. 1990.

8. ВСН 31-81. Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Миннефтепрома. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981.

9. РД 39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

10. Типовая инструкция о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности. - М. Миннефтепром, 1974.

11. Правила пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства. - М.: Миннефтепром, 1973.

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

13. Инструкция по техническому расследованию и учету аварий, не повлекших за собой несчастных случаев, на подконтрольных Госгортехнадзору СССР предприятиях и объектах. - М.: Недра, 1986.

14. РД 39-Р-015-90. Инструкция по восстановлению несущей способности нефтепроводов Ø 273-820 мм с применением высокопрочных стеклопластиков. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990.

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

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

17. РД 39-025-90. Норматив-табель технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефте- и продуктопроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990.

18. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

19. Каталог технических средств для АВР на магистральных нефтепроводах. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.

20. Каталог технических средств по сбору нефти с поверхности воды. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987.

21. Временная инструкция по приварке тройников для производства экспериментальных работ на магистральных трубопроводах с применением оборудования для перекрытия трубопроводов ОПТ-720. - Уфа-Киев-Львов, 1987.

22. РД 39-30-499-80. Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981.

СОДЕРЖАНИЕ