Замена участков трубы МН выполняется с целью повышения надежности нефтепровода при дальнейшей его эксплуатации и снижения вероятности возникновения аварийной ситуации.
Для исключения разгерметизации оборудования и предупреждения аварийных выбросов нефти проектом предусмотрены следующие технологические решения:
– расчеты трубопровода выполнены в соответствии с СП 36.13330.2012 по предельным состояниям, конструктивная характеристика трубопровода удовлетворяет заданным эксплуатационным требованиям, вновь проектируемый участок трубопровода из принятой проектом трубы при проектных заданных параметрах, отвечает условиям прочности и пластичности;
– защита от внешних механических повреждений в результате увеличения толщины стенки применяемой трубы, по сравнению с расчетной величиной; соответствие подобранной трубы воспринимаемым эксплуатационным нагрузкам подтверждено расчетом;
– труба выбрана с учетом повышения срока службы трубопровода после строительства – 50 лет, надежности нефтепровода при дальнейшей его эксплуатации и снижения вероятности возникновения аварии.
Материал трубопровода, толщина стенки трубы и изоляционного покрытия соответствуют воспринимаемым нагрузкам и отвечают действующим нормативным документам и требованиям.
Соответствие подобранных труб воспринимаемым эксплуатационным нагрузкам и нагрузкам в процессе строительства подтверждено расчетами на прочность и недопустимые значения деформаций трубопровода, выполненным в соответствии с СП 36.13330.2012.
Для проектируемого участка трубопровода трубы приняты электросварные прямошовные трубопровода 1020х12 и 1020х16 мм класса прочности К56 второго уровня качества.
Для проектируемого участка трубопровода (перемычки) трубы приняты электросварные прямошовные 720х10 и 530х10 мм класса прочности К56 второго уровня качества.
Все монтажные сварные соединения заменяемого трубопровода подвергаются неразрушающему контролю в объеме:
– 100% визуально-измерительным методом;
– 200% радиографированием (100% – подрядчиком и 100% Заказчиком в присутствии специалиста строительного контроля);
– 100% ультразвуковым методом.
– 100% внутритрубными инспекционными приборами.
Антикоррозионная изоляция трубопровода принята:
– трубы для МН и кривые искусственного гнутья холодного изготовления – заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие нормального исполнения (АКП тип 3), толщиной не менее 3,0 мм;
– трубы для кожухов – заводское изоляционное трехслойное полиэтиленовое покрытием специального исполнения (тип 4) толщиной не менее 3,5 мм;
– отводы горячего гнутья, тройники – заводское нормального исполнения Пк-40 толщиной не менее 2,5 мм;
– сварные стыки заменяемого участка – манжеты термоусаживающиеся исполнения (Пк-40) 1-го типа (толщиной не менее 2,4 мм, 2,5 мм для DN700, 2,2 мм для DN500).
– сварные стыки кожуха – манжеты термоусаживающиеся исполнения (Пк-40) 4-го типа (толщиной не менее 3,5 мм).
– места стыковки проектируемого и существующего участков – ленточное полимерно-битумное покрытие (конструкция 18) для трубопровода DN 1000 толщиной не менее 3,6 мм;
Заглубление проектируемого нефтепровода принято:
– на переходах временных водных преград – не менее 1,0 м от естественных отметок дна и не менее чем на 1,0 м ниже прогнозируемой минимальной отметки размыва дна или прогнозируемого предельного профиля размыва дна;
– при устройстве постоянного переезда – не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верх-ней образующей трубопровода или балластирующего устройства, а выемках и на нулевых отметках – не менее 0,4 м от дна кювета, лотка или дренажа;
– на остальных участках – не менее 1,0 м до верха трубы или балластирующей конструкции.
Для обеспечения устойчивости трубопровода против всплытия проектом предусмотрена балластировка:
– на участках протаскивания – балластировка чугунными утяжелителями охватывающего типа ЧБУ;
– на пойме в пределах 1%-го ГВВ – балластировка железобетонными утяжелителями охватывающего типа БУОТ;
– на остальных обводненных участках с высоким уровнем грунтовых вод – балластировка полимерно-контейнерными утяжелителями ПКБУ.
Защита изоляции проектируемого трубопровода обеспечивается:
– в местах установки утяжелителей ЧБУ – деревянной рейкой.
– в местах установки утяжелителей БУОТ – матами футеровочными.
– в местах установки утяжелителей ПКБУ – защитными ковриками из одного слоя плотного нетканого синтетического материала;
Электрохимическая защита от коррозии (ЭХЗ) заменяемого участка нефтепровода осуществляется методом катодной поляризации от существующих станций катодной защиты СКЗ 809 км и 818 км.
Удельное электрическое сопротивление выделенных грунтов по данным полевых исследований находится в пределах от 46 до 109 Ом*м. Блуждающие токи отсутствуют.
На данном участке трассы отмечено пересечение с ВЛ 110 кВ. Согласно расчетам вредного влияния ВЛ на коррозию нефтепровода на участке пересечения с ВЛ 110 кВ Uтз мах < Uкр.ср, следовательно, вредное влияния на нефтепровод не оказывается.
Охранная зона МН обозначается специальными опознавательными знаками “Охранная зона” на стойках без козырьков, которые устанавливаются в пределах прямой видимости, но не реже, чем через 500 м, а также на углах поворота. Стойка щита-указателя должна располагаться на расстоянии от 1 до 2 м влево от оси МН по направлению движения продукта. Повороты МН, выполненные естественным изгибом трубы и имеющие большой радиус поворота, закрепляются не менее чем тремя знаками, располагаемыми по одному – в начале, в середине и в конце поворота.
Места пересечения МН с водными преградами обозначаются П-образными знаками с двухсторонним щитом “Охранная зона”.
В местах пересечения МН с полевыми дорогами автодорогами с двух сторон автодороги устанавливается щит-указатель “Внимание нефтепровод! Проезд здесь!” в обе стороны от оси МН.
Материал трубопровода, толщина стенки трубы и изоляционного покрытия соответствуют воспринимаемым нагрузкам и отвечают действующим нормативным документам и требованиям.
Соответствие подобранных труб воспринимаемым эксплуатационным нагрузкам и нагрузкам в процессе строительства подтверждено расчетами на прочность и недопустимые значения деформаций трубопровода, выполненным в соответствии с СП 36.13330.2012.
Готовность трубопровода к восприятию эксплуатационных нагрузок проверяется гидравлическими испытаниями.
Подрядчик разрабатывает проект производства работ (ППР) и специальную инструкцию о порядке проведения очистки внутренней полости, профилеметрии, гидравлических испытаний трубопровода и его опорожнения от воды, согласовывает ее с проектировщиком, с техническими службами заказчика и с технадзором.
На период испытаний необходимо обеспечить бесперебойную связь, установить охранную зону, организовать посты наблюдения.
Безопасность проектируемого сооружения в процессе эксплуатации обеспечивается по-средством технического обслуживания, периодических осмотров и контрольных проверок и мониторинга состояния основания, строительных конструкций и систем инженерно-технического обеспечения, а также посредством текущих ремонтов сооружения.
Проведение работ по реконструкции магистрального нефтепровода по настоящему проекту не влечет за собой необходимость внесения изменения в существующий порядок технического обслуживания, периодических осмотров и контрольных проверок, и мониторинга состояния основания, строительных конструкций и систем инженерно-технического обеспечения.
Техническое обслуживание, периодический осмотр и контрольные проверки, в том числе с использованием инструментальных средств (средств внутритрубной очистки и диагностики), выполняются по существующему плану-графику. Обследование и мониторинг технического состояния зданий и сооружений выполняется в соответствии с ГОСТ 31937-2011, а также положениями ст. 15 и 36 Федерального закона от 30 декабря 2009 г. № 384-ФЗ.
Средства внутритрубной очистки и диагностики позволяют выявлять и привязывать на местности дефекты магистрального нефтепровода. Сопоставлением данных проведенных диагностик специалисты оценивают техническое состояние нефтепровода, выявляют недопустимые дефекты, а также имеют возможность прогнозировать развитие дефектов, аварийные ситуации.
МН оборудован средствами автоматизации и телемеханизации, которые обеспечивают: