Мероприятия, направленные на уменьшение риска возникновения чрезвычайных ситуаций
Решения по исключению разгерметизации оборудования и предупреждению аварийных выбросов опасных веществ
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.
Выбор труб, материалов и изделий для проектируемого участка нефтепровода выполнен в соответствии с требованиями п.17 СП 36.13330.2012 и с РД-23.040.00-КТН-084-18.
Трубы электросварные прямошовные для проектируемого участка трубопровода 1020х12 мм класса прочности К56 второго уровня качества.
Трубы электросварные прямошовные для кожуха 1220х16 мм класса прочности К52 первого уровня качества.
Все монтажные сварные соединения заменяемого участка трубопровода DN 1000 подвергаются неразрушающему контролю в объеме:
– 100% визуально-измерительным методом;
– 100% радиографированием;
– 100% ультразвуковым методом.
– 100% внутритрубными инспекционными приборами.
Сварные соединения защитного футляра DN 1200 подвергаются неразрушающему контролю в объеме:
– 100% визуально-измерительным методом;
– 100% ультразвуковым методом.
Антикоррозионная изоляция трубопровода принята:
– трубы для МН, для отводов холодного гнутья и для кожуха – заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие нормального морозостойкого исполнения (3-го типа), толщиной не менее 3,0 мм;
– отводы индукционного нагрева 5DN – заводское антикоррозионное покрытие морозостойкого исполнения (Пк-40) толщиной не менее 2,0 мм;
– сварные стыки заменяемого участка нефтепровода, кожуха – манжеты термоусаживающиеся нормального исполнения (Пк-40) 1-го типа (толщиной не менее 2,4 мм).
В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 принятый проектом тип изоляционного покрытия соответствует покрытию усиленного типа (конструкция №1).
Заглубление проектируемого нефтепровода.
Величина заглубления укладываемого участка нефтепровода составляет:
а) на переходе через автодорогу заглубление:
– не менее 1,4 м от верха покрытия автодороги до верхней образующей защитного футляра;
– в выемках и на нулевых отметках – не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа;
– не менее 1,0 м от подошвы дороги или естественных отметок земли прилегающих участков дороги до верхней образующей защитного футляра;
б) на остальных участках замены МН нормативная глубина заложения трубопровода составляет не менее 1,0 м до верхней образующей трубопровода или балластирующего устройства.
Для обеспечения устойчивости трубопровода против всплытия на участках с высоким уровнем грунтовых вод проектом предусмотрена балластировка основного трубопровода DN 1000 балластирующими пригрузами типа ПКБУ-1020, балластировка укладываемого открытым способом. Для защитного футляра DN 1200 – балластирующими пригрузами типа ПКБУ-1220.
Защита изоляции проектируемого нефтепровода обеспечивается защитными ковриками из НСМ толщиной 3,5 мм.
Электрохимическая защита от коррозии (ЭХЗ) заменяемого участка нефтепровода осуществляется методом катодной поляризации от существующей станции катодной защиты СКЗ. Электрохимическая защитаобеспечивает в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении.
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 располагается 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.