[ «И. А. Томарева КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ Учебное пособие Волгоград. ВолгГАСУ. 2014 © Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего ...»
Для того чтобы защитное покрытие эффективно выполняло свои функции, оно должно удовлетворять целому ряду требований, основными из которых являются: низкая влагокислородопроницаемость, высокие механические характеристики, высокая и стабильная во времени адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию, хорошие диэлектрические характеристики, устойчивость покрытия к ультрафиолету и тепловому старению.
Изоляционные покрытия должны выполнять свои функции в широком интервале температур строительства и эксплуатации трубопроводов, обеспечивая их защиту от коррозии на максимально возможный срок их эксплуатации.
История применения защитных покрытий трубопроводов насчитывает более 100 лет, однако до сих пор не все вопросы в этой области благополучно решены. С одной стороны, постоянно повышается качество защитных покрытий трубопроводов, практически каждые 10 лет появляются новые изоляционные материалы, новые технологии и оборудование для нанесения покрытий на трубы в заводских и трассовых условиях. С другой стороны, становятся все более жесткими условия строительства и эксплуатации трубопроводов (строительство трубопроводов в условиях Крайнего Севера, в Западной Сибири, освоение морских месторождений нефти и газа, глубоководная прокладка, строительство участков трубопроводов методами наклонно направленного бурения, микротоннелирования, эксплуатация трубопроводов при температурах до 100 °С и выше, и др.).
Рассмотрим основные типы современных антикоррозионных покрытий трубопроводов заводского и трассового нанесения, их преимущества, недостатки, область применения.
5.2.1. Антикоррозионные покрытия трубопроводов трассового нанесения Для изоляции трубопроводов в трассовых условиях в настоящее время наиболее широко применяют три типа защитных покрытий:
1) битумно-мастичные покрытия;
2) полимерные ленточные покрытия;
3) комбинированные мастично-ленточные покрытия (покрытия типа «Пластобит»).
Битумно-мастичные покрытия. На протяжении многих десятилетий битумно-мастичное покрытие являлось основным типом наружного защитного покрытия отечественных трубопроводов. К преимуществам этого типа покрытий следует отнести их дешевизну, большой опыт применения, достаточно простую технологию нанесения в заводских и трассовых условиях. Битумные покрытия проницаемы для токов электрозащиты, хорошо работают совместно со средствами электрохимической защиты. В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164—98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» конструкция битумно-мастичного покрытия состоит из слоя битумной или битумно-полимерной грунтовки (раствор битума в бензине), двух или трех слоев битумной мастики, между которыми находится армирующий материал (стеклохолст или стеклосетка), и наружного слоя из защитной обертки. В качестве защитной обертки ранее использовались оберточные материалы на битумно-каучуковой основе «бризол», «гидроизол» и др. или крафт-бумаги. В настоящее время применяют преимущественно полимерные защитные покрытия толщиной не менее 0,5 мм, грунтовку битумную или битумнополимерную, слой мастики битумной или битумно-полимерной, слой армирующего материала (стеклохолст или стеклосетка), второй слой изоляционной мастики, второй слой армирующего материала, наружный слой защитной полимерной обертки. Общая толщина битумно-мастичного покрытия усиленного типа составляет не менее 6,0 мм, а для покрытия трассового нанесения нормального типа — не менее 4,0 мм.
В качестве изоляционных мастик для нанесения битумномастичных покрытий применяются: битумно-резиновые мастики, битумно-полимерные мастики (с добавками полиэтилена, атактического полипропилена), битумные мастики с добавками термоэластопластов, мастики на основе асфальтосмолистых соединений «асмол». В последние годы появился целый ряд битумных мастик нового поколения, обладающих повышенными показателями свойств.
Основными недостатками битумно-мастичных покрытий являются: узкий температурный диапазон применения (от –10 до +40 °С), недостаточно высокая ударная прочность и стойкость к продавливанию, повышенная влагонасыщаемость и низкая биостойкость покрытий. Срок службы битумных покрытий ограничен и, как правило, не превышает 10…15 лет. Рекомендуемая область применения битумно-мастичных покрытий — защита от коррозии трубопроводов малых и средних диаметров, работающих при нормальных температурах эксплуатации. В соответствии с требованиями ГОСТа Р 51164—98 применение битумных покрытий ограничивается диаметрами трубопроводов не более 820 мм и температурой эксплуатации не выше 40 °С.
Полимерные ленточные покрытия. Полимерные ленточные покрытия за рубежом стали применяться в начале 60-х гг. прошлого века. В нашей стране пик применения полимерных ленточных покрытий пришелся на 70—80 гг. XX в., на период строительства целой сети протяженных магистральных газопроводов. К настоящему времени на долю полимерных ленточных покрытий на российских газопроводах приходится до 60…65 % от их общей протяженности.
Конструкция полимерного ленточного покрытия трассового нанесения в соответствии с ГОСТ Р 51164—98 состоит из слоя адгезионной грунтовки, слоя полимерной изоляционной ленты толщиной не менее 0,6 мм и слоя защитной полимерной обертки толщиной не менее 0,6 мм. Общая толщина покрытия — не менее 1,2 мм.
При заводской изоляции труб количество слоев изоляционной ленты и обертки увеличивается. При этом общая толщина покрытия должна составлять не менее:
1,2 мм — для труб диаметром до 273 мм;
1,8 мм — для труб диаметром до 530 мм;
2,4 мм — для труб диаметром до 820 мм включительно.
Начиная с 1 июля 1999 г., после введения в действие ГОСТ Р 51164—98 применение липких полимерных лент при трассовой изоляции газопроводов ограничено диаметрами труб не выше 820 мм и температурой эксплуатации не выше 40 °С. Для нефте- и нефтепродуктопроводов допускается применять ленточные покрытия трассового нанесения при изоляции труб диаметром до 1420 мм, но при этом общая толщина покрытия должна составлять не менее 1,8 мм (наносятся два слоя полимерной ленты и один слой защитной обертки).
В системе полимерного ленточного покрытия функции изоляционной ленты и защитной обертки различаются. Изоляционная лента обеспечивает адгезию покрытия к стали (не менее 2 кг/см ширины), стойкость к катодному отслаиванию, выполняет функции защитного барьера, препятствующего проникновению к поверхности труб воды, почвенного электролита, кислорода, т. е.
коррозионноактивных агентов. Защитная обертка служит, в основном, для повышения механической, ударной прочности покрытия.
Она предохраняет ленточное покрытие от повреждений при укладке трубопровода в траншею и засыпке его грунтом, а также при усадке грунта и технологических подвижках трубопровода.
Полимерные ленты, защитные обертки поставляются комплектно с адгезионной грунтовкой (праймером) заводского изготовления.
Для наружной изоляции трубопроводов в настоящее время применяются в основном отечественные изоляционные материалы производства ОАО «Трубоизоляция», (г. Новокуйбышевск, Самарская область): адгезионные грунтовки П-001, НК-50, полимерные ленты НК ПЭЛ-45, НКПЭЛ-63, «Полилен», ЛДП, защитная обертка «Полилен О». Основными зарубежными поставщиками изоляционных материалов для нанесения полимерного ленточного покрытия являются фирмы: Polyken Pipeline Coating Systems (США), Altene (Италия), Nitto Denko Corporation, Furukawa Electric (Япония).
К преимуществам ленточных покрытий следует отнести: высокую технологичность их нанесения на трубы в заводских и трассовых условиях, хорошие диэлектрические характеристики, низкую влагокислородопроницаемость и достаточно широкий температурный диапазон применения.
Основными недостатками полимерных ленточных покрытий являются: низкая устойчивость к сдвигу под воздействием осадки грунта, недостаточно высокая ударная прочность покрытий, экранировка элетрохимической защиты (ЭХЗ), низкая биостойкость адгезионного подслоя покрытия.
Опыт эксплуатации отечественных газонефтепроводов показал, что срок службы полимерных ленточных покрытий на трубопроводах диаметром 1020 мм и выше составляет от 7 до 15 лет, что в 2…4 раза меньше нормативного срока амортизации магистральных трубопроводов (не менее 33 лет). В настоящее время в ОАО «Газпром» проводятся масштабные работы по ремонту и переизоляции трубопроводов с наружными полимерными ленточными покрытиями после 20…30 лет их эксплуатации.
Комбинированные мастично-ленточные покрытия. У российских нефтяников большой популярностью пользуется комбинированное мастично-ленточное покрытие «Пластобит». Конструктивно покрытие состоит из слоя адгезионного праймера, слоя изоляционной мастики на основе битума или асфальтосмолистых соединений, слоя изоляционной полимерной ленты толщиной не менее 0,4 мм и слоя полимерной защитной обертки толщиной не менее 0,5 мм. Общая толщина комбинированного мастичноленточного покрытия составляет не менее 4,0 мм.
При нанесении изоляционной битумной мастики в зимнее время ее, как правило, пластифицируют, вводят добавки специальных масел, которые предотвращают охрупчивание мастики при отрицательных температурах окружающей среды. Битумная мастика, наносимая по праймеру, обеспечивает адгезию покрытия к стали и является основным изоляционным слоем покрытия. Полимерная лента и защитная обертка повышают механические характеристики и ударную прочность покрытия, обеспечивают равномерное распределение изоляционного мастичного слоя по периметру и длине трубопровода.
Практическое применение комбинированных покрытий «Пластобит» подтвердило их достаточно высокие защитные и эксплуатационные характеристики. Данный тип покрытия в настоящее время наиболее часто применяют при проведении работ по ремонту и переизоляции действующих нефтепроводов, имеющих битумные покрытия. При этом в конструкции битумно-ленточного покрытия применяют преимущественно полиэтиленовые термоусаживающиеся ленты, обладающие повышенной теплостойкостью и высокими механическими характеристиками, а в качестве изоляционных мастик используют специальные модифицированные битумные мастики нового поколения.
Основные недостатки комбинированного мастично-ленточного покрытия те же, что и у битумно-мастичных покрытий — недостаточно широкий температурный диапазон применения (от –10 до +40 °С) и недостаточно высокие физико-механические показатели свойств (ударная прочность, стойкость к продавливанию и др.).
Технология нанесения покрытий Нанесение защитных битумно-мастичных и полимерных ленточных покрытий в трассовых условиях осуществляется после сварки труб и контроля сварных стыков. Для нанесения покрытий используются передвижные механизированные колонны, включающие: трубоукладчики и навесное технологическое оборудование (очистные и изоляционные машины, комбайны и т. д.), перемещающееся по сваренному в нитку трубопроводу и выполняющее операции по щеточной очистке, праймированию поверхности труб и нанесению на них защитного покрытия. При выполнении работ в зимнее время в состав оборудования дополнительно вводится передвижная печь для нагрева и сушки труб.
При нанесении битумных покрытий в составе механизированных колонн используются также плавильно-заливочные котлы и специальные изоляционные машины. Предварительно производится очистка труб от грязи, ржавчины, рыхлой окалины. Для очистки поверхности труб применяются скребки, механические щетки и иглофрезы. Праймирование труб осуществляется посредством полива на поверхность труб дозированного количества адгезионного праймера с последующим его растиранием брезентовым полотенцем. На праймированные трубы с использованием изоляционной машины наносится слой горячей битумной мастики, после чего осуществляется нанесение на трубы армирующего материала (стеклохолст), второго слоя битумной мастики и слоя наружной защитной обертки. Ленточные покрытия наносятся на поверхность трубопроводов посредством спиральной намотки на праймированные трубы слоя изоляционной ленты и слоя защитной обертки с заданным усилием натяжения и величиной нахлеста.
Практический опыт показал, что, несмотря на достаточно высокую степень механизации изоляционных работ в трассовых условиях, данный способ изоляции не обеспечивает качественного нанесения на трубы защитных покрытий. Это обусловлено влиянием погодных условий, отсутствием средств и методов пооперационного технологического контроля, а также недостаточно высокими механическими и защитными свойствами битумных и ленточных покрытий.
Перенос процесса наружной изоляции труб из трассовых условий в заводские или базовые условия позволил не только ускорить темпы строительства трубопроводов, но и в значительной степени повысить качество и надежность их противокоррозионной защиты.
При заводской изоляции труб на качество работ не влияют погодные условия, проводится последовательный пооперационный технологический контроль. Кроме того, при изоляции труб в заводских условиях появляется возможность использовать современные изоляционные материалы и технологии их нанесения, которые невозможно реализовать при трассовой изоляции трубопроводов.
5.2.2. Антикоррозийные покрытия трубопроводов заводского нанесения Для наружной изоляции трубопроводов наиболее часто применяются следующие типы заводских покрытий:
а) эпоксидное покрытие;
б) полиэтиленовое покрытие;
в) полипропиленовое покрытие;
г) комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие.
Данные типы покрытий отвечают современным техническим требованиям и обеспечивают долговременную, эффективную защиту трубопроводов от почвенной коррозии.
В разных странах отдается предпочтение различным типам заводских покрытий. В США, Англии, Канаде наиболее популярны эпоксидные покрытия труб, в Европе, Японии и России предпочтение отдается заводским покрытиям на основе экструдированного полиэтилена. Для изоляции морских трубопроводов и «горячих» (80…110 °С) участков трубопроводов применяются, как правило, полипропиленовые покрытия. Комбинированные ленточно-полиэтиленовые покрытия используются, в основном, для изоляции труб малых и средних диаметров с температурой эксплуатации до 40 °С.
Полиэтиленовое покрытие. Впервые однослойные полиэтиленовые покрытия труб на основе порошкового полиэтилена стали применяться в конце 50-х — начале 60-х гг. прошлого века. Технология нанесения однослойного полиэтиленового покрытия аналогична технологии нанесения покрытий из порошковых эпоксидных красок. Из-за низкой водостойкости адгезии и стойкости к катодному отслаиванию однослойные полиэтиленовые покрытия не получили достаточно широкого применения. Им на смену пришли двухслойные покрытия с «мягким» адгезионным подслоем. В конструкции такого покрытия в качестве адгезионного слоя применялись изоляционные битумно-каучуковые мастики («мягкие» адгезивы) толщиной 150…300 мкм, наносимые по слою праймера, а в качестве наружного ударопрочного слоя использовался экструдированный полиэтилен толщиной не менее 2,0…3,0 мм.
После того как фирмой BASF (Германия) был разработан сополимер этилена и эфира акриловой кислоты Lucalen, который впервые был опробован в конструкции заводского полиэтиленового покрытия труб в качестве термоплавкого полимерного клеевого подслоя, в практику строительства трубопроводов было внедрено двухслойное полиэтиленовое покрытие с жестким адгезионным подслоем. Позднее был разработан еще целый ряд термоплавких клеевых композиций на основе сополимеров этилена и винилацетата, этилена и акрилата. Двухслойные полиэтиленовые покрытия получили очень широкое применение и на долгие годы стали основными заводскими покрытиями труб.
Конструктивно двухслойное полиэтиленовое покрытие состоит из адгезионного подслоя на основе термоплавкой полимерной композиции толщиной 250…400 мкм и наружного полиэтиленового слоя толщиной от 1,6 мм до 3,0 мм. В зависимости от диаметров труб общая толщина покрытия составляет не менее 2,0 (для труб диаметром до 273 мм включительно) и не менее 3,0 мм (для труб диаметром 1020 мм и выше).
Для нанесения двухслойных полиэтиленовых покрытий применяются как отечественные, так и импортные изоляционные материалы (термоплавкие композиции на основе сополимеров — для нанесения адгезионного слоя и композиции термосветостабилизированного полиэтилена — для нанесения наружного слоя). С целью повышения устойчивости двухслойных полиэтиленовых покрытий к воздействию воды и катодному отслаиванию при повышенных температурах проводится обработка поверхности очищенных труб (пассивация) раствором хромата. При правильном подборе изоляционных материалов двухслойное полиэтиленовое покрытие обладает достаточно высокими показателями свойств и отвечает техническим требованиям, предъявляемым к заводским покрытиям труб.
Оно способно обеспечить защиту трубопроводов от коррозии на срок до 30 лет и выше.
Еще более эффективным наружным антикоррозионным покрытием является заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие труб, конструкция которого отличается от двухслойного наличием еще одного слоя — эпоксидного праймера. Эпоксидный слой обеспечивает повышенную адгезию покрытия к стали, водостойкость адгезии и стойкость покрытия к катодному отслаиванию. Полимерный адгезионный подслой является вторым промежуточным слоем в конструкции трехслойного покрытия. Его функции состоят в обеспечении сцепления (адгезии) между полиэтиленовым наружным слоем и внутренним эпоксидным слоем. Наружная полиэтиленовая оболочка имеет низкую влагокислородопроницаемость, выполняет функции диффузионного барьера и обеспечивает покрытию высокую механическую и ударную прочность. Сочетание всех трех слоев покрытия делает такое полиэтиленовое покрытие одним из наиболее эффективных наружных защитных покрытий трубопроводов.
Трехслойное покрытие было разработано в Германии и внедрено в практику строительства трубопроводов в начале 80-х гг. прошлого века. На сегодняшний день это покрытие является самым популярным и широко применяемым типом заводского покрытия труб.
В России технология заводской трехслойной полиэтиленовой изоляции труб впервые была внедрена в 1999 г. на ОАО «Волжский трубный завод». В 2000 г. были введены в эксплуатацию производства по трехслойной изоляции труб на ОАО «Челябинский трубопрокатный завод», ОАО «Выксунский металлургический завод», ГУП «Московский опытно-экспериментальный трубозаготовительный комбинат». К настоящему времени технология нанесения трехслойного полиэтиленового покрытия освоена также на предприятиях ЗАО «НЕГАС» (г. Пенза), ООО «Предприятие Трубопласт» (г. Екатеринбург), КЗИТ ООО «Завод изоляции труб»
(г. Копейск Челябинской обл.), ООО «Усть-Лабинскгазстрой».
Трехслойное полиэтиленовое покрытие отвечает самым современным техническим требованиям и способно обеспечить эффективную защиту трубопроводов от коррозии на продолжительный период их эксплуатации (до 40…50 лет и более).
Для нанесения трехслойного полиэтиленового покрытия используют специально подобранные системы изоляционных материалов:
порошковые эпоксидные краски, адгезионные полимерные композиции, композиции термосветостабилизированного полиэтилена низкой, высокой и средней плотности. В настоящее время при нанесении трехслойных полиэтиленовых покрытий на российских предприятиях применяются исключительно импортные изоляционные материалы: порошковые эпоксидные краски поставки фирм 3M (США), BASF Coatings (Германия), BS Coatings (Франция), DuPont (Канада); композиции адгезива и полиэтилена поставки фирм Borealis, Basell Polyolefins (Германия), Atofina (Франция) и др.
В ЗАО «АНКОРТ» проводятся работы по подбору, комплексным испытаниям и внедрению отечественных изоляционных материалов для трехслойных полиэтиленовых покрытий труб.
Полипропиленовое покрытие. В Европе заводские покрытия труб на основе экструдированного полипропилена занимают 7…10 % от объема производства труб с заводским полиэтиленовым покрытием.
Полипропиленовое покрытие обладает повышенной теплостойкостью, высокой механической и ударной прочностью, стойкостью к продавливанию и абразивному износу.
Основная область применения полипропиленовых покрытий — противокоррозионная защита горячих (до 110…140 °С) участков трубопроводов, защита от коррозии морских, шельфовых трубопроводов, подводных переходов, участков трубопроводов, строящихся методами закрытой прокладки (проколы под дорогами, прокладка труб методом наклонно направленного бурения и т. д.).
Конструкция заводского полипропиленового покрытия аналогична конструкции заводского трехслойного полиэтиленового покрытия труб. Для нанесения покрытия используются порошковые эпоксидные краски, термоплавкие полимерные композиции и термосветостабилизированные композиции полипропилена. Из-за высокой ударной прочности полипропиленового покрытия его толщина может быть на 20…25 % меньше толщины полиэтиленового покрытия труб (от 1,8 мм до 2,5 мм).
Полипропиленовые покрытия имеют, как правило, белый цвет, что обусловлено использованием в качестве основного светостабилизатора добавки двуокиси титана.
К недостаткам полипропиленовых покрытий следует отнести их пониженную морозостойкость. Стандартное полипропиленовое покрытие рекомендуется применять при температурах строительства трубопроводов до –10 °С, а температура окружающей среды при хранении изолированных труб не должна быть ниже –20 °С.
Специально разработанное морозостойкое полипропиленовое покрытие может применяться при температурах строительства трубопроводов до –30 °С и температурах хранения изолированных труб до –40 °С.
Для нанесения заводских полипропиленовых покрытий используются порошковые эпоксидные краски фирм 3M (США), BASF Coatings (Германия), композиции адгезива и полипропилена поставки фирм Borealis, Basell Polyolefins. Технология заводской изоляции труб с двухслойным и трехслойным полипропиленовыми покрытиями освоена на ГУП «Московский опытно-экспериментальный трубозаготовительный комбинат» и ОАО «Выксунский металлургический завод». В 2004 г. внедрены технологии нанесения заводского полипропиленового покрытия на оборудовании ОАО «Челябинский трубопрокатный завод» и ОАО «Волжский трубный завод».
Комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие. Для противокоррозионной защиты трубопроводов малых и средних диаметров (до 530 мм) в последние годы довольно широко и успешно используется комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие. Комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие наносится на трубы в заводских или базовых условиях. Конструктивно покрытие состоит из слоя адгезионной грунтовки (расход грунтовки — 80…100 г/м2), слоя дублированной полиэтиленовой ленты (толщина 0,45…0,63 мм) и наружного слоя на основе экструдированного полиэтилена (толщина от 1,5 мм до 2,5 мм). Общая толщина комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия составляет 2,2…3,0 мм.
В конструкции комбинированного покрытия полиэтиленовая лента, нанесенная по адгезионной грунтовке, выполняет основные изоляционные функции, а наружный полиэтиленовый слой защищает ленточное покрытие от механических повреждений при транспортировке, погрузке и разгрузке изолированных труб, а также при проведении строительно-монтажных работ.
В качестве изоляционных материалов для нанесения комбинированного покрытия могут использоваться адгезионные грунтовки и дублированные полиэтиленовые ленты поставки фирм Polyken Pipeline Coating Systems (США), Altene (Италия), Nitto Denko Corporation (Япония) или аналогичные отечественные материалы:
грунтовки НК-50, П-001, изоляционные ленты НК-ПЭЛ 45, НКПЭЛ 63, «Полилен» производства ОАО «Трубоизоляция» (г. Новокуйбышевск Самарской обл.).
По показателям свойств комбинированное ленточнополиэтиленовое покрытие уступает заводским двухслойным и трехслойным полиэтиленовым покрытиям труб, но в то же время в значительной степени превосходит битумно-мастичные и полимерные ленточные покрытия трубопроводов. Покрытие внесено в российский стандарт ГОСТ Р 51164—98. В настоящее время комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие применяется преимущественно для наружной изоляции труб нефтегазопромыслового сортамента, а также при строительстве межпоселковых газопроводов низкого давления.
Технология нанесения покрытий Нанесение наружных защитных покрытий на трубы в заводских условиях осуществляется с использованием оборудования поточных механизированных линий. В состав поточных линий изоляции труб входят: роликовые транспортные конвейеры, перекладчики труб, узлы очистки (дробеметная или дробеструйная установки), печи технологического нагрева труб (индукционные или газовые), узел напыления порошковой эпоксидной краски, экструдеры для нанесения адгезионного подслоя и наружного слоя покрытия, прикатывающие устройства, камеры водяного охлаждения изолированных труб, оборудование для контроля качества покрытия.
Состав оборудования поточных линий изоляции труб зависит от типа заводского покрытия и диаметров изолируемых труб.
При нанесении наружных эпоксидных покрытий трубы, прошедшие абразивную очистку, нагреваются в проходной печи до температуры 200…240 °С, после чего на них в специальной камере в электростатическом поле производится напыление порошковой эпоксидной краски. При контакте с горячей поверхностью труб происходит оплавление и отверждение эпоксидной краски, формирование защитного покрытия.
Двухслойное и трехслойное полиэтиленовые покрытия могут наноситься на трубы двумя методами: методом кольцевой экструзии или методом боковой плоскощелевой экструзии расплавов композиций адгезива и полиэтилена. Для труб малых и средних диаметров более предпочтительным способом нанесения покрытий является метод кольцевой экструзии. При этом способе изоляции на предварительно очищенные и нагретые до заданной температуры (180…220 °С) трубы, поступающие по линии изоляции без вращения, через двойную кольцевую головку экструдера последовательно наносятся: расплав термоплавкой полимерной композиции (адгезионный подслой) и расплав полиэтилена (наружный защитный слой). Между кольцевой головкой экструдера и изолируемыми трубами создается пониженное давление (вакуумирование), в результате чего двухслойное покрытие плотно облегает поверхность изолируемых труб по всей их длине и периметру. При нанесении полиэтиленового покрытия по данной технологии обеспечивается наиболее высокая производительность процесса изоляции труб, которая может достигать 15…20 пог. м/мин.
При использовании метода боковой плоскощелевой экструзии двухслойное полиэтиленовое покрытие наносится на вращающиеся и поступательно перемещающиеся по линии трубы из двух экструдеров (экструдер по нанесению адгезива и экструдер по нанесению полиэтилена), оснащенных плоскощелевыми экструзионными головками. При этом расплавы клеевой и полиэтиленовой композиций в виде экструдированных лент наматываются по спирали на очищенные и нагретые до заданной температуры трубы с перехлестом в один (расплав адгезива) или в несколько (расплав полиэтилена) слоев. После нанесения на трубы покрытие прикатываются к поверхности труб специальными роликами. Изолированные трубы поступают в тоннель водяного охлаждения, где покрытие охлаждается до необходимой температуры, а затем трубы разгоняются по линии и с помощью перекладчиков подаются на стеллаж готовой продукции. При данном способе изоляции покрытие может наноситься на трубы диаметром от 57 до 1420 мм, а производительность процесса изоляции, как правило, не превышает 5…7 пог. м/мин.
Нанесение на трубы трехслойного полиэтиленового и трехслойного полипропиленового покрытий осуществляется по той же технологической схеме, что и нанесение двухслойного покрытия, за исключением введения в технологическую цепочку дополнительной операции — нанесения слоя эпоксидного праймера. Эпоксидный праймер толщиной 80…200 мкм наносится на очищенные и нагретые до необходимой температуры трубы методом напыления порошковой эпоксидной краски, после чего на праймированные трубы последовательно наносятся расплавы термоплавкой композиции адгезива и полиэтилена.
При нанесении на трубы комбинированного ленточнополиэтиленового покрытия предварительно осуществляется щеточная очистка наружной поверхности труб. Технологический нагрев труб не производится. На очищенные трубы первоначально наносится битумно-полимерная грунтовка, а затем после сушки грунтовки осуществляется нанесение на праймированные трубы дублированной изоляционной ленты и наружного защитного слоя из экструдированного полиэтилена. Полиэтиленовый слой прикатывается к поверхности труб эластичным роликом, после чего изолириванные трубы охлаждаются в камере водяного охлаждения.
Изоляционные покрытия Canusa используются для защиты морских и наземных трубопроводов, в том числе направленном бурении, при новом строительстве и ремонте, а также могут эксплуатироваться при различных температурах транспортируемой и окружающей среды. Одним из результатов тесного сотрудничества с ведущими специалистами по антикоррозийной защите трубопроводов (как с разработчиками, так и с производителями) стали новейшие материалы GTS, которые не только отвечают самым жестким техническим требованиям, но и являются наиболее технологичными в отрасли.
Как считают специалисты, манжета Global Transmission Sleeve (GTS-65) обеспечивает защиту от коррозии и отличную адгезию на трубопроводах, работающих при температурах до 65 °С. Адгезив манжеты специально разработан таким образом, что он остается «открытым» или «жидким» дольше, чем традиционные адгезивы.
В результате требуется более низкая температура подогрева трубы и достигается отличная адгезия к полиэтилену и порошковой эпоксидной изоляции.
Эта технология получила множество положительных отзывов специалистов известных мировых фирм, работающих с этим материалом.
По некоторым параметрам канадский проект имеет схожие черты с отечественной технологией антикоррозийных покрытий. Конечно, канадская технология и материал лучше, он, например, может дольше сохраняться на открытом солнце. Методы установки одинаковые, но существует разница в температурном режиме подогрева трубы.
5.3. БАЛЛАСТИРОВКА ПОДВОДНОГО ТРУБОПРОВОДА
Трубопровод должен иметь достаточную массу для погружения на дно моря во время его укладки и обеспечения устойчивого положения трубопровода на дне в период его эксплуатации.
Балластировка и крепление трубопровода производятся следующими способами:
установкой на трубопроводе отдельных бетонных пригрузов;
сплошным бетонным покрытием с армированием металлической сеткой;
установкой анкерных креплений;
увеличением толщины стенок трубы (в пределах экономической целесообразности);
5.3.1. Балластировка с помощью В настоящее время в отечественной и мировой практике морского трубопроводного строительства большое распространение получила балластировка трубопроводов одиночными утяжеляющими железобетонными грузами.
При изготовлении утяжеляющих железобетонных грузов для приготовления бетонной смеси применяют шлакопортландцемент марки 300 и гравий или щебень изверженных пород.
Грузы, предназначенные для укладки в агрессивную среду, изготовляют с добавлением сульфатостойкого шлакопортландцемента, а перед установкой на трубопровод их покрывают изоляцией в два приема: сначала малоконцентрированным раствором (грунтовка), состоящим из 25 % битума и 75 % бензина, а затем битумной или битумно-резиновой мастикой. Грузы маркируют масляной краской с указанием фактической массы и объема.
В удаленных районах, как показал опыт, возможно изготовление железобетонных грузов с использованием местных мелких песков (пескобетонных).
В отечественной и зарубежной практике трубопроводного строительства железобетонные грузы изготавливают, как правило, централизованно в заводских условиях. В отдельных случаях производство их может быть налажено на полигонах (непосредственно на трассе строящейся магистрали) поточно-агрегатным или стендовым способами.
При поточно-агрегатном способе изделие проходит через ряд постов, оборудованных различными агрегатами и устройствами.
Такая технология производства грузов приемлема для крупных полигонов.
При стендовом способе изделие остается неподвижным в течение всего процесса изготовления, а оборудование для подачи и уплотнения бетонной смеси перемещается от одного изделия к другому.
Стендовый способ характеризуется относительно невысокими капиталовложениями и несложностью механического оборудования.
При этом затраты труда и стоимость изделий незначительно превышают аналогичные показатели при поточно-агрегатном способе изготовления железобетонных грузов.
Трубопроводы больших диаметров обладают повышенной плавучестью, и поэтому балластировка их одиночными грузами требует значительного расхода железобетона. С увеличением диаметра трубопровода затраты на его балластировку железобетонными грузами резко возрастают.
В настоящее время для балластировки трубопроводов применяются утяжеляющие грузы различных конструкций. Рассмотрим некоторые из них.
Седловидные железобетонные грузы используют для балластировки трубопроводов диаметром от 273 до 1420 мм.
Главным недостатком седловидных железобетонных грузов является то, что центр тяжести конструкции расположен выше оси трубопровода (над центром его цилиндрической опорной поверхности). Это приводит к тому, что при смещении груза в плоскости, перпендикулярной к оси трубопровода, положение равновесия нарушается и груз опрокидывается. Другим недостатком седловидного груза является малое сопротивление изгибным напряжениям и деформациям его в самом узком месте — вершине седла.
Все эти недостатки железобетонных седловидных грузов обусловили поиск новых конструкций и технологических решений.
В результате была разработана конструкция утяжелителя типа УБО (рис. 44), представляющего собой два железобетонных блока со скосами 1, соединенных между собой силовыми поясами 3. Скосы на блоках выполнены для обеспечения возможности установки их на трубопровод 2 в минимальные по габаритам траншеи.
УБО: 1 — железобетонные блоки; 2 — трубопровод; 3 — силовые пояса Груз типа УБО применяется для балластировки трубопроводов на вогнутых и выпуклых кривых и прямолинейных участках, прилегающих к ним; на углах поворота в горизонтальной плоскости и участках выхода трубопровода на поверхность.
Масса грузов такого типа в зависимости от диаметра трубопровода может колебаться от 1 до 2,5 т.
Для увеличения поверхности соприкосновения седловидного железобетонного груза была разработана конструкция груза — утяжелитель седловидной самозакрепляющийся (УСС) (рис. 45).
Рис. 45. Конструкция утяжелителя седловидного самозакрепляющегося типа УСС: 1 — монтажные петли; 2 — блок; 3 — болт и гайка; 4 — стопорное приспособление; 5 — прижимной элемент; 6 — металлическая ось Утяжелитель типа УСС состоит из седловидного железобетонного П-образного блока 2 с проемами в опорах, в каждый из которых вмонтирован железобетонный прижимной элемент 5 с криволинейной поверхностью, контактирующей с трубопроводом. Блок 2 имеет две монтажные петли 1. Прижимной элемент имеет возможность поворачиваться вокруг металлической оси 6 в плоскости, перпендикулярной к продольной оси трубопровода. Ось 6 расположена ниже оси трубопровода и закреплена болтом и гайкой 3. Криволинейная контактирующая с трубопроводом поверхность прижимного элемента 5 выполнена с радиусом кривизны, равным половине наружного диаметра трубопровода, что обеспечивает плотный охват трубопровода прижимными элементами и равномерное распределение нагрузки на изоляционное покрытие. На верхней грани прижимного элемента 5 закреплено стопорное приспособление 4 из листовой стали в виде упругого элемента, входящего в паз верхней части проема, что обеспечивает надежное закрепление утяжелителя на трубопроводе.
В результате проведенных испытаний груза УСС установлено, что груз сохраняет устойчивое положение на трубопроводе при повороте трубы вокруг продольной оси на 60° и устойчивость груза в 3—3,5 раза выше устойчивости монолитного седловидного железобетонного утяжелителя.
Недостатками данной конструкции груза являются:
трудоемкость изготовления утяжелителя УСС, которая выше трудоемкости изготовления седловидного груза из-за усиленного армирования (расход стали увеличивается на 16 кг/м3) и изготовления поворотных железобетонных башмаков;
необходимость дополнительной защиты изоляционного покрытия трубопровода при монтаже утяжелителей УСС из-за наличия поворотных зажимных элементов.
5.3.2. Балластировка с помощью обетонирования Рост протяженности трубопроводных магистралей для транспорта нефти и газа, повышение требований к эксплуатационной надежности и качеству сооружаемых объектов ставят ряд актуальных задач, направленных на дальнейшее совершенствование конструктивных и технологических решений по строительству подводных трубопроводов. Одно из возможных решений проблемы обеспечения устойчивого положения трубопроводов на проектных отметках — строительство их из труб, заранее покрытых монолитным железобетоном.
Такие трубы имеют большую массу, превышающую в 3,5—4 раза массу обычных труб, обладают высокой жесткостью изгиба, которая увеличивается в 1,2—2 раза по отношению к значениям, рассчитанным для труб без покрытия. Указанные трубы имеют наружный диаметр около 1900 мм, что существенно превосходит диаметры трубопроводов, сооружение которых освоено в настоящее время. Перечисленные особенности бетонированных труб создают определенные трудности в доставке их к месту строительства, при погрузочноразгрузочных, монтажных и укладочных работах. Одновременно с этим возникает необходимость в разработке новых методов производства земляных работ из-за резкого увеличения габаритов траншей по сравнению с известными размерами.
Применение при сооружении трубопроводов в заболоченных районах бетонированных труб (рис. 46) повышает степень индустриализации строительства, дает возможность перенести работы по изоляции и балластировке трубопроводов в заводские условия.
рабочий шов бетонирования; 2 — железобетонное покрытие; 3 — изоляция; 4 — трубопровод Перед нанесением бетонного покрытия трубу очищают и нагревают. Затем на нагретую поверхность наносят двухслойную противокоррозионную изоляцию — каменноугольную эмаль, армированную стеклотканью.
Для армирования бетонного покрытия используют сетку шириной 865 мм, толщиной 8 мм в продольном и 5 мм в поперечном сечениях. При закреплении сетки на трубе используют пластмассовые прокладки толщиной 20…25 мм, которые обеспечивают зазор 20 мм между арматурой и антикоррозионным покрытием. Бетонное покрытие на трубу наносят методом торкретирования.
Труба вращается со скоростью 10 об./мин. Время перемещения трубы в установке — 6…7 мин. Кроме того, бетонирование трубопроводов при сооружении подводных переходов может производиться в навесных опалубках.
Навесная опалубка состоит из двух полуцилиндрических оболочек, шарнирно соединенных в верхней части на продольном несущем элементе, имеющем на концах опорные обрезиненные башмаки. Бетон укладывается через загрузочный люк, расположенный в верхней части опалубки, и уплотняется глубинными тисковыми вибраторами. К работам по бетонированию приступают только после испытания трубопровода и приемки изоляции. Для уменьшения жесткости бетонированных трубопроводов в бетонном монолитном покрытии предусмотрены кольцевые разрезы.
Бетонирование трубопровода в навесных опалубках выполняют в два этапа. На первом (подготовительном) этапе трубопровод разбивают на участки, между которыми устанавливают опоры (длина каждого участка должна равняться суммарной длине четного числа опалубок). Затем на данных участках устанавливают опалубки с интервалами, равными их длине. Опалубка должна опираться на специальные обрезиненные башмаки. На втором этапе опоры переставляют под забетонированные участки, а опалубки устанавливают в промежутках между ними. Опорные башмаки откатывают, после чего опирание каждой опалубки осуществляется через специальные опоры непосредственно на бетон соседних участков. Расстояние между опорами определяют в зависимости от грузоподъемности трубоукладчиков, используемых в технологическом процессе.
Другим методом бетонирования труб является способ набрасывания бетона. Для этой цели используются метатели, способные набрасывать бетон с большим коэффициентом плотности, что позволит производить с трубой любые такелажные работы без нарушения сплошности покрытия. Производительность установок по бетонированию труб длиной 12 м и диаметром до 820 мм методом набрасывания составляет шесть труб в час.
Прокладка трубопроводов из бетонированных труб может осуществляться следующими методами:
сплав;
протаскивание;
укладка с бровки траншеи;
монтаж трубопровода на льду;
бесподъемный.
При этом в качестве общей организационной схемы производства строительно-монтажных работ наиболее рациональной является схема, при которой отдельные бетонированные трубы длиной 12 м доставляются на трассу, минуя промежуточные перевалочные базы.
При выборе транспортных и погрузочно-разгрузочных средств необходимо знать характеристики бетонированных труб: диаметр, толщину стенки и массу.
Погрузочно-разгрузочные работы с отдельными бетонированными трубами могут выполняться трубоукладчиками или стреловыми кранами.
Тип и конструкция противокоррозионного покрытия зоны сварного соединения трубопровода из бетонированных труб определяются проектом. Как правило, эти покрытия должны быть усиленного типа и по всем показателям не хуже основного изоляционного покрытия бетонированной части трубы.
Для изоляции зон сварных стыков применяют покрытия из липких полимерных лент, наносимых в два слоя.
Для предохранения изоляционного покрытия от механических повреждений используют прочные защитные обертки. В качестве защитного покрытия применяют полиэтиленовые и поливинилхлоридные пленки, ленты РДБ и ПРДБ, бикарул или бризол. Толщина защитного покрытия должна быть не менее 1 мм.
При использовании метода сплава (рис. 47) бетонированная плеть с понтонами, смонтированная на береговой площадке, перемещается над траншей на плаву. После отстроповки понтонов трубопровод под действием отрицательной плавучести укладывается на дно траншеи.
Рис. 47. Укладка бетонированного трубопровода методом сплава:
а — сплав трубопровода; б — погружение трубопровода: 1 — роликовые опоры;
2 — понтоны Укладка бетонированного трубопровода методом протаскивания по дну траншеи может осуществляться на водных преградах протяженностью не более 100 м. При этом трубопровод, смонтированный на береговой площадке, протаскивается при помощи тяговых средств.
5.3.3. Балластировка с использованием балластировочных устройств Полимерно-контейнерные балластировочные устройства (ПКБУ) могут применяться для балластировки трубопроводов диаметром до 1420 мм, прокладываемых на обводненных, заболоченных и периодически затопляемых участках строительства с грунтами минерального основания, применение которых в качестве группового заполнителя полостей ПКБУ позволяет создать необходимую балластирующую нагрузку на трубопровод.
В качестве группового заполнителя полости ПКБУ могут использоваться грунты в разрыхленном естественно влажном состоянии. ПКБУ состоит из двух мягких контейнеров (емкостей из ткани), нижнего и верхнего силовых поясов, противоразмывной перегородки, жесткой распорной рамки.
Емкости из мягкой ткани предназначены для насыпки балласта минерального грунта. Жесткая распорная рамка прямоугольной формы состоит из четырех элементов — двух несущих и двух распорных. Распорные элементы помещают в короткие патрубки, приваренные к несущим элементам. Элементы при сборке соединяют между собой шплинтовыми или болтовыми соединениями. Размеры сечения силового пояса определяют расчетом с учетом допустимого давления на изоляционное покрытие трубопровода.
Балластировку трубопровода рекомендуют производить сплошным бетонным покрытием.
Все покрытия и изделия, применяемые для балластировки и закрепления трубопровода, должны обладать механической и химической стойкостью по отношению к воздействию морской среды, в которой они установлены.
Конструкция покрытия и изделия для балластировки должна обеспечивать сохранность наружного изоляционного покрытия трубопроводов. Рекомендуется применять утяжеляющее покрытие и отдельные пригрузы из материала с объемной массой не менее 2300 кг/м3.
Утяжеляющее покрытие рассчитывается на полный срок службы трубопровода. Местные ударные нагрузки не должны приводить к потере утяжеляющего покрытия.
Технические условия на утяжеляющее покрытие включают описание конструкции покрытия, сырья для его изготовления, арматуры, физико-механических свойств, способов нанесения и испытания.
Способы испытаний должны соответствовать условиям укладки и эксплуатации трубопроводов.
Масса бетонного покрытия зависит от наполнителя. Во избежание излишней толщины можно использовать тяжелые наполнители:
магнетит, гематит и т. п.
При сварке и укладке трубопровода в морских условиях возможно появление концентрации изгибающих усилий в стыках. Для предотвращения этого явления рекомендуется прорезать по окружности кольцевую прорезь шириной 3…4 мм на глубину 60…70 % от толщины бетонного покрытия на расстоянии 1 м друг от друга вдоль трубы.
Если при стыковке отдельных труб или секций труб в морских условиях сохраняется сплошное бетонное покрытие по наружному диаметру, то производится обетонирование зоны около сварного шва. Для этого вокруг трубы на стыке крепится формовочное устройство, обычно состоящее из тонкого листового металла, которое наполняют бетонной массой. При этом необходимо контролировать температуру материала для обеспечения равномерного потока и хорошей связуемости с защитным покрытием, нанесенным на стационарной базе, и с неизолированной сталью формовочного устройства, которая предварительно очищается и грунтуется.
После обетонирования каждая труба взвешивается и маркируется. Отклонение массы каждой обетонированной трубы должен быть в пределах 1 % от заданной массы. Если для различных участков трубопровода предусматривается прокладка трубопроводов с различной массой, то трубы рекомендуется маркировать с добавлением в бетон цветного пигмента.
Прочность бетона на сжатие должна быть не менее 320 кгс/см2.
Для контроля из каждой десятой трубы после выдержки рекомендуется брать три образца для проверки бетона на сжатие.
После обетонирования перед транспортировкой трубы обычно выдерживают в течение 4…6 недель. При толщине бетонного покрытия свыше 100 мм рекомендуется применять два слоя арматурной сетки.
Трубопроводы, прокладываемые в районах с интенсивным судоходством, рыболовством и особенно воздействием льда в придонном слое воды, следует проектировать с прочным бетонным покрытием.
На концевые участки труб длиной 225…275 мм бетонное покрытие не наносится.
При укладке трубопроводов с бетонным покрытием с трубоукладочных барж, использующих натяжные машины, должно быть обеспечено достаточное сцепление между бетоном и защитным покрытием на трубе. Производить работы возможно в том случае, если обеспечиваются срезывающие напряжения между бетоном и изоляцией 0,6 кгс/см2 и больше.
Закреплять трубопроводы на проектных отметках с помощью анкеров можно при условии, если геологическое строение дна позволяет погрузить и закрепить анкер в толще грунта. Рекомендуется применять одно или многолопастные винтовые анкеры. Трубопровод крепят к анкерам стальными бандажами.
Понтоны-пригрузы, заполненные водой, применяют в период монтажа и погружения трубопровода, а также при балластировке временных трубопроводов.
Если по подводному трубопроводу транспортируют газ с отрицательной температурой, то при расчете обтекания трубопровода потоком и определении величины балластного пригруза следует учитывать обледенение трубопровода и возможность промерзания и деформации грунтового основания (дна водоема).
5.3.4. Расчет пригруза подводных трубопроводов Пригрузку подводных трубопроводов, прокладываемых на переходах через водные преграды и обводненные участки, рассчитывают из условия обеспечения их устойчивости на дне (на всплытие) в период строительства и последующей эксплуатации. Необходимую величину пригрузки трубопровода Б (массу балласта под водой или расчетного усилия анкерного устройства), приходящуюся на трубопровод длиной 1 м, определяют из условия где kм — коэффициент безопасности по материалу (kм = 1 для анкерных устройств, kм = 1,05 для железобетонных грузов, kм = 1, при сплошном обетонировании в опалубке, kм = 1,1 при сплошном обетонировании торкретированием, kм = 1,2 при балластировке грунтом); kн.в — коэффициент надежности против всплытия (kн.в = 1, для болот, водоемов при отсутствии течения воды, пойм рек и периодически заливаемых участков 1 %-ной обеспеченности, kн.в = 1, для водных преград с шириной зеркала воды в межень до 200 м для трубопроводов диаметром менее 1000 мм, kн.в = 1,15 для всех подводных переходов диаметром 1000 мм и более и для подводных переходов при диаметре труб менее 1000 мм на водных преградах с шириной зеркала воды в межень более 200 м, а также для горных рек с неустойчивым руслом); qв — расчетная выталкивающая сила воды на 1 м длины изолированного и зафутерованного трубопровода;
Бизг — расчетная величина пригрузки (масса балласта под водой), необходимая для изгиба трубопровода по заданному продольному профилю) дна траншеи и обеспечивающая прилегание трубопровода ко дну; Бпр — расчетная величина пригрузки (масса балласта под водой), необходимая для предотвращения подъема криволинейных (в вертикальной плоскости) участков трубопровода под воздействием внутреннего давления и изменения температуры стенок, определяемая на вогнутых кривых оси трубопровода (при отрицательном температурном периоде) и выпуклых кривых (при положительном температурном периоде); gтр — масса 1 м длины изолированного и зафутерованного трубопровода в воздухе; gдоп — расчетная масса продукта в воздухе, дополнительных нагрузок в воде, включая обледенение при транспортировке продукта с отрицательной температурой.
При обледенении подводного трубопровода толщина слоя льда определяется в соответствии с теплотехническим расчетом. Обледенение не учитывается, если над трубопроводом обеспечена засыпка устойчивым грунтом слоем не менее 0,5 м.
При использовании в качестве пригрузки сплошного железобетонного покрытия наружный диаметр подводного трубопровода из расчета его прямолинейной прокладки и отсутствия воздействия на него потока определяют по формуле:
где Dб и Dиз — диаметр трубопровода соответственно с балластным и изоляционным покрытиями; б — плотность балласта; в — плотность воды.
6. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К БЕЗОПАСНОСТИ ПОДВОДНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ. АНАЛИЗ ПРИЧИН АВАРИЙ
НА МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДАХ
Анализ предаварийных ситуаций и аварий на подводных трубопроводах на протяжении их жизненного цикла в отечественной и мировой практике свидетельствует, что причинами их возникновения может быть ряд факторов: давление перекачиваемого продукта; изгибы и изломы на неровностях рельефа, в том числе под водными преградами; случайные механические воздействия (на водных объектах:суда, их якоря); сейсмическая активность; размывы при паводках и т. д. Часть нагрузок в трубопроводах носит случайный характер, но стабильно развивающиеся во времени действуют всегда: вибрация, коррозия, нарушение изоляции, ее старение и т. п. Данные о характере и причинах повреждений трубопроводов приведены в табл. 2, 3.
Данные о характере повреждений подводных трубопроводов Трещина в месте приварки усилительной муфты Кольцевая трещина по основному металлу трубы Разрыв трубы в месте установки чугунного груза Данные о причинах повреждения подводных трубопроводов Вибрация трубопровода под воздействием потока Некачественная сварка стыка и приварка усилительных муфт Вибрация трубопровода под воздействием потока приводит к усталости металла и в результате — к разрыву трубы в опорном сечении. Это возможно при недостаточном заглублении трубопроводов.
Анализ данных показывает, что количество ЧП на подводных трубопроводах зависит от степени его заглубления в дно водной преграды, качества и технических характеристик трубы, ее изоляции и гидрологических свойств грунта на дне. Техническая, а также и экологическая безопасность подводных трубопроводов в значительной мере определяется общей и местной эрозией, потоком воды, обтекающим трубопровод, и размывом его ложа на дне водной преграды. Несоответствие перечисленных условий и факторов взаимодействия подводных трубопроводов с окружающей природной и техногенной средами, условий нормируемым требованиям надежности эксплуатации неизбежно приводит к авариям. Авария — это непредвиденное, экстремальное нарушение промышленной безопасности и охраны труда, сопровождаемое простоями оборудования, физическими дефектами трубопровода, тяжелыми несчастными случаями и большим объемом ремонтно-восстановительных работ весьма значительной стоимости.
К основным причинам аварий, связанных с отказом оборудования, относятся: внутренняя коррозия и эрозия; внешняя коррозия (из-за дефектов в системах антикоррозийной защиты, а также в случаях прохождения перехода инженерных сетей под ЛЭП);
структурные отказы или механические дефекты (в результате развития исходных дефектов основного металла, соединений или сварки); отказы автоматических систем (задвижки, датчики и т. п.).
Оценка риска аварий подводных трубопроводов представляет собой исключительно сложную задачу. Она требует учета большого числа различных факторов, способных оказать влияние на объект. Совершенно не ясно, как должен быть выражен критерий количественной оценки риска, который бы суммарно учитывал вероятность опасного воздействия, его экологические, экономические и прочие последствия. Нa какое воздействие следует обращать внимание в первую очередь: на то, которое менее вероятно, но наносит значительный ущерб, или на то, которое более вероятно, но чревато меньшим ущербом? Не ясен и порядок ранжирования воздействий. Закономерное сомнение вызывает и предложение оценивать некоторые факторы риска в баллах. Такая оценка в отдельности для каждого фактора допустима, но невозможно привести их к единому показателю.
Анализ аварий трубопроводов, проработавших более 20 лет, показывает, что их старение влияет на увеличение числа отказов. Это, прежде всего, связано со снижением защитных свойств изоляционных покрытий, с накоплением и развитием дефектов в трубах и сварных соединениях, процессами усталости металла. Снижаются пластические и вязкостные свойства металла и сварных соединений.
Само по себе старение металла труб ни в коей мере не исключает дальнейшего использования трубопроводов, однако условия их последующей эксплуатации, в частности, уровень рабочего давления и температуры перекачиваемого продукта, должны учитывать степень деформационного старения металла.
Для обеспечения безопасной эксплуатации подводных переходов необходимо знать не только показатели физического старения трубы, но и деградацию других ее элементов, фактическое состояние повреждений, а также когда и как проводились профилактика, ремонт, модернизация и как организовано управление долговечностью всего объекта.
Надежность и безопасность подводных трубопроводов характеризует ряд факторов техногенного и природного характера.
Такие техногенные факторы риска на подводных трубопроводах, как обнажение трубы и критическая длина провисающих участков по теории надежности относятся к дефектам второстепенной неисправности.
Второстепенная неисправность — это ухудшение нормального состояния сооружения, которое не влияет на выполнение основных функций трубопровода. При приближении длины провисающего участка трубы к критическому значению ситуация на подводном переходе приравнивается к аварийной. Это зависит от характера гидрологической ситуации не только на рассматриваемом подводном трубопроводе, но и на соседних, которые могут быть расположены в одном технологическом коридоре и принадлежать другим предприятиям.
Важным элементом системы безопасности является выбор критических элементов, их ранжирование по критериям безопасности.
7. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО
СОСТОЯНИЯ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Для того чтобы при эксплуатации подводных газонефтепроводов своевременно принимать решения о реконструкции или капитальном ремонте последних, не доводя ситуацию до аварий, наносящих ущерб окружающей среде, необходимо проводить мониторинг данного сооружения.Такие комплексные геофизические исследования, как эффективный метод детального расчленения разреза, изучение русловых процессов, положения и состояния трубопроводов необходимо включать в состав инженерных изысканий для проектирования, строительства, ремонта и реконструкции подводных трубопроводов. В качестве обязательных аппаратурно-методических компонентов ревизионного обследования должны быть: гидролокация, сейсмоакустическое профилирование, электрометрия. При развитии неблагоприятных русловых процессов необходимо организовать оперативный мониторинг подводных трубопроводов, обеспечивающий регулярный контроль над состоянием переходов на участках размыва дна, особенно при экстремальных режимах.
Основная задача такого мониторинга — своевременное выявление мест и параметров вскрытия (провисания) трубопроводов — может решаться простейшими, изготавливаемыми или серийно выпускаемыми в России аппаратурными средствами (гидроакустическим комплексом, включающим гидролокатор бокового обзора и акустический профилограф, либо гидролокатором и эхолотом). Необходимо дальнейшее усовершенствование геофизического комплекса, адаптация его к узким и мелководным рекам, совершенствование и разработка специальных плавсредств для реализации оптимальных методик наблюдений на подводных трубопроводах, совершенствование способов определения координат на основе современных спутниковых систем JPS и компьютеризованных набортных комплексов сбора данных.
Методика приборного обследования подводного трубопровода выбирается, исходя из его особенностей и сезона проведения работ. При обследовании могут быть использованы плавсредства, вертолеты и другие транспортные и технические средства. Также может быть использована система спутниковой навигации.
Для планово-высотной привязки промерных точек верха трубопроводов, грунта дна и береговых участков трубопровода (коридора) могут применяться оптические, оптико-электронные, радиотехнические, лазерные и другие геодезические приборы и инструменты с абсолютной погрешностью определения планового положения промерных точек не более 1,5 мм в масштабе плана топографической съемки перехода (коридора).
Для определения высотных отметок верха трубопровода могут применяться электромагнитные и магнитные системы, акустические и другие профилографы и т. п. трубопоисковые приборы, обеспечивающие абсолютную погрешность при глубине залегания трубопровода относительно горизонта воды:
до 10 м — не более 0,1 м;
более 10 м — не более 0,2 м.
Для определения высотных отметок обнаженных или оголенных подводных трубопроводов и дна водной преграды могут применяться эхолоты, обеспечивающие абсолютную погрешность измерений не более 0,1 м.
При глубине водной преграды менее 5 м и скорости течения менее 0,5 м/с допускается определение высотных отметок дна с помощью футштоков, наметок или речного лота с лот-линейкой.
Для обнаружения и предварительной оценки протяженности обнаженных и провисающих участков подводных трубопроводов и наличия посторонних объектов на дне могут применяться гидролокаторы бокового (ГБО), секторного (ГСО) или кругового (ГКО) обзора с разрешающей способностью не меньше 0,5 м, с абсолютной погрешностью определения относительно судна и места измерения со льда координат выявленных объектов не более 1 м.
При обследовании обнаженных или провисающих участков для обеспечения подводной видеосъемки могут применяться водолазные телевизионные системы или телекамеры, установленные на борту телеуправляемых подводных аппаратов.
Для определения мест повреждения антикоррозионной изоляции трубопроводов могут применяться электромагнитные и магнитные системы, обеспечивающие абсолютную погрешность измерения планового положения мест повреждения не более 0,5 м (относительно судна или места измерения со льда).
Для измерения толщины стенок размытых трубопроводов могут применяться ультразвуковые, рентгенографические и другие толщиномеры с абсолютной погрешностью измерения не более 0,5 мм.
На современных газопроводах и их переходах через водные преграды измерение толщины стенок трубопроводов может осуществляться методом внутритрубной дефектоскопии.
Для измерения скоростей течения водной преграды могут применяться гидрометрические вертушки и другие приборы с относительной погрешностью измерения не более 10 %.
Поиск утечек газа через трещины или небольшие свищи на газопроводе выполняют путем транспортирования катером, вертолетом или другим средством вдоль трассы газопровода специальных приборов (газоанализаторов).
Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы диагностики линейной части подводных нефтепроводов. При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность всех видов работ.
Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов на основе информации и классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:
о возможности эксплуатации магистральных нефтепроводов на проектных режимах;
необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;
необходимости проведения ремонта участка трубопровода (с точной локализацией мест его проведения).
Современные системы технического диагностирования трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности.
7.1. МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ, ОСНОВАННЫЕ НА КОНТРОЛЕ ПАРАМЕТРОВ
Метод базируется на данных контроля, регистрации и последующей обработки параметров нефтепровода и перекачиваемой нефти. Он получил название «параметрическая диагностика». Основу метода составляет расчет гидравлических характеристик нефтепровода по приведенным значениям измеряемых параметров и последующее сопоставление результатов расчета с первоначальными характеристиками нефтепровода, определенными после его сооружения или ремонта. Отклонение выходных параметров от номинальных свидетельствует об изменении технического состояния элементов нефтепровода, формирующих данный параметр.
Эффективность метода параметрической диагностики зависит от правильности выбора исходных данных, а также от совершенства диагностической логики, используемой при их обработке. К недостаткам метода следует отнести необходимость учета влияния режима работы нефтепровода и внешних условий.
7.2. МЕТОДЫ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО КОНТРОЛЯ
Электромагнитный метод позволяет обнаружить такие дефекты, как трещины, отслоения, задиры, царапины. Разрешающая способность и точность контроля при использовании электромагнитного метода зависят от чувствительности приборов, компоновки датчиков, характеристики намагничивания материала, системы преобразования сигналов. Электромагнитный метод, по сравнению с другими методами дефектоскопии, позволяет выявить множество мелких дефектов, в частности такие, которые возникают в толще трубы.Для получения такой информации используется комплекс технических средств, в состав которых входит скребок-калибр и снаряд-профилемер. Проведение диагностических работ начинается с пропуска скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70 и 85 % от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70 % от наружного диаметра трубопровода. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем его протяжении после успешного пропуска скребкакалибра (т. е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда-профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаются с интервалом 5…7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85 % от наружного диаметра трубопровода.
На втором уровне диагностирования производится выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребоккалибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.
На третьем уровне диагностирования производится выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.
На четвертом уровне диагностирования производится выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снарядапрофилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.
Установка маркеров при первом пропуске снарядовдефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5… 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропука снарядадефектоскопа имеют место потери информации.
7.2.1. Очистные скребки типа СКР1 и СКР1- Очистной скребок СКР1 предназначен для очистки внутренней полости трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи, а также удаления посторонних предметов.
Рабочая среда для скребков — нефть, нефтепродукты, вода.
Качественная очистка является необходимым условием получения достоверных данных при пропуске дефектоскопа.
Корпус скребка представляет собой стальную полую конструкцию. Фланцы, приваренные в средней и задней частях корпуса, обеспечивают крепление на них двух ведущих и четырех направляющих дисков, разделенных прокладочными дисками малого диаметра, и одной или двух манжет (в зависимости от конструкции). Прокладочные диски обеспечивают определенное расстояние между ведущим и чистящими дисками. Диски и манжеты изготавливаются из высококачественных полиуританов, стойких к истиранию. На переднем торце скребка расположены байпасные отверстия, ось которых направлена под углом к стенке трубопровода. Они предназначены для размыва отложений, которые скребок счищает с внутренней поверхности трубопровода и толкает впереди себя. Байпасные отверстия могут закрываться заглушками-болтами. В задней части скребка в защитной раме может устанавливаться передатчик для скребка. На заключительной стадии очистки, перед пропуском дефектоскопа «Ультраскан», на передней и на задних частях скребка вместо одного прокладочного устанавливается щеточный диск. Такой скребок называется скребком типа СКР1-1 или специальным. Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для пропуска очистного скребка, составляет 85 % от наружного диаметра. Специальная комбинация чистящих и щеточных дисков обеспечивает эффективное удаление отложений с внутренних стенок трубопровода и из коррозионных углублений в стенках.
Профилемеры «Калипер» предназначены для измерения внутреннего проходного сечения и радиусов отвода трубы, что необходимо для оценки возможности обследования нефтепровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами.
Обнаруживаемые дефекты и особенности:
геометрические отклонения типа вмятин, овальностей, гофр, сужений, препятствий, криволинейных (радиусных) изгибов и т. д.;
возможность определения наличия дефектов в поперечных сварных швах.
Профилемер «Калипер» состоит из двух секций, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней частях первой секции и на второй секции установлены манжеты, предназначенные для центрирования и приведения в движение снаряда в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции, предназначена для предотвращения застревания снаряда в тройниках, не оборудованных предохранительными решетками.
В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном карболитовом кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах — одометры для измерения пройденного расстояния.
На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из множества рычагов с колесами (так называемый спайдер), для измерения проходного сечения, вмятин овальностей и других геометрических особенностей трубы. На карданном соединении смонтирована система измерения угла поворота, состоящая из неподвижного и подвижного «грибков». Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для пропуска профилемера, составляет 70 или 60 %, в зависимости от конструкции профилемера.
Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические параметры и места расположения определяются по распечатке данных профилеметрии после пропуска «Калипера» по трубопроводу.
Обнаружение снаряда в трубопроводе осуществляется локатором по сигналам приемопередатчика при залегании трубы на глубине до двух метров.
Подъем и перемещение «Калипера» производится за корпус при помощи мягких поясов и траверсы.
Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно очищенной трубе, с использованием одометра, маркерной системы и информации о поперечных сварных швах): 1 м от ближайшего поперечного сварного шва.
Чувствительность измерительной системы снаряда: 2 мм (сварные швы, выступающие на 2 мм и более внутрь трубопровода, регистрируются снарядом).
Максимальная длина трубопровода, диагностируемая за один пропуск прибора: 250 км в газе или в воде, 500 км в нефти.
7.2.3. Магнитный дефектоскоп Магнитный дефектоскоп предназначен для высокоточной дефектоскопии трубопроводов методом регистрации рассеяния магнитного потока, обнаружения и определения размеров дефектов потери металла и поперечных трещин по всей окружности трубопровода.
При подготовке нефтепровода к диагностическому обследованию (для удаления мусора, состоящего из металлических предметов в виде остатков электродов, проволки и т. п.) необходим пропуск магнитных скребков.
Для трубопроводов диаметром 720 мм снаряд выполнен двухсекционным. Секции соединены между собой буксировочными тягами с универсальными шарнирами.
Передняя секция представляет собой стальной корпус, с обоих концов которого по периметру расположены постоянные магниты со щетками, между которыми расположено кольцо датчиков и другие элементы внешней электроники.
На передней и задней частях корпуса устанавливаются полиуретановые манжеты. В носовой части имеется такелажное кольцо с установленным «грибком» для выемки снаряда из камеры приема, а также поддерживающие колеса. В задней части корпуса расположено такелажное кольцо и универсальный шарнир.
Вторая секция дефектоскопа для трубопроводов диаметром 720 мм представляет собой стальной корпус, в котором размещаются модуль обработки и записи данных, батарейный модуль. На внешней части корпуса расположены второе кольцо датчиков, позволяющих уточнить местоположение дефектов, датчики температуры и дифференциального давления, другие элементы внешней электроники.
На передней и задней частях корпуса расположены поддерживающие колеса, предназначенные для центрирования снаряда в трубе и такелажные кольца. Сзади установлены три одометрических колеса для измерения пройденной дистанции, на переднем торце имеется универсальный шарнир.
Все нестандартизированные средства измерений, предназначенные для контроля технического состояния подводных трубопроводов, могут быть допущены к применению только после их метрологической аттестации.
Средства контроля технического состояния подводных трубопроводов должны:
ежегодно калиброваться отраслевой метрологической службой по подводным переходам в соответствии с нормативными требованиями к метрологическому обеспечению измерений в Российской Федерации;
обеспечивать, как правило, непосредственно при проведении обследований документирование измеряемых параметров на бумажных или магнитных (машинных) носителях информации;
обеспечивать соблюдение мер безопасности и сохранности перехода и его сооружений при проведении обследований.
Допускается применение приборов, основанных на других физических принципах, если их применение технически целесообразно и точность, обеспечиваемая прибором, удовлетворяет вышеуказанным требованиям.
7.3. МЕТОД ОЦЕНКИ НАДЕЖНОСТИ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ
ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
Для предотвращения аварийной ситуации, связанной с износом действующего подводного газонефтепровода разработана методика для оценки эксплуатационной надежности подводных трубопроводов, в основу которой положены вероятностно-статистические методы.Суть метода состоит в следующем. Проводится обработка статистических наблюдений. Затем рассчитываются показатели надежности:
1) вероятность безотказной работы находится по формуле:
где Fi (t ) — функция нормального распределения;
2) интенсивность отказов находится по формуле:
где R(t) — вероятность безотказной работы, f (tсрi ) — функция нормального распределения, отыскиваемая в статистических таблицах по вычисленному значению аргумента этой функции.
Анализ полученных результатов позволяет сделать ряд заключений. Во-первых, с заданной доверительной вероятностью можно определить время формирования периода интенсивного износа.
Во-вторых, при заданном оптимальном показателе вероятности безотказной работы можно установить период нормальной эксплуатации наблюдаемых подводных трубопроводов. В-третьих, из выражения {[ R (ti ) R (ti +1 ) ] / ( ti +1 ti )}100 % определяется средний темп снижения показателей надежности R(ti) в любом временном интервале, в том числе для периода нормальной эксплуатации R(tн) и периода старения R(tс). Наконец, функция интенсивности отказов h(t) характеризует вероятность возникновения отказа для рассматриваемого момента времени, что позволяет разработать график для своевременного проведения реконструкции подводного трубопровода.
8. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА
ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Система технического обслуживания подводных трубопроводов включает ремонтные работы: планово-предупредительный, текущий, аварийно-восстановительный и капитальный ремонты.Планово-предупредительный и текущий ремонты не связаны непосредственно с нарушением целостности трубопровода и выполняются в целях предупреждения опасности размыва, деформации дна и береговых участков трубопровода, нарушения целостности берегоукрепительных и других сооружений на подводном трубопроводе.
8.1. ПЛАНОВО-ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫЙ И ТЕКУЩИЙ РЕМОНТЫ
по отводу поверхностных, паводковых и ливневых вод от створов подводных трубопроводов с расчисткой старых и устройством новых водоотводных канав, дренажа;
ежегодной (перед весенним паводком) очистке от снега водоотводных канав и водопропускных отверстий;
ремонту и замене створных и информационных знаков на берегах, реперов и указателей, пришедших в негодность;
засыпке грунтом образовавшихся на пойме и берегах промоин и других эрозионных форм, несущих опасность оврагообразования;
ремонту надводных участков крепления берегов.
Планово-предупредительный и текущий ремонты обычно выполняются без снижения давления на подводном трубопроводе.
В объем работ по текущему ремонту должны включаться работы, не предусмотренные в планах капитального ремонта газонефтепровода. Способы, объем и сроки проведенных планово-предупредительных и текущих ремонтов вносятся в журнал ремонта подводного трубопровода.
8.2. АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЙ РЕМОНТ
Аварийно-восстановительный ремонт подводного газонефтепровода выполняется для быстрого устранения отказов, восстановления его работоспособности и обеспечения бесперебойной транспортировки продукта до производства капитального ремонта.Необходимость аварийно-восстановительного ремонта возникает в следующих случаях:
незначительные местные повреждения, вызывающие утечку газа, нефти (например, точечная коррозия, свищи);
незначительные повреждения газонефтепровода и его изоляции от ударов судовым якорем-волокушей проходящего судна;
вибрация газонефтепровода на провисающем участке, длина которого равна критической или близка к ней;
отказ газонефтепровода.
На период аварийно-восстановительных работ подача газа, нефти по ремонтируемому газонефтепроводу должна быть отключена.
После выполнения аварийно-восстановительного ремонта составляется акт сдачи ремонтируемого трубопровода в эксплуатацию. В акте указываются способ и объемы работ, выполненные при ремонте. К акту прикладываются:
акт испытаний трубопровода;
акт водолазного обследования;
исполнительный чертеж выполненного аварийно-восстановительного ремонта.
Капитальный ремонт подводного трубопровода выполняется при неисправном и предельном техническом состоянии, установленном обследованием по проекту.
Капитальный ремонт осуществляется в соответствии с действующей нормативно-технической документацией силами специализированных предприятий или других организаций.
При приемке подводного трубопровода в эксплуатацию после капитального ремонта должны быть выполнены все предусмотренные проектом ремонта испытания и обследования.
Сведения о капитальных ремонтах и обследованиях необходимо внести в паспорт подводного трубопровода.
Документация о проведенных ремонтах трубопровода хранится вместе с его техническим паспортом в течение всего периода эксплуатации подводного трубопровода.
9. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА
И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ПОДВОДНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
9.1. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДАПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТРУБОПРОВОДОВ
Облегчение и оздоровление условий труда, устранение причин травматизма и заболеваемости рабочих рассматривается в нашей стране как первостепенная государственная задача.Правила по технике безопасности при эксплуатации машин можно разделить на общие, применительные к любой машине, и специфические, свойственные только определенному типу машин.
Ниже приведены общие правила техники безопасности для горных, дорожных и строительных машин следующие.
1. К управлению машиной допускаются лица, имеющие удостоверение на право управления и обслуживания, сдавшие экзамен по технике безопасности и инструкции по эксплуатации машины. Во время работы машинист обязан иметь при себе сменный наряд и удостоверение на право управления.
2. Ответственными лицами за безопасные условия работы на строительной площадке (в карьере) являются начальник строительства (карьера) и сменный инженер. Ответственным за технику безопасности при работе, перемещении, осмотре и остановке машины является ее машинист, в подчинении у которого находятся все рабочие обслуживающей бригады. Машинист и рабочие должны иметь соответствующие ГОСТу спецодежду, а в необходимых случаях — защитные приспособления (защитные очки, рукавицы и т. п.).
3. Все движущиеся части машины — зубчатые колеса, цепные и ременные передачи, фрикционные диски, муфты, валы и т. п., находящиеся в зоне возможного пребывания персонала, должны быть надежно ограждены или заключены в прочные, неподвижно укрепленные кожухи, конструкция которых, вместе с тем, обеспечивает удобство для наблюдения за работой этих частей и их смазки. Рубильники и предохранители машин с электроприводом должны находиться в запирающихся ящиках или иметь глухие безопасные кожухи, а вся электропроводка на высоте ниже 2 м над уровнем площадки должна быть заключена в заземленные металлические трубы.
4. Все машины с крановым оборудованием подлежат осмотру и регистрации в инспекции Госгортехнадзора.
5. Запрещается работать на неисправных машинах, а также производить смазку, регулировку и какой-либо ремонт во время их работы. Для выполнения этих операций машина должна быть остановлена, заторможена и все двигатели, находящиеся в ней, выключены.
6. Во время работы машины машинист обязан находиться на специально предназначенном для него месте; он не имеет права допускать на машину посторонних лиц, оставлять ее с работающим двигателем хотя бы на короткое время.
7. При работе машины в ночное время она, независимо от освещенности места работы, должна иметь переднее и заднее освещение.
8. По окончании работы наземные передвигающиеся машины необходимо поставить на тормоза. Следует помнить, что под влиянием ветра или других причин может возникнуть самопроизвольное движение незаторможенной машины.
9. К работе со скалорезными и землерезными наземными агрегатами могут быть допущены машинисты бульдозера или экскаватора, прошедшие специальный инструктаж и получившие удостоверение на право обслуживания этих агрегатов. В зоне работы режущего органа ротора, бара, зуба рыхлителя посторонним лицам находиться воспрещается. За действием рабочих органов машины должен постоянно следить помощник машиниста и о всех неисправностях сообщать машинисту.
10. Работа с пневматическим инструментом разрешается при полной его исправности и укомплектованности рабочими наконечниками, шлангами и т. п. К работе с пневматическим инструментом допускаются рабочие, прошедшие специальное обучение.
Рабочий обязан содержать инструмент в чистоте, периодически (согласно инструкции) его смазывать и следить за тем, чтобы размеры и форма хвостовика рабочего наконечника были в точности такими, как это требуется для данного типа инструмента.
11. При работе с пневматическим инструментом рабочие должны строго соблюдать следующие правила:
шланги присоединять и разъединять только после прекращения подачи сжатого воздуха;
продувать шланг перед присоединением его к инструменту;
воздух подавать только после установки инструмента в рабочее положение;
буры и шланги заменять только после прекращения подачи воздуха;
холостая работа инструмента допускается только для опробования его перед работой или при ремонте.
12. Во время работы на станках для бурения шпуров и скважин в наземных условиях должны соблюдаться общие правила безопасности при эксплуатации машин, изложенные выше. Во избежание падения станка под откос запрещается ставить станок ближе 3 м от верхней бровки. При передвижении по уклонам и подъемам более 10…15° мачта станка должна быть опущена и приняты меры, позволяющие удержать станок в случае обрыва ходовых цепей. Буровой инструмент при передвижении прочно укрепляется на мачте станка. Перед началом бурения очередной скважины станок должен надежно устанавливаться горизонтально при помощи шпал.
13. При забуривании скважин станками ударно-канатного бурения обязательно применять трубы длиной не менее высоты подъема бурового инструмента. Все движущиеся части станков должны быть надежно ограждены от случайных к ним прикосновений.
14. Бурильщик перед началом работы должен осмотреть забой и при обнаружении нависших кусков породы удалить их. Шпуры следует располагать таким образом, чтобы заряд при взрывании мог подорвать заряды соседних шпуров.
Каждый бурильщик в случае обнаружения отказа заряда немедленно сообщает об этом взрывнику, оставив возле обнаруженного отказа условный знак. До прихода взрывника категорически запрещается проводить работы в забое вблизи обнаруженного отказа.
15. При использовании в наземных условиях электроинструмента (электросверла) и машин, работающих на электроэнергии, их тщательно заземляют. Во время работы необходимо постоянно следить за исправностью заземляющего устройства, сохранностью изоляции провода. Бурильщики обязаны работать в резиновых перчатках, а в сырых местах надевать галоши.
16. Для предупреждения производственного травматизма каждому рабочему выдается инструкция, в которой должны быть изложены все указания по выполнению буровых работ и основные правила техники безопасности при обслуживании буровых станков.
17. Перед началом производства работ следует определить места возможных оползней и принять меры по их предупреждению.
Запрещается вести работу подкопом; на объектах с движением транспорта и пешеходов места работ должны быть ограждены, а ночью освещены; через котлованы и траншеи следует устраивать переходы с ограждениями, а выброшенный грунт размещать не ближе 0,5 м от бровки.
18. Спуск рабочих в зону производства работ допускается только по лестнице и стремянкам.
19. В местах возможного появления газов или воды работу необходимо вести под постоянным наблюдением мастера или прораба; при этом необходимо иметь противогазы.
20. Для тушения загоревшегося оборудования пользуются пенными огнетушителями и огнетушителями с сухим порошкообразным химическим веществом.
Нельзя тушить водой оборудование, находящееся под напряжением, легковоспламеняющиеся жидкости и химические вещества, дающие с водой соединения, способствующие горению.
21. Особые условия по технике безопасности предъявляются при спуске водолазов под воду и при их работе под водой. Правила работы в этих условиях регламентируются «Едиными правилами охраны труда на водолазных работах».
Предельную глубину погружения и допуск к погружению определяет квалификационная и медицинская комиссии. Существуют три вида спусков: мелководные — до 12 м, средние — до 45 м, глубоководные — более 45 м. Спуск на глубину до 45 м должен производиться двумя водолазами — обеспечивающим и страхующим, находящимися наверху. При глубине свыше 45 м нужен еще один водолаз. Продолжительность пребывания водолаза под водой с учетом декомпрессии не должна превышать 2,5 ч.
Подготовка спуска выполняется в следующей последовательности: измерение глубин, температуры воды, скорости течения, определение типа грунта; выбор места для снаряжения и подготовки водолаза к спуску; проверка лично водолазом снаряжения и оборудования; запись о проверке в журнале.
При ручных работах на водолазной помпе до глубины 12 м должно быть трое рабочих — качальников, при глубинах до 20 м — восемь рабочих. Водолаз при работе под водой должен постоянно держать в зоне наблюдения сигнальный конец, четко реагировать и отвечать на сигналы. На водолазном судне должны быть установлены соответствующие сигналы. Качество воздуха, подаваемого компрессором, должно контролироваться. При спуске в различном снаряжении следует выполнять правила, определяемые в инструкции по эксплуатации этих приборов. При волнении свыше 3 баллов спуск запрещается (за исключением работ, необходимых для спасения людей). При скорости течения свыше 1 м/с работы выполняют наиболее опытные водолазы; при этом необходимо утяжелить грузы, прикрыть водолаза щитами от напора воды.
В зимних условиях работы выполняются при температуре не ниже — 15° С и силе ветра не более 5 баллов. На месте работ должна быть горячая вода для отогрева снаряжения; спуск при ледоходе запрещается.
Во всех случаях подводных работ на станции должен находиться запасной, готовый к употреблению, комплект водолазного снаряжения для выполнения спасательных работ.
22. Особые требования предъявляются при работе на землесосных снарядах, относящихся к устройствам с повышенной опасностью. К обслуживанию этих машин допускаются рабочие не моложе 18 лет, прошедшие техническое обучение и имеющие удостоверение на право работы. Кроме перечисленных выше правил безопасности, рабочие земснарядов должны знать Правила технической эксплуатации и безопасности обслуживания электроустановок промышленных предприятий и иметь квалификационную группу не ниже второй.
У борта земснаряда должна находиться спасательная лодка с якорем, фонарем, спасательным кругом, багром, шнуром. На земснаряде должно быть столько же пробковых кругов, сколько рабочих, на каждом борту — по два спасательных круга. Забой земснаряда ограждается знаками на расстоянии от бровки забоя не менее двукратной высоты забоя. Отсеки периодически следует проверять на герметичность. Противопожарные мероприятия должны выполняться по аналогии с общими правилами, рассмотренными выше.
23. При производстве подводных строительных работ обязательным является соблюдение требований СНиП III-A11—70 «Техника безопасности в строительстве», «Правил техники безопасности и производственной санитарии при производстве строительномонтажных работ по постройке портовых гидротехнических сооружений» Минтрансстроя СССР, «Единых правил безопасности при взрывных работах» ММФ СССР, «Правил технической эксплуатации перегрузочных машин морских портов» ММФ СССР, правил Регистра СССР при эксплуатации и обслуживании пловучих кранов при работе на море.
9.2. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ
И ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
Экологическая безопасность магистральных трубопроводов зависит от их технического состояния, а также от природных и социально-экономических условий территории, на которой они размещены.Экологический ущерб возникает в результате изменений окружающей природной среды, происходящих вследствие воздействия подводных трубопроводов. Активность природных процессов (подвижка грунта, паводки, деформация русел и т. п.) со своей стороны также снижает устойчивость трубопроводов, пересекающих водоемы и водотоки.
Учитывая значительное влияние подводных переходов на окружающую среду, в Российской Федерации ввели в действие ряд нормативных документов, которые предусматривают государственный мониторинг водных объектов, в том числе специально уполномоченными государственными органами в области охраны окружающей природной среды, создание соответствующих банков данных, с целью оценки и прогнозирования изменений состояния водных объектов.
Федеральным законом Российской Федерации «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» безопасность определена как свойство сооружений, позволяющее обеспечивать защиту жизни и здоровья обслуживающего персонала, населения и окружающей природной среды на протяжении коммерческого периода использования трубопровода.
Обеспечение экологической безопасности магистральных трубопроводов в период их эксплуатации является важной государственной проблемой.
Правительственной комиссией по оперативным вопросам в феврале 1996 г. было поручено Минтопэнерго совместно с рядом министерств, в том числе Госкомприродой и Госгортехнадзором, провести экологическое обследование трубопроводов.
В марте 1997 г. Правительством Российской Федерации утверждено «Положение о введении государственного мониторинга водных объектов».
«