Действия ОСТ при обнаружении несанкционированной врезки

При получении от СБ, диспетчера РДП ОСТ и т.п. сообщения об обнаружении несанкционированной врезки ЛАЭС, совместно с дефектоскопистом и представителем СБ должны выехать на место и провести обследование состояния конструкции несанкционированной врезки.

Предварительное донесение о несанкционированной врезке на МТ направляется в ДУ не позднее 1-го часа с момента поступления в ОСТ первоначальной информации о несанкционированной врезке.

Обследование несанкционированной врезки проводится в течение 2-х часов с момента прибытия на место врезки представителя ЛАЭС, дефектоскописта и представителя СБ. При определении технического состояния конструкции несанкционированной врезки выполняется обследование сварных швов приварки патрубка к МН и ЗА, обследование ЗА, проверка наличия дефектов и толщины стенки приваренного патрубка.

В течение 1 часа, с момента окончания обследования конструкции несанкционированной врезки, составляется акт обследования. Акт подписывается начальником ЛАЭС, дефектоскопистом, проводившим обследование и утверждается главным инженером РНУ. РНУ направляет акт в ОСТ по факсимильной связи в течение 1 часа после его составления.

В течение 1 часа с момента окончания обследования конструкции врезки ОСТ направляет в ПАО «Транснефть» уточненное донесение с указанием даты устранения.

В уточнённом донесении о несанкционированной врезке должно быть указано наличие выявленных и обследованных приварных элементов в точке врезки по результатам пропуска ВИП, наличие и тип системы обнаружения утечки нефти (СОУ), год ввода СОУ в эксплуатацию, дату последней проверки на срабатывание. К донесению должна быть приложена схема конструкции несанкционированной врезки.

Несанкционированная врезка должна устраняться:

В ближайшую плановую остановку или при плановом снижении перекачки по МТ при удовлетворительном состоянии сварных швов, ЗА и патрубка. Удовлетворительное состояние - сварочные швы не имеют трещин и сквозных пор, отсутствуют утечки нефти/нефтепродукта через ЗА и патрубок.

Конструкция несанкционированной врезки подлежит немедленному устранению в следующих случаях:

-      при наличии утечки нефти/нефтепродуктов через конструкцию врезки;

-      при проходящем давлении в точке врезки более величины номинального давления (РN) ЗА (задвижки, шарового крана), указанной на корпусе;

-      при наличии на патрубке рисок, задиров и царапин глубиной более 2 мм;

-      при расположении несанкционированной врезки от ППМН на расстоянии менее 3 км;

-      при отсутствии маркировки серии (PN) на корпусе ЗА;

-      при возможности устранения без снижения режима перекачки и остановки МТ.

Для оформления разрешения на производство работ по устранению несанкционированной врезки продолжительностью более 8 часов ОСТ, совместно с уточненным донесением, представляет в ОЭН за подписью главного инженера ОСТ заявку с указанием места производства работ, метода ликвидации несанкционированной врезки, продолжительности работ и величины снижения пропускной способности МТ и проводят корректировку электропотребления. В заявке должна быть указана суммарная продолжительность остановок МТ и его работы сниженным режимом с начала года, включая данную остановку (сокращение режима).

Для оформления разрешения на производство работ по устранению несанкционированной врезки продолжительностью 8 и менее часов ОСТ, совместно с уточненным донесением, представляет в ДУ за подписью главного инженера ОСТ заявку на устранение с указанием места производства работ, метода ликвидации несанкционированной врезки, продолжительности работ и величины снижения пропускной способности трубопропровода и проводят корректировку электропотребления. В заявке должна быть указана суммарная продолжительность остановок МТ, и его работы сниженным режимом с начала года, включая данную остановку (сокращение режима).

Для оформления разрешения на производство работ по ликвидации несанкционированной врезки для которой не требуется сокращение режима работы МТ или его остановка, ОСТ, совместно с уточненным донесением, представляет в ДУ за подписью главного инженера ОСТ (лица его замещающего) заявку на устранение с указанием места производства работ, метода ликвидации несанкционированной врезки, времени начала и продолжительность работ.

При устранении несанкционированной врезки должны быть выполнены следующие мероприятия по исключению повторного использования ЗА:

-      снят штурвал задвижки (маховик крана);

-      обварен шток задвижки (крана);

-      установлена на арматуру заглушка с обваркой узлов крепления.

Внутренняя полость установленных ремонтных конструкций П7, П8, П9 должна быть заполнена композитом.

Донесение о ликвидации несанкционированной врезки на МТ передается в ДУ и ОЭН в течение 1 часа с момента завершения работ. К донесению о ликвидации несанкционированной врезки должна быть приложена схема устранения несанкционированной врезки.

С целью контроля безопасного состояния МТ в месте врезки с момента обнаружения до ликвидации главный инженер РНУ должен обеспечить демонтаж отвода до ЗА и организовать постоянное дежурство за состоянием несанкционированной врезки работниками ЛАЭС с обеспечением 2-х сторонней круглосуточной, устойчивой связи с оператором НПС, управляющим диспетчером РДП (ТДП) ОСТ.

В случае возникновения аварийной ситуации (выход нефти/нефтепродукта) на месте выявления несанкционированной врезки должны выполняться следующие действия.

Дежурный обязан:

-      сообщить об аварийной ситуации оператору НПС, управляющему диспетчеру РДП (ТДП) ОСТ;

-      обеспечить контроль и принять меры по локализации растекания нефти.

Управляющий диспетчер РДП (ТДП) ОСТ обязан:

-      остановить МТ;

-      обеспечить перекрытие линейных задвижек на аварийном участке.

Главный инженер РНУ обязан обеспечить ликвидацию несанкционированной врезки и последствий выхода нефти/нефтепродукта.

ОСТ представляет в ДУ и ОЭН за подписью главного инженера ОСТ (или лица его замещающего) следующие материалы:

-      донесение о несанкционированной врезке на МТ;

-      технологическую схему участка МТ и схему локализации нефти/нефтепродукта с указанием на ней загрязненной и очищенной территорий – не позднее 3-х часов с момента поступления в ОСТ первоначальной информации о выявлении несанкционированной врезки;

-      уточненное донесение;

-      план-график мероприятий по локализации и ликвидации несанкционированной врезки – не позднее 3-х часов с момента поступления в ОСТ первоначальной информации о выявлении несанкционированной врезки;

-      план-график мероприятий по ликвидации последствий несанкционированной врезки – в течение 6-ти часов с момента прибытия на место несанкционированной врезки представителя ОСТ (РНУ). План-график представляется в ДУ, ОЭН и ОЭБиРП;

-      заявку на устранение несанкционированной врезки; 

-      справки о ходе выполнения работ по ликвидации несанкционированной врезки и о ходе выполнения работ по ликвидации последствий несанкционированной врезки;

-      донесение о ликвидации несанкционированной врезки на МН. 

В течение 10 дней с даты поступления в ОСТ первоначальной информации о несанкционированной врезке оформить «Акт технического расследования причин выхода нефти из несанкционированной врезки».

В ОСТ должны быть созданы каталоги произошедших несанкционированных врезок. Сведения о выявлении и устранении несанкционированных врезок должны быть внесены в каталог в течение 1 суток после обнаружения, ликвидации.

 

4. Оповещение ответственных лиц

Оператор НПС в случае возникновения аварии должен проконтролировать срабатывание общестанционной сигнализации, а также выполнить оповещение персонала, находящемся на аварийном объекте (выполняющий техническое обслуживание или ремонт оборудования и оперативный персонал, находящийся на обходе) по громкой связи (система оповещения и управления эвакуации) о возникновении аварийной ситуации.

Объекты НПС также снабжены звуковой и световой сигнализацией, которые при пожаре и аварийной загазованности оповещают персонал об аварии. Персонал, при срабатывании этой сигнализации, обязан прекратить работу и покинуть помещение. Это необходимо указать в наряд- допуске и при проведении инструктажа перед началом работ.

 

5. Организация локализации аварийной ситуации с использованием средств индивидуальной защиты и правил безопасности протянуть вручную задвижки, сбросить давление с неисправного оборудования, дать команду ДЭМ на снятие напряжения с оборудования, освещения и т.д.).

Действовать согласно плану ликвидации возможных аварий.

Организация поиска места аварии

При возникновении аварии на ЛЧ МТ оперативно-диспетчерский персонал обязан направить патрульную (поисковую) группу на место предполагаемого выхода нефти/нефтепродуктов.

При поступлении сообщения об аварии, для определения места повреждения трубопровода, начальник ЛПДС, НПС, диспетчер РДП (ТДП) должен оперативно выслать на трассу трубопровода патрульную (поисковую) группу и бригаду на закрытие линейных задвижек для локализации поврежденного участка, совместно с представителем службы безопасности.

Время на сбор патрульной группы устанавливается: в рабочее время - 0,5 ч, в нерабочее время -2 ч; время на обследование участка трубопровода не должно превышать: в светлое время - 3 ч, в темное (ночное) время -4 ч.

Состав патрульной группы:

- начальник ЛАЭС (заместитель начальника ЛАЭС или мастер ЛАЭС);

- водитель автомобиля;

- трубопроводчик линейный;

- электромонтер группы ЭВВЛиЭХЗ;

- представитель службы безопасности.

При благоприятных погодных условиях в светлое время суток обнаружение места аварии может проводиться с использованием воздушных транспортных средств.

Количество патрульных (поисковых) групп и время на обнаружение места аварии для конкретных участков МТ определено в ПМЛЛА в зависимости от расположения повреждения на трассе, расстояния от места дислокации ABC до предполагаемого места повреждения, погодных условий, времени года и суток, наличия препятствий на трассе трубопровода (водных или других преград).

Патрульная группа, выезжающая на осмотр трассы и закрытие линейных задвижек, должна иметь оборудование, средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограждения и обозначения места разлива нефти/нефтепродукта, необходимый набор инструментов, инвентарь, материалы, а также средства связи.

При обнаружении места выхода нефти (нефтепродукта) на поверхность земли патрульная группа должна незамедлительно сообщить об этом начальнику ЛПДС (НПС), диспетчеру РДП, указав при этом:

- точное место аварии;

- обстановку на местности;

- характер истечения и разлива нефти (нефтепродуктов);

- наличие вблизи населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти (нефтепродуктов);

- состояние подъездных дорог и проездов.

Патрульная (поисковая) группа ЛАЭС, обнаружившая выход нефти (нефтепродуктов), должна:

- принять меры по предотвращению пожара, несчастных случаев;

- проверить закрытие секущих задвижек. Дотянуть вручную, обесточить и вывесить плакаты: «Не включать. Работают люди». (При наличии нетелемеханизированных задвижек по команде диспетчера РНУ (УМН) закрыть их);

- обозначить место выхода и разлива нефти (нефтепродуктов) предупреждающими знаками;

- принять первичные меры по локализации растекания нефти (нефтепродукта);

- принять первоочередные меры по эвакуации людей из опасной зоны, а так же обеспечить не допуск людей в опасную зону.

Должно быть организовано отключение станций катодной и дренажной защиты нефтепровода (нефтепродуктопровода) на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места аварии.

 

6. Организация ликвидации последствий аварийной ситуации.

Как правило, организацией этих работ занимается руководство НПС силами аварийной бригады, для чего разрабатываются мероприятия по ликвидации аварии и ее последствий.

Аварийно-восстановительные работы на МТ проводятся в следующей последовательности:

- технологическая операция по отключению аварийного участка;

- локализация и сбор нефти/нефтепродуктов;

- установка (сооружение) временных емкостей для сбора нефти/нефтепродуктов;

- подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

- вскрытие аварийного участка МТ и сооружение ремонтного котлована;

- освобождение аварийного участка МТ от нефти/нефтепродукта;

- зачистка котлована от нефти/нефтепродукта и замазученного грунта;

- вырезка дефектного участка МТ или установка ремонтной конструкции;

- герметизация внутренней полости МТ;

- сверление отверстий для контроля за уровнем нефти/нефтепродуктов перед герметизаторами и избыточным давлением газов или вакуумом и для контроля ГВС в полости ремонтируемого участка;

- монтаж и приварка катушки;

- заварка контрольных отверстий;

- контроль качества сварных швов;

- изоляция отремонтированного участка МТ;

- подбивка грунта с последующей засыпкой МТ;

- пуск МТ в работу и вывод его на эксплуатационный режим;

- восстановление защитного обвалования (для узлов запорной арматуры и КПП СОД);

- откачка собранной нефти/нефтепродуктов из емкостей для их сбора в нефтепровод/нефтепродуктопровод;

- рекультивация загрязненных земель.

Расчетная продолжительность выполнения работ по ликвидации аварий (инцидентов) не должна превышать 80 ч в обычных условиях, для болотистой местности продолжительность выполнения работ увеличивается на величину от 30 % до 50 %.

Ликвидация повреждений МН (МНПП) может быть выполнена методами постоянного или временного ремонта.

К постоянным методам относится вырезка катушки или участка МН (МНПП) с повреждением и вварка новой катушки или секции трубы, установка ремонтных конструкций, заварка свищей с установкой «чопиков» (металлических пробок), приварка патрубков с заглушками П7, П8, П9 (рисунок 11.1).

Расстояние от сварных швов приварки элементов ремонтных конструкций к трубе до сварных швов присоединений и патрубков должно быть не менее 100 мм.

К временным методам ремонта относится установка ремонтных муфт:

- МРС (муфта ремонтная самогерметизирующая) (рисунок 2);

- не обжимных приварных муфт В1 (рисунок 3);

- муфт с коническими переходами В2 (рисунок 4).

Необжимные приварные муфты и муфты с коническими переходами могут быть применены на срок не более одного месяца, с обязательной последующей заменой их с применением методов постоянного ремонта.

Срок применения МРС для ремонта повреждений в русловой части ППМН определяется временем, необходимым на разработку проектной документации для строительства ППМН.

Восстановление аварийного участка нефтепровода (нефтепродуктопровода) путем вырезки и замены на новый проводится:

- при наличии на трубопроводе сквозной трещины в сварном шве и в основном металле трубы;

- при разрыве кольцевого монтажного шва;

- при разрыве продольного сварного шва или металла трубы.

               Рисунок 11.2- МРС                                               Рисунок 11.3- муфта В1

                                                     Рисунок 11.4- муфта В2

 

Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий (свищей) могут быть отремонтированы установкой стальных пробок – ремонтная конструкция П10 («чопиков»).

Ремонтная конструкция П10 приведена на рисунке 11.5.

 

	Рисунок 6 – Чоп гладкий

 

Рисунок 11.5. Ремонтная конструкция П10

 

«Чоп» не должен препятствовать прохождению очистных и внутритрубных инспекционных снарядов и выступать внутрь трубы не более, чем на 5 мм. « Чоп» забивают до полного устранения течи, после чего наружную выступающую часть обваривают электросваркой с формированием на поверхности трубы усиления высотой не более 3 мм, с шириной обварки от 4 до 5 мм по периметру «чопа».

Не допускается устанавливать более одного «чопа» по периметру поперечного сечения нефтепровода (нефтепродуктопровода). Расстояние между «чопами» по продольной оси нефтепровода (нефтепродуктопровода) должно быть не менее 0,5 м.

Допускается установка «чопов» диаметром не более:

- 15 мм на МН (МНПП) диаметром 219 мм;

- 25 мм на МН (МНПП) диаметром 325 мм и 377 мм;

- 30 мм на МН (МНПП) диаметром 426 мм;

- 40 мм на МН (МНПП) диаметром 530 мм и выше.

12 Анализ внеплановых остановок

Несмотря на высокую надежность и отказоустойчивость механо-технологического, энергетического оборудования и оборудования АСУТП поломка отдельных единиц оборудования или линий связи не исключена. Она может быть вызвана заводским браком, поломками оборудования вследствие их длительной наработки, неверными действиями персонала, и другими причинами.

Отказ – это событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния оборудования. В свою очередь отказы оборудования могут привести к остановке как основного насосного оборудования, так и НПС в целом. К отказам оборудования также причисляются неверные действия персонала эксплуатирующего или обслуживающего оборудование.

Каждый отказ механо-технологического оборудования, электрооборудования, оборудования АСУТП должен подлежать учету и должен быть расследован с установлением причин и виновных лиц. По результатам расследования должен быть оформлен акт расследования отказа и разработаны мероприятия по предупреждению подобных отказов с указанием сроков и ответственных лиц за выполнение этих мероприятий.