И приспособлений, применяемых при ремонте МН»

И приспособлений, применяемых при ремонте МН»

 

Разработчик: зав. отделением РУЦ Отев А.Е.

                  инженер РУЦ      Соловьев О.А.

г. Ухта 2013 год

 

Рассмотрено и одобрено на заседании

Методического совета

№ _____ от «___» __________2013г.

 

Содержание

 

Содержание. 2

Введение. 4

1 Нормативные ссылки. 4

2 Термины и определения. 5

3 Основные положения. 8

4 Устройство и эксплуатация приспособлений для вырезки отверстий в нефтепроводе. 8

4.1 Технология и организация земляных работ при ремонте без остановки перекачки. 10

4.2 Устройство для холодной врезки Ду 50,100,150,200,300,500, «УХВ». 27

4.3 Прорезное устройство АКВ-103 «Пиранья». 35

4.4 Устройство и эксплуатация приспособления для ручного и автоматического выпуска ГВС.. 43

4.5 Устройство и эксплуатация приспособления для откачки нефти «АКВ 201». 57

4.6  «Устройство и эксплуатация приспособления для перекрытия патрубков типа «Пакер». 60

4.7 Устройство и эксплуатация приспособления для установки и извлечения герметизирующих пробок вантузов «ПУИП 150-2,5.» и с помощью ручного инструмента. 69

4.8  Устройство и эксплуатация машин для безогневой резки труб. 81

6 Устройство и эксплуатация и герметизаторов внутренней полости нефтепровода. 99

6.1 Технология герметизации внутренней полости трубопроводов линейной части МН. Общие требования к герметизаторам, применяемым для перекрытия трубопроводов. 100

6.2 Устройство для перекрытия внутренней полости магистральных нефтепроводов «Кайман». 103

6.3 Конструкция устройства. 104

6.4 Порядок установки герметизатора во внутреннюю полость нефтепровода. 105

6.5 Хранение и транспортирование герметизатора. 108

6.6 Меры безопасности при эксплуатации герметизаторов «Кайман». 108

6.7 Герметизатор резинокордный для временного перекрытия внутренней полости магистральных нефтепроводов «ГРК». 109

6.8 Конструкция герметизатора ГРК. 110

6.9 Безопасный демонтаж герметизатора из полости нефтепровода. 115

6.10 Установка герметизатора в наклонные участки нефтепровода. 115

6.11. Хранение и транспортирование герметизатора. 117

6.12. Меры безопасности при эксплуатации герметизаторов «ГРК». 117

6.13 Технические характеристики герметизаторов ПЗУ.. 117

6.14 Устройство и принцип работы пневмодрели. 121

Тема 7. Устройство и эксплуатация шлифовальных машин. 129

7.1 Требования к персоналу. 129

7.2 Требования к шлифовальным машинам. Устройство и технические характеристики. Основные узлы шлифмашин. 129

7.3 Подготовка к работе и порядок работы со шлифовальной машиной. 130

7.4 Техническое обслуживание ручных шлифовальных машин. 131

7.5 Виды абразивных кругов, применяемых на шлифмашинах. Установка абразивного круга. 131

7.6 Меры безопасности при работе со шлифовальными машинами. 132

8 Охрана труда, электробезопасность и пожарная безопасность. 135

8.1 Требования к персоналу, выполняющему работы с приспособлениями и механизмами. 135

8.2 Анализ производственного травматизма. 135

8.3 Спецодежда и защитные приспособления, используемые при работе с приспособлениями и механизмами. 138

8.4 Электробезопасность. 139

8.5 Меры защиты от поражения электрическим током.. 140

8.6 Допуск рабочих к обслуживанию электроустановок. 141

8.7 Опасность поражения электрическим током.. 142

8.8 Основные меры безопасности при проведении газоопасных работ. 143

8.9 Пожарная безопасность при проведении ремонтных работ на нефтепроводе. 144

8.10 Действия персонала при возникновении аварийных и нештатных ситуаций. 145

8.11 Приемы оказания первой помощи пострадавшим на производстве. 146

ЛИТЕРАТУРА.. 150

 

Введение

 

Учебное пособие разработано Региональным учебным центром ОАО «СМН» на основании Федеральных нормативных документов, Регламентов и руководящих документов ОАО АК «Транснефть».

Пособие предназначено для  обучения рабочих и ИТР безопасному проведению ремонтных работ на линейной части МН с использованием машин и приспособлений.

 

 1 Нормативные ссылки

 

В настоящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы:

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Утверждены приказом Министерства энергетики РФ №6 от 13.01.2003

Правила устройства электроустановок. Утверждены приказом Минэнерго России № 204 08.07.2002

ПОТ РО-14000-005-98 Положение. Работы с повышенной опасностью. Организация проведения

ПОТ РМ-007-98 Межотраслевые правила по охране труда при погрузочно-разгрузочных работах и размещении грузов

ПОТ Р М-012-2000 Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте

ПОТ РМ 020-2001 Межотраслевые правила по охране труда при электросварочных и газосварочных работах

ГОСТ 12.3.009-76* Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности

ГОСТ Р 51330.0-99 Электрооборудование взрывозащищенное.  Общие требования

ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное.   

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

РД-13.220.00-КТН-575-06 Правила пожарной безопасности на объектах ОАО "АК "Транснефть" и дочерних акционерных обществ

ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

РД 09-364-00 Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах

РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов

РД-75.180.00-КТН-150-10 Регламент по вырезке и врезке «катушек» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных трубопроводов

ОР-03.100.30-КТН-150-11 Порядок организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах организаций системы «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение

 

2 Термины и определения

В настоящем документе применены следующие термины с соответствующими определениями:

2.1  авария: Разрушение сооружений и (или) технических устройств применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

2.2 авария на объекте ОСТ: Внезапный вылив или истечение нефти, нефтепродуктов в результате полного разрушения или частичного повреждения трубопровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими событиями:

2.3 - воспламенение нефти, нефтепродуктов или взрыв их паров;    

2.4 - загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов, или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;

2.5 - смертельным травматизмом людей;

2.6 - объем утечки составил 10 м³ и более.

2.7 линейная часть магистрального нефтепровода: Совокупность участков нефтепровода, соединяющих нефтеперекачивающие станции между собой либо с приемо-сдаточными пунктами и сооружений, входящих в состав нефтепровода.

2.8 Примечание - к сооружениям линейной части магистрального нефтепровода относятся: собственно трубопровод, переходы через линии электропередач и технологической связи, установки электрохимической защиты трубопровода от коррозии, устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты, сооружения линейной службы эксплуатации, противопожарные средства, противоэрозионные сооружения, вдольтрассовые дороги.

2.9 магистральная насосная: Комплекс технологического оборудования, осуществляющий повышение давления в магистральном трубопроводе с помощью магистральных насосных агрегатов.

2.10 магистральный нефтепровод (МН): Инженерное сооружение, состоящее из трубопроводов с арматурой и связанных с ними нефтеперекачивающих станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих приемку, транспортировку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта.

2.11 нефтеперекачивающая станция: Комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти насосными агрегатами по магистральному нефтепроводу.

2.12 организации системы «Транснефть»: Организации, осуществляющие на основании устава и/или гражданско-правового договора деятельность, связанную с транспортировкой по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов и/или любую из таких функций как: обеспечение работоспособности (эксплуатации); финансовой стабильности; безопасности; социального и/или информационного обеспечения деятельности объектов/предприятий магистрального трубопроводного транспорта, если в таких организациях ОАО «АК «Транснефть» и/или его дочерние общества являются учредителями, либо участниками (акционерами), владеющими в совокупности более чем 20 процентами долей (акций и т.п.).

2.13 охрана окружающей среды: Деятельность юридических и физических лиц, направленная на сохранение и восстановление природной среды, рациональное использование и воспроизводство природных ресурсов, предотвращение негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду и ликвидацию ее последствий.

2.14 охранная зона магистрального нефтепровода: Территория вдоль трассы нефтепроводов и вокруг их технологических объектов, необходимая для обеспечения безопасности эксплуатации указанных нефтепроводов и объектов, на которой устанавливаются особые условия землепользования в порядке, определяемом правительством РФ.

2.15  подводный переход магистрального нефтепровода: Участок нефтепровода, проложенного через реку или водоем шириной в межень по зеркалу воды более 10 м и глубиной свыше 1,5 м.

2.16  пожарная безопасность: Состояние объекта, при котором с установленной вероятностью исключается возможность возникновения и развития пожара и воздействия на людей опасных факторов пожара, а также обеспечивается защита материальных ценностей.

2.17 предельно допустимая концентрация (ПДК): Концентрация загрязняющего вещества не оказывающая в течение всей жизни прямого или косвенного неблагоприятного действия на настоящее или будущие поколения, не снижающая работоспособности человека, не ухудшающая его самочувствие и санитарно-бытовых условий жизни.

2.18 промышленная безопасность опасных производственных объектов: Состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий.

2.19 технические устройства: Технологическое оборудование, агрегаты, технические системы (комплексы), аппаратура, приборы, их узлы и составные части.

2.20 технический коридор: Территория, по которой проходит нефтепровод или система параллельно проложенных трубопроводов и коммуникаций, с частично совпадающими или соприкасающимися полосами отвода или охранными зонами.

2.21 техническое диагностирование: Определение технического состояния объекта. Включает: контроль технического состояния; поиск места и определение причин отказа (неисправности); прогнозирование технического состояния.

2.22 несанкционированные врезки: Врезки в нефтепровод, проводимые третьими лицами без согласования с эксплуатирующей организацией.

2.23 вырезка: Метод ремонта, заключающийся в вырезке из трубопровода секции или участка секции с дефектом («катушка») и замене бездефектной «катушкой».

2.24 катушка: Часть трубы длиной не менее диаметра и не более длины заводской секции трубы, ввариваемая в трубопровод с помощью двух кольцевых стыков или вырезаемая из трубопровода с помощью двух кольцевых резов.

 

 

Обозначения и сокращения

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

АКН – автомобильный конденсато - нефтесборщик;

ВТД – внутритрубная диагностика;

ГРК – герметизатор резино-кордовый;

ИТР – инженерно-технические работники;

КМТ – композитно-муфтовые технологии;

ГВС- газо-воздушная смесь

ЛПДС – линейно-производственная диспетчерская станция;

ЛЭП – линия электропередач;

ЛЭC – линейная эксплуатационная служба;

НПС – нефтеперекачивающая станция;

ОСТ - организация системы «Транснефть»;

ПДВК – предельно-допустимая взрывоопасная концентрация;

ПКУ - пункт контроля и управления;

ППР - проект производства работ;

ППУ - передвижные паровые установки;

ПЗУ – пневматическое запирающее устройство

ПРУ - приемо-раздаточные устройства;

СИЗ - средство индивидуальной защиты;

ТОР – работы по текущему обслуживанию и ремонту оборудования

УХВ- устройство холодной врезки

ЦРС – центральная ремонтная служба.

3 Основные положения

 

Целевым назначением пособия является обучение трубопроводчиков линейных, ИТР службы ЛЭС, ЦРС  устройству и работе с механизмами, приспособлениями, применяемыми при выполнении ремонтных работ на МН. Последовательность операций и технология выполнения работ соответствует требованиям  РД  ««Технология ремонта магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с давлением до 6,3 МПа», РД-75.180.00-КТН-150-10 «Регламент по вырезке и врезке «катушек» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных трубопроводов».

При разработке пособия учтены требования конструкторской документации заводов-изготовителей и действующих нормативно-технических документов.

Защита кабелей связи

 

Организационные мероприятия

Все работы в охранной зоне кабелей связи должны выполняться в соответствии с правилами РФ [1], ОР-05.01-64.20.30-КТН-014-1-03 (для кабелей производственно-технологической связи ОАО «АК «Транснефть») и ТУ, выданными предприятием, эксплуатирующим кабельные линии связи на каждое конкретное место производства работ.

При проведении работ в охранной зоне линейно-кабельных сооружений производственно-технологической связи подрядными организациями и собственными подразделениями ОСТ, не позднее, чем за 5 дней до начала работ ОСТ должна уведомить и вызвать представителя ПТУС на место производства работ.

Представитель ПТУС при выезде обязан иметь:

схемы прохождения кабельных линий связи с привязкой к МН и другую техническую документацию по данному участку линейно-кабельных сооружений связи, поясняющую местонахождение кабелей связи относительно МН;

исправный комплект приборов (трассоискатель) для определения трассы прохождения и глубины залегания кабелей связи; проверить перед выездом его работоспособность и зарядку аккумуляторных батарей;

указательные знаки, необходимый запас вешек;

бланки акта передачи на сохранность кабельной магистрали, замерных столбиков и предупредительных знаков, предупреждения и предписание о запрете производства земляных работ;

средства радиосвязи.

По результатам работы по уточнению трассы кабельной линии связи составить акт передачи на сохранность кабельной магистрали, замерных столбиков и предупредительных знаков с участием представителя заказчика (ЛЭС) и представителя подрядчика, ведущего работы в охранной зоне. В акте указывается количество шурфов, установленных вешек, предупредительных знаков. После подписания акта ответственность за сохранность установленных вешек и предупредительных знаков несет производитель работ.

В результате работы по уточнению трассы инженерных коммуникаций, и в том числе линейно-кабельных сооружений связи, подразделение ОСТ оформляет Акт-допуск с участием представителя подрядчика и ПТУС, эксплуатирующего коммуникации связи.

ОСТ совместно с представителями подрядчика и ПТУС, эксплуатирующего коммуникации связи на участке производства работ, должны оформить разрешение на производство работ в охранной зоне линий и сооружений связи.

До начала работ в охранной зоне кабелей связи ОСТ составляет список (в двух экземплярах) производителей работ, мастеров, бригадиров, машинистов землеройных и других строительных механизмов и машин, а также рабочих, которые будут выполнять землеройные работы и должны быть под расписку ознакомлены с расположением трасс подземных кабелей и других сооружений связи. С ними должен быть проведен инструктаж о порядке производства земляных работ, обеспечивающих сохранность сооружений связи, и вручить письменные предупреждения. При проведении инструктажа особое внимание должно быть обращено на опасность поражения электрическим током, так как на линиях связи имеется опасное для жизни людей напряжение. Один экземпляр списка остается у представителя ПТУС, второй экземпляр списка передается производителю работ.

После оформления всех разрешительных документов ЛЭС оформляет ордер на право производства работ в охранной зоне инженерных коммуникаций, в котором, за подписью должностного лица ПТУС (начальника или лица, его замещающего) удостоверяет выполнение всех необходимых мероприятий по обеспечению безопасности производства работ в охранной зоне линейно-кабельных сооружений связи.

В случае несоблюдения правил и создания вследствие этого угрозы для сохранности линейно-кабельных сооружений связи представитель ПТУС обязан:

принять меры к прекращению работ;

сообщить о нарушении и принятых мерах диспетчеру ПТУС и руководству цеха электросвязи ПТУС;

составить акт о нарушении;

вручить ответственному лицу предписание о запрете производства земляных работ в охранной зоне кабельной линии связи.

ПТУС в случае нарушения правил [1] и информирует ОСТ об угрозе сохранности линейно-кабельных сооружений связи и совместно с ОСТ решает вопрос по обеспечению их сохранности.

Технические мероприятия

Представитель ПТУС устанавливает по технической документации, приборным методом и методом шурфования точное местоположение кабелей связи и других сооружений кабельной линии, а также определяет глубину их залегания.

Место расположения подземных сооружений связи уточняется по всей длине действующего подземного кабеля связи в зоне производства работ и обозначается вешками высотой 1,5 м, которые устанавливаются на прямых участках трассы через 10 м, у всех точек отклонений от прямолинейной оси трассы более чем на 0,5 м, на всех поворотах трассы, а также на границах разрытия грунта, где работы должны выполняться ручным способом. Работы по установке предупредительных знаков, вешек и шурфованию кабеля выполняются силами и средствами ЛЭС или подрядчика, в присутствии представителя ПТУС.

До определения и точного обозначения местоположения кабеля связи, документального оформления разрешений на производство работ проведение земляных работ не допускается.

Устройство временных переездов (укладку деревянных настилов и бетонных плит, подсыпку щебня и гравия) для защиты кабельных линий связи от механических повреждений при движении строительных механизмов и гусеничного транспорта осуществляет подрядчик или ОСТ, выполняющие работы.

Раскопка грунта в пределах охранной зоны подземной кабельной линии связи или линии радиофикации допускается только с помощью лопат, без резких ударов. Пользоваться ударными инструментами (ломами, кирками, клиньями, пневматическими или электрическими инструментами) запрещается.

При разработке котлованов на трассе подземной кабельной линии связи подрядчик, ОСТ производит защиту кабеля от повреждений в следующем порядке:

· кабель, следуемый параллельно нефтепроводу и проложенный в непосредственной близости полностью откапывается ручным способом и переносится в сторону в заранее подготовленную траншею, позволяющую обеспечить его сохранность. В случае невозможности выполнения данного требования, перед началом ремонтных работ производится прокладка нового кабеля параллельно существующему. Данные работы выполняются за счёт средств заказчика;

· кабель, проложенный в трубах (блоках), раскапывается ручным способом только до верхнего края трубы (блока). Затем прокладывается балка, необходимая для подвески указанного кабеля. После этого продолжается раскопка грунта до нижнего края трубы (блока), производится подвеска кабеля и затем дальнейшее разрытие грунта;

· при разработке траншеи или котлована ниже уровня залегания подземного кабеля связи или в непосредственной близости от него должны быть приняты меры к недопущению осадки и оползания грунта;

· при пересечении кабеля связи первоначально определяется его местоположение, выполняется шурфование, вручную производится его открытие на длину, позволяющую свободно уложить его в защитный кожух из швеллера, длиной, равной ширине траншеи плюс 2 м с каждой стороны траншеи. Внутри и снаружи кожух обработать защитным антикоррозионным составом. Кожух по всей длине соединить болтовыми соединениями на расстоянии не более 1 м с каждой стороны. Для установки болтовых соединений приварить петли.

Отогревание мерзлого грунта в зоне расположения подземных кабелей связи должно производиться так, чтобы температура грунта не вызывала повреждения оболочки и изоляции жил кабеля связи. Разработка мерзлого грунта с применением ударных механизмов запрещается.

Засыпка траншеи в месте пересечения подземных кабелей связи производится слоями грунта толщиной не более 0,1 м, с тщательным уплотнением. В зимних условиях засыпка производится песком или талым грунтом.

Траншея засыпается вместе с балками и коробами, в которых были уложены кабели связи, о чем составляется акт на скрытые работы.

После завершения работ по ремонту нефтепровода кабель связи возвращается на своё место. За счёт средств заказчика проводится полный комплекс измерений, проверка герметичности оболочки кабеля. В случае соответствия параметров кабеля связи нормам производится его засыпка. При несоответствии нормам проводится комплекс работ по доведению его до нормативного состояния или замена кабеля.

В данном разделе указаны мероприятия по защите кабеля связи
ОАО «Связьтранснефть». Мероприятия по обеспечению сохранности кабелей других организаций необходимо выполнять согласно ТУ владельца.

 

 

Требования к определению местоположения ремонтируемого нефтепровода

Перед началом работ необходимо:

- определить на местности местоположение ремонтируемого участка нефтепровода;

- определить ось нефтепровода и измерить глубину его залегания;

- обозначить знаками ось нефтепровода с указанием глубины залегания;

- обозначить границы рабочего котлована и зоны производства работ.

 

Определение местоположения ремонтируемого участка выполнить в следующей последовательности:

- на местности, выполнить привязку двух ближайших маркерных пунктов, указанных в сертификате по техническому отчету внутритрубной диагностики;

- замерить расстояния от каждого маркерного пункта до места ремонтируемого участка. Предварительно с помощью трассоискателя определить ось нефтепровода. Местоположение ремонтируемого участка обозначается вешкой;

- с помощью трассоискателя определить ось нефтепровода и измерить глубину его залегания (толщину слоя грунта над верхней образующей нефтепровода). Замеры выполнять через каждые 2 м.

Глубина возможного залегания нефтепровода определяется с учетом погрешности определения глубины: - 10%; 

- обозначить металлическими знаками (далее – знак) ось нефтепровода. Знаки должны быть установлены на высоте от 1,5 до 2,0 м от поверхности земли через каждые 2 м. На знаках указывается название нефтепровода и глубина его залегания.

Знак должен представлять собой стойку с щитом-указателем размером 200х200 мм. Установку знаков в грунте выполнять с помощью перфоратора путем сверления отверстий глубиной от 0,3 до 0,4 м;

- проверить по раскладке труб наличие трубной арматуры и сварных присоединений на участке производства земляных работ и обозначить их вешками.

Схема обозначения оси ремонтируемого нефтепровода представлена на рисунке 4.1.2.

 

 

Рисунок 4.1.2 - Схема обозначения оси ремонтируемого нефтепровода

 

 Требования к проведению работ по разработке защитного земляного валика

Глубина залегания нефтепровода должна определяться без учета высоты защитного земляного валика (далее – валик).

При глубине залегания нефтепровода более 1,0 м, допускается разработка валика механическим способом.  

Длина разрабатываемого валика определяется из расчета:

L = l + 5,

где l- длина ремонтируемого участка нефтепровода (м), при этом расстояние от конца ремонтируемого участка до прилегающей торцевой стенки котлована должно быть не менее 1 метра-рисунок 4.5.2.

Расчистить территорию в границах рабочей площадки от снега.

Рыхление грунта валика должно осуществляться горизонтальным способом, для чего рабочий орган гидромолота должен быть переведен в горизонтальное положение. Угол наклона рабочего органа не должен превышать отклонение от горизонтального положения более чем на 15°.

Схема проведения работ по разработке валика, представлена на рисунке 4.1.2

Рыхление грунта валика должно выполняться послойно с шагом (толщина слоя) не более 0,2 м.

Выборка разрыхленного грунта должна осуществляться экскаватором сразу после его рыхления.

Разрыхленный грунта должен в сторону не ближе, чем на 0,5 м от границы рыхления защитного земляного валика.

После каждой выборки грунта должно уточняться местоположение оси нефтепровода и измеряться глубина его залегания.

Рыхление грунта валика должно быть прекращено в следующих случаях:

- появление постороннего шума;

- касания тела трубы рабочим органом гидромолота;

- завершения разработки валика до отметок поверхности земли;

- при остаточной глубине залегания нефтепровода менее 1,0 м.  

 

Требования к проведению работ по определению фактического положения нефтепровода

Перед началом работ по разработке рабочего котлована необходимо:

- с помощью трассоискателя уточнить ось нефтепровода и измерить глубину его залегания. Замеры выполнять через каждые 2 м.

Границы возможного положения нефтепровода определяются с учетом погрешности измерений прибора: ±10%.

Глубина возможного залегания нефтепровода определяется с учетом погрешности определения глубины: - 10%. 

- обозначить знаками ось нефтепровода. Знаки должны быть установлены на высоте от 1,5 м до 2,0 м от поверхности земли через каждые 2 м. На знаках указывается название нефтепровода и глубина его залегания;

- обозначить возможное положение боковых образующих стенки трубы, определенных с учетом погрешности измерений прибора. Знаки должны быть установлены со стороны разработки продольной траншеи на высоте 1,0 м от поверхности земли;

- определить и обозначить границы разработки продольной траншеи. Внутренняя граница продольной траншеи устанавливается на расстоянии не менее 0,8 м от возможной боковой образующей стенки трубы. Знаки должны быть установлены по углам продольной траншеи на высоте 1,0 от поверхности земли. Между знаками протянуть сигнальную ленту.

Схема обозначения возможного положения нефтепровода представлена на рисунке 4.1.3.

 

Рисунок 4.1.2. - Схема проведения работ по разработке защитного земляного валика

 

 

Рисунок 4.5..3. - Схема обозначения возможного положения нефтепровода

 

Размеры продольной траншеи: длина – от 3,0 до 4,0 м; ширина – от 1,0 до 1,5 м; глубина – определяется с учетом расстояния от нижней образующей трубы до дна ремонтного котлована не менее 0,6 м.

 

Разработка ремонтного котлована должна начинаться с рытья продольной траншеи.

 

При разработке продольной траншеи гидромолотом необходимо:

- рыхление грунта выполнять послойно с шагом 0,2 – 0,4 м, с перемещением рабочего органа гидромолота в вертикальном направлении;

- выборку разрыхленного грунта осуществлять экскаватором сразу после его рыхления;

- отвал грунта, извлеченного из траншеи, для предотвращения падения кусков грунта в траншею, размещать на расстоянии не менее 1 м от бровки ремонтного котлована. Валуны, камни и прочие негабаритные включения (более 2/3 ширины ковша экскаватора прямого копания) должны быть разрушены или удалены на границу зоны производства работ;

- после каждой выборки грунта на 0,2 – 0,4 м необходимо уточнять положение боковой образующей нефтепровода и измерять глубину его залегания.

Схема проведения работ по разработке продольной траншеи, представлена на рисунке 4.1.4.

 

Рыхление грунта гидромолотом должно быть прекращено в следующих случаях:

- появление постороннего шума;

- касания тела трубы рабочим органом гидромолота;

- завершения разработки траншеи до отметок дна траншеи;

- при определении в границах разработки траншеи наличия нефтепровода или уменьшении расстояния до боковой образующей стенки трубы на величину менее 0,8 м.  

 

Рисунок 4.1.4 - Схема проведения работ по разработке продольной траншеи

 

Для определения фактического положения нефтепровода необходимо:

- обозначить границы поперечной траншеи. Длина траншеи должна определяется с учетом глубины залегания нефтепровода, шага рыхления грунта и глубины залегания нефтепровода;

- вручную с применением отбойных молотков (перфораторов) выполнить рыхление грунта в направлении от нефтепровода в сторону разработанной продольной траншеи. Угол наклона отбойного молотка не должен превышать отклонение от горизонтального положения более чем на 45°. Рыхление грунта должно выполняться ступенчато с шагом 0,2 м;

- выборку грунта из поперечной траншеи осуществлять шанцевым инструментом.

 

Назначение устройства

Устройство для холодной врезки предназначено для механической вырезки отверстий в трубопроводах, через вантуз.

Вантуз – это задвижка с патрубком, устанавливаемая под прямым углом к оси трубопровода.

Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти в нефтепровод после ремонта, а также впуска воздуха при освобождении и выпуска газовоздушной смеси при заполнении нефтепровода.

Вырезка отверстий в трубопроводе производится без остановки перекачки, при давлении в трубопроводе не более 2,5 МПа. Одним из приспособлений по вырезке отверстий в трубопроводе является УХВ –150, УХВ-300.

          

 Технические характеристики устройства

Устройство, рассчитанное на давление в нефтепроводе до 6,4 МПа, предназначено для механической вырезки отверстий в трубопроводах Ду 300…1200 мм, находящихся под давлением рабочих сред до 2,5 МПа (нефть, вода и др.), через запорную арматуру (вантуз) условным проходом (DN) 100, 150, 200, 300, установленную на отводной патрубок.

Устройство УХВ - 150 предназначено для работы на задвижках ДN 100 и 150, при этом, для того чтобы установить приспособление на задвижку ДN 100 необходимо использовать специальный переходник, поставляемый в комплекте, Ду 150→Ду 100.

Устройство УХВ - 300 предназначено для работы на задвижках ДN 200 и 300, при этом, для того чтобы установить приспособление на задвижку ДN 200 необходимо использовать специальный переходник, поставляемый в комплекте, Ду 300→ Ду 200.

Устройство должно эксплуатироваться при следующих параметрах окружающей среды:

Температура окружающего воздуха	от минус 40°С до + 40°С
атмосферное давление	630 - 800 мм рт. ст.;
относительная влажность	от 40% до 80%.

 Таблица 4.2 - Основные технические характеристики устройств УХВ-150, УХВ-300

Наименование	УХВ-150		УХВ-300
Условный проход, ДN	100	150	200	300
Диаметр прорезаемого трубопровода, мм, минимальный	325	480	530	530
Максимальный	1220		1220
Диаметр фрезы, мм	80	120	175	250
Максимальная толщина стенки прорезаемой трубы, мм	22
Частота вращения инструмента, об/мин	49.82
Подача инструмента, мм/об	0.062
Ход при вырезке отверстия (Smax), мм	100		120
Рабочее вращение шпинделя	правое (по часовой стрелке)
Время вырезания отверстия, мин	30		60
Максимальное давление в нефтепроводе, МПа	6,4
Максимальное давление среды в трубопроводе при врезке, МПа	2,5
Напряжение питания, В	380
Электродвигатель	АИМ920L4У2.5		АИМ100S4У2.5
Мощность, кВт	2,2		3
Число оборотов, об/мин	1395		1420
Масса электродвигателя, кг	55		61
Габаритные размеры, мм	1370х740х430		1750х880х530
Масса (без электрооборудования и переходника), кг	200		380

 

Конструкция устройства

Устройство (см. рисунок 4.2.1) состоит из фланца {1}, редуктора {2}, шпинделя {3}, водила {4}, электродвигателя и электрооборудования.

Сальниковое уплотнение {20} служит для герметизации вращающего шпинделя {3} со стороны задвижки.

В редуктор {2} входит корпус с крышками, «червячное колесо – зубчатое колесо» {6} с приваренным к нему цилиндром, на которой устанавливается, водило {4} с зубчатым венцом. В отверстие блока «червячное колесо - зубчатое колесо» со сквозным шпоночным пазом, который продолжается в приваренном цилиндре сквозной прорезью шириной, равной ширине шпоночного паза, устанавливается шпиндель {3} с закрепленной в нем шпонкой {7}. В корпусе редуктора установлено также устройство для включения и выключения механической подачи шпинделя {3}, представляющее собой эксцентрик {8}, закрепленный с одной стороны в кронштейне корпуса редуктора, с другой – в крышке редуктора. На эксцентрик надет блок шестерен {9} и установлена ручка {10}.

Шпиндель {3} представляет собой трубу, к нижнему концу которой крепится режущий инструмент {11}, {12}, а на верхнем конце выполнено резьбовое отверстие в завернутой в трубу втулке {13} для ходового винта {14}, соединенного винтами с водилом {4}.