Анализ данных обследования участка нефтепровода Каражанбас - Актау
Месторасположение: Детский оздоровительный лагерь «Заря» расположен в одном из наиболее живописнейших уголков Карельского перешейка в поселке Молодежный недалеко от Зеленогорска. Территория, утопающая в янтарных соснах, близость побережья Финского залива, чудесные ландшафты делают отдых особенно приятным и полезным. Адрес: Санкт-Петербург, Курортный р-н, пос. Молодежное, Приморское шоссе, 656. ДОЛ «Заря»
Инфраструктура:Лагерь имеет большую огороженную охраняемую территорию, игровые комнаты, дискотечный зал, концертный зал, спортивные площадки с покрытием для игры в волейбол, баскетбол, общего направления.
Размещение:Зимние корпуса, 4–5 человек в комнате, необходимая мебель, душевые кабины и туалеты на каждом этаже (отдельно для мальчиков и девочек). В корпусе постоянно горячая вода, отопление.
Питание:Для детей организовано 5-ти разовое, здоровое и сбалансированное питание. Медицинское обеспечение:Осуществляются квалифицированными специалистами, все дети дополнительно застрахованы от несчастного случая
В стоимость путевки входит: - Доставка комфортабельным автобусом, - 4-5-местное уютное проживание, - качественное пятиразовое питание, - досуговые и развлекательные мероприятия, - страховка.
- копии свидетельства о рождении и медицинского страхового полиса, - медицинскую справку из школы о перенесенных инфекционных заболеваниях, сделанных прививках, с данными об имеющихся карантинах в классе и школе, заверенную печатью (форма 079-у), - результаты анализа на яйца-глист и энтеробиоз, - справку об эпидокружении по месту жительства (берется в поликлинике или в СЭС, действует 24 часа). ГАРРИ ПОТТЕР ВОЗВРАЩАЕТСЯ» ИНТЕНСИВНАЯ ЛИНГВИСТИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА НА БАЗЕ ДОЛ "МЕРИДИАН" (Лужский район, пос. Калгановка)
ПРИМЕЧАНИЕ. На данную программу можно оформить компенсацию на оплату части стоимости путевки за счет бюджета Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Гарри Поттер - самый известный юный волшебник в придуманном мире известной писательницы Джоан Роулинг. Уже знакомые всем герои Гарри, Рон и Гермиона, а вместе с ними и участники игры отправятся в рискованное путешествие, надеясь победить злые силы. Ребят ждут невероятные приключения, любимые герои, неожиданные сюжетные повороты и мир магии и волшебства. Инфраструктура лагеря. Лагерь расположен в дер. Калгановка Лужского района Ленинградской области. Территория лагеря огорожена и охраняется. В лагере имеются помещения для занятий, футбольное поле, детские игровые площадки, большой киноконцертный зал, зал для дискотек. В хорошо оборудованном медицинском корпусе круглосуточно дежурит врач. Проживание. Участники заезда размещаются в двухэтажных кирпичных корпусах по 4-6 человек в комнате с удобствами на этаже (отдельные блоки для мальчиков и девочек). Питание пятиразовое (завтрак, обед, полдник, ужин, второй ужин) с соблюдением всех норм СЭС по детскому питанию. Доставка в лагерь и обратно. Место встречи: ул. Новостроек (ДК им.Газа). Все участники заезда застрахованы от несчастного случая на период поездки. Видеосъёмка. Профессиональный оператор фиксирует все самые запоминающиеся моменты смены. Приобретённый после приезда из лагеря фильм на DVD спустя годы напомнит участнику смены и его родителям о незабываемой поездке. Программа. Погружение в атмосферу английского языка - языковой режим в течение дня (носители языка и российские преподаватели). Занятия разговорным английским языком (3 ч/день) + развивающие и ситуативные студии на английском языке (3 ч/день) в рамках тематической ролевой игры. Катание на лошадях, спортивные занятия. Дискотеки, шоу, отрядные мероприятия, развлекательные конкурсы. Необходимые документы: - Ксерокопия страхового медицинского полиса - Ксерокопия свидетельства о рождении - Ксерокопия СНИЛС -Результаты анализов (отр.) на энтеробиоз, я/глист и простейшие - Справка из школы Ф 079-У с указанием прививок, перенесенных заболеваний, состояния здоровья, отметкой об отсутствие карантина в школе - Справка из поликлиники об отсутствии карантина по месту проживания (действ.1-2 суток). Таблица 1 – Раскладка труб по участкам
Во время сбора исходных данных ПАТ "ИТН" получены результаты обследования нефтепроводов (дефектоскопии). Расчет максимально-допустимого рабочего давления нефтепровода выполнен по технологической схеме с учетом работы насосных станций.
Заказчиком предоставлены следующие материалы для проведения анализа дефектов: - Технологический регламент безопасной эксплуатации магистрального нефтепровода «Каламкас-Каражанбас-Актау»; - Технологический регламент безопасной эксплуатации магистрального нефтепровода "Узень - Жетыбай – СПН 112км - Актау (ІІ-нитка); - Технологический регламент безопасной эксплуатации магистрального нефтепровода «Узень-Жетыбай-Актау» І нитка участок «Жетыбай-Актау»; - Данные по технической диагностике участков МН "Каражанбас – Узень" за 2007 -2010 г. - сжатие профиля трубопровода с расстановкой запорной арматуры.
Анализ дефектов трубопроводов выполнен институтом с использованием ниже приведенной методологии. Дефекты труб линейной части магистральных нефтепроводов разделяют на внутренние и внешние. По типу дефекты деляться на: - коррозионные выемки и раковины; - одиночные и групповые, риски и царапины; - вмятины и гофры; - трещины и расслоения. В зависимости от типа, размеров и взаимного расположения коррозионных повреждений, принимается один из следующих методов восстановления несущей способности труб: - зачистки поверхности шлифованием; - заваривания коррозионных выемок; - установление герметичной муфты с технологическими кольцами; - установление композитной муфты; - замена катушки или участка линейной части.
Зачистка поверхности шлифованием и нанесение изоляционного покрытия используются в тех случаях, когда глубина одиночных коррозионных повреждений не превышает 20% от номинальной толщины стенки трубы, а максимальная длина дефекта не превышает значение, равное Когда глубина коррозионных повреждений трубы превышает 40% от номинальной толщины ее стенки, а также при больших коррозионных повреждениях, предполагается установка композитних муфт по технологии КМТ. При выявлении большого участка линейной части нефтепровода очень поврежденной коррозией или обнаружения трещин длиной более 50 мм, гофрированных вмятин, а также механических повреждений, размеры которых больше, чем допустимые строительными нормами и правилами, или в случаях, когда отсутствует возможность выполнения ремонта трубопровода другими методами, целесообразно установление катушек. Если зона повреждения трубопровода больше 10 м, то необходимо выполнить замену этого участка.
Анализ данных обследования участка нефтепровода Каражанбас - Актау
Участок НПС «Каражанбас» - НПС «Актау»
Данный участок нефтепровода выполнен из труб: 720x10 мм (трубы класса прочности К 52, изготовленные по ГОСТ 20295-74) на участке 62,132-100,239 км; 720x9 мм (трубы класса прочности К 52, изготовленные по ГОСТ 20295-74) на участке 100,239 -250,476 км; 720x10 мм (трубы класса прочности К 52, изготовленные по ГОСТ 20295-74) на участке 250,476 -259,046 км; 720x11 мм (трубы класса прочности К 52, изготовленные по ГОСТ 20295-74) на участке 259,46 -264,5 км;
Максимальное давление на выходе из НПС "Каражанбас" - 64 бар. По данным технической диагностики, которая проводилась в 2010 году, на данном участке нефтепровода присутствует значительное количество внешних дефектов трубопровода с глубиной коррозии до 20% от номинальной толщины стенки. Особенно большое количество дефектов присутствует на таких участках, как км 62 - км 68, км 139 - км 170, км 178 – км 189, км 228 – км 237 (более 100 дефектов стенки на 1 км трассы нефтепровода). Данное состояние поверхности трубопровода свидетельствует о плохом состоянии изоляции или изношенности станций катодной защиты. Дефекты с глубиной коррозии 20 – 40% устраняются методом заварки (внешние дефекты) или установлением композитных муфт (внутренние дефекты). По данным технической диагностики таких дефектов 1288 (внешние) и 1368 (внутренние). Данный тип дефектов присутствует фактически на всем участке нефтепровода. Несущая способность стенки на участках, где присутствуют дефекты с глубиной коррозии более 40% восстановлена путем установления композитных и "обжимных" муфт в 2010-2011 годах (по данным технической диагностики). Дефекты с глубиной коррозии более 40% являются недопустимыми и устраняются установлением композитных муфт по технологии КМТ. На данном участке в местах таких дефектов установлены "обжимные" приварные муфты. Но присутствуют и неотремонтированные участки - например км 155,7 -155,9. Для участков с наибольшей концентрацией внутренних и внешних дефектов проведен расчет на несущую способность трубопровода. Графики распределения дефектов на данном участке приведенные на рисунках 2 и 3.
На участке км 62-68 присутствует значительное количество дефектов с глубиной коррозии до 20%. Т.е. существующая толщина стенки на данном участке колеблется от 10 до 8 мм. Категория участка согласно приведенных данных - III, трубы - из стали класса прочности К 52 по ГОСТ 20295-74. Максимальное давление - 63 бар, минимальное - 60 бар. Приведем сравнительную таблицу для величины дефекта и максимального давления, который дефектный участок выдержит без разрушения.
Таблица 2
Учитывая полученные данные и учитывая среднюю скорость коррозии
Участок км 77 - км 119. По уровню коррозионного разрушения он близкий к предыдущему. На данном участке присутствует значительная внутренняя коррозия. Категория участка согласно приведенных данных - III, трубы - из стали класса прочности К 52 по ГОСТ 20295-74. Толщина стенки трубопровода на участке до км 100 – 10 мм, начиная с км 100 – толщина стенки – 9 мм. Максимальное давление - 56 бар, минимальное - 37 бар. Приведем сравнительную таблицу для величины дефекта и максимального давления, которое дефектный участок выдержит без разрушения.
Таблица 3
Учитывая полученные данные и учитывая среднюю скорость коррозии
Участок км139 - км 170. Категория участка согласно приведенных данных - III, трубы - из стали класса прочности К 52 по ГОСТ 20295-74. Толщина стенки трубопровода на данном участке - 9мм. Максимальное давление - 25 бар, минимальное - 10 бар. Приведем сравнительную таблицу для величины дефекта и максимального давления, которое дефектный участок выдержит без разрушения.
Таблица 4
Учитывая полученные данные и учитывая среднюю скорость коррозии
На участке км 170-190 присутствует значительное количество дефектов с глубиной коррозии до 20%. Т.е. существующая толщина стенки на данном участке колеблется от 9 до 7 мм. Категория участка согласно приведенных данных - III, трубы - из стали класса прочности К 52 по ГОСТ 20295-74. Максимальное давление – 37 бар, минимальное – 32 бар. Приведем сравнительную таблицу для величины дефекта и максимального давления, который дефектный участок выдержит без разрушения.
Таблица 5
Учитывая полученные данные и учитывая среднюю скорость коррозии
В комплексном техническом отчете по диагностическому контролю трубопровода Каражанбас-Актау указаны дефекты геометрии, а именно: - 1057 вмятин, глубина до 41,8 мм (5,8% от DN); - 5 гофр, глубина до 8,5 мм (1,2% от DN); - 1 сужения; - 3 овальности. Вмятины и гофры глубиной от 3,5% от DN без дополнительных дефектов и не в зоне сварного шва подлежат первоочередному ремонту (вырезка). На участке На км 191,965 - 191,967 обнаружен дефект типа "риска" с глубиной от 0,89 до 1,51 мм. Дефекты такого типа подлежат первоочередному ремонту.
На участках с глубиной коррозии до 20% проводится замена изоляции. Очистка от старой изоляции выполняется механизированным способом, дополнительное шлифование дефектов выполняется только в случаях неблагоприятной конфигурации полости коррозионного повреждения. При шлифовке путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма поверхности, снижена концентрация напряжений. Максимальное допустимое давление в трубе при проведении выборочного ремонта методом шлифовки – не более 2,5 МПа. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии. После шлифовки должна проверяться остаточная толщина стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии. Остаточная толщина не должна быть меньше 80 % от толщины стенки.
На участках с глубиной коррозии 20 – 40% проводится заварка внешних дефектов. Заварку разрешается применять для ремонта дефектов тела трубы типа "потеря металла" (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм. Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 4t (t - номинальная толщина стенки трубы). Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в т.ч. до спиральных, должно быть не менее 4t. Заварку разрешается проводить только на полностью заполненном нефтепроводе. Выполнение заварки на частично заполненном нефтепроводе не допускается. При выборочном ремонте максимальное допустимое давление в нефтепроводе не выше 2,5 МПа. Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому контролю для выявления внешних дефектов и ультразвуковому контролю для выявления внутренних дефектов. Результаты контроля должны оформляться в виде заключений.
На участках с глубиной коррозии больше 40% дефекты устраняются установлением композитных муфт по технологии КМТ. Муфты должны быть изготовлены в заводских условиях в соответствии с утвержденными в установленном порядке техническими условиями, конструкторской документацией, технологической картой, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы. Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается. Муфты должны быть изготовлены из листового материала или из новых (не бывших в эксплуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназначенных для сооружения магистральных нефтепроводов. Толщина стенки муфты и ее элементов при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не меньше толщины стенки ремонтируемой трубы. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины. Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности муфт не допускаются. Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей обработки поверхности. Композитная муфта устанавливается по композитно-муфтовой технологии. Композитные материалы должны быть испытаны и допущены к применению установленным порядком. Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не допускаются. Установка муфт проходит без сброса давления в нефтепроводе.
Вырезка дефекта (замена «катушки»). При этом способе ремонта участок трубы с дефектом («катушка») должен быть вырезан из нефтепровода и заменен бездефектной «катушкой». Вырезка дефекта должна применяться в случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра нефтепровода, невозможности обеспечения требуемой степени восстановления нефтепровода при установке муфт (протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией), экономической нецелесообразности установки муфт из-за чрезмерной длины дефектного участка. При данном методе ремонта разрабатывается котлован для сбора нефти. В нефтепровод проводится врезка отводов для откачки продукта. Участок трубопровода, на котором проводится замена «катушки» отсекают линейными задвижками и опоражнивают от нефти. На месте вырезанного участка осуществляется герметизация внутренной поверхности трубопровода и подготовка концов под приварку. Все сварные швы должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль. Реконструкция нефтепровода выполняется без остановки перекачки нефти. В связи с тем, на участках МН ремонтируемых методом замени труби или «катушек» предусматривается установка лупингов DN500. Лупинг врезается в существующий нефтепровод около линейных задвижек, которые отсекают дефектный участок. Рассматриваются следующие варианты реконструкции линейной части МН «Каламкас-Каражанбас-Актау» (участок Каражанбас-Актау): - реконструкция существующего нефтепровода DN 700 и врезка временных лупингов DN 500 на участках……………………………………. - реконструкция существующего нефтепровода DN 700 и врезка постоянных лупингов DN 500 на участках……………………………………. - новый трубопровод DN 800.
Временные лупинги монтируются наземно на лежаках, в технической зоне нефтепровода. По окончанию работ на участке, они демонтируются, режутся на секции и перевозятся на следующий участок. Постоянные лупинги монтируются подземно, на глубину 0,8 м до верха труби, в технической зоне нефтепровода. По окончанию ремонтных работ они соединяются в одну нитку от НПС «Каражанбас» до НПС «Актау». Система из существующего трубопровода DN 700 и нового трубопровода DN 500 обеспечивает перекачку в режиме последовательной перекачки нефть «Каражанбасмунай» (1млн. т в год) и «бузачинскую» нефтяную смесь (9,88 млн. т до Актау в пределах давления на выходе НПС «Каражанбас» до 64 бар а также перекачку объема КМОК (0,916-5 млн. т в год). Прокладка нового трубопровода DN 800 позволяет прокачивать объемы 2020 года без строительства промежуточной НПС «Таучик».
|
, где R и t внешний радиус и номинальная толщина стенки трубы соответственно. При капитальном ремонте, когда поверхность труб очищается от продуктов коррозии механизированным способом, дополнительное шлифование выполняется только в случаях неблагоприятной конфигурации полости коррозионного повреждения.
