Диплом: ЛПДС Челябинск капитальный ремонт подводного перехода НПП "Уфа-Петропавловск" - текст диплома. Скачать бесплатно.
Банк рефератов, курсовых и дипломных работ. Много и бесплатно. # | Правила оформления работ | Добавить в избранное
 
 
   
Меню Меню Меню Меню Меню
   
Napishem.com Napishem.com Napishem.com

Диплом

ЛПДС Челябинск капитальный ремонт подводного перехода НПП "Уфа-Петропавловск"

Банк рефератов / Транспорт

Рубрики  Рубрики реферат банка

закрыть
Категория: Дипломная работа
Язык диплома: Русский
Дата добавления:   
 
Скачать
Архив Zip, 76 kb, скачать бесплатно
Заказать
Узнать стоимость написания уникальной дипломной работы

Узнайте стоимость написания уникальной работы

8 СОДЕРЖАНИ Е ВВЕДЕНИЕ……………………………… …………………………………………… 5 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………… 6 1.1 Характеристика трубопровода на эксплуатационном участке………………… 6 1.1.1 Характеристика трассы………………………………………………………… 6 1.1.2 ЛПДС «Челябинск»…………………………………………………………….. 7 1.1.2.1 Технологическая схема ЛПДС «Челябинск»……………………………… ... 7 1.1.2.2 Насосная ЛПДС «Челябинск»…… …………………………………………… 8 1.2. Капитальный ремонт подводного перехода…………………………………….. 9 1.2.1 Способы ремонта на подводн ых переходах…………………………………… 9 1.2.2 Краткая характеристика подв одного перехода нефтепродуктопровода через реку Ай…………………………………… ………………………………………10 1.2.3 Выбор способа ремонта……………………………………… ………………….11 Технология капитального р емонта……………………………………………..12 Подготовительные работы………………………………………………………13 Земляные работы………………………………………………………………...13 Сварочно-монтажные работы…………………………………………………..17 Изоляционные работы…………………………………………………………..19 1.2.4 Футеровка. Балластировка……………………………… ………………………22 Расчет толщины стенки труб опровода…………………………………………24 Проверка толщины стенки на прочность………………………………………27 Проверка толщины стенки на деформацию……………………………………28 Расчет устойчивости подводного перехода……………………………………30 Укладка трубопровода…………………………………………………………..37 Расчет тягового усилия при протаскивании трубопровода…………………..39 1.2.5 Очистка полости трубопровода. Испыта ние на прочность и проверка на герметичность…………………………………… ……………………………………..48 1.2.6 Берегоукрепление………………………………………………… …………….51 Рекультивация нарушенных земель……………………………………………53 2 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА…………………………….55 2.1 Меры безопасности при капитальном ремонте подводного перехода …………56 2.1.1 Земляные работы…………………… ……………………………………………56 2.1.2 Закрепление нефтепродуктопровода утяжеляющими грузами……………….57 2.1.3 Укладка подводного трубопровода……………………………………………..58 2.1.4 Подключение отремонтированного участка к действующему нефтепродукт опроводу………………………………………………………………………………….59 2.1.5 Очистка внутренней полости и испытание нефтепродуктопровода………….61 2.2 Чрезвычайные ситуации…………………………………………………………...61 2.2.1 Противопожарная безопасность…………………………………………………61 2.2.2 План ликвидации возможных аварий…………………………………………...63 2.2.3 Организация ликвидации аварий на подводном переходе…………………….64 2.2.3.1 Определение места и характера аварии……………………………………….64 2.2.3.2 Локализация разлитого нефтепродукта на водной поверхности……………65 2.2.3.3 Сбор нефтепродукта с поверхности воды…………………………………….67 2.3 Охрана окружающей среды………………………………………………………..69 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………………...72 ВВЕДЕНИЕ Развитие многих отраслей про мышленности определяется надежностью работы системы нефте- и нефтепро дуктопроводов. В то же время, согласно статистике, количество отказов на магистральных трубопроводах остается довольно высоким. Это связано в первую очередь с ко ррозионным износом трубопроводов, т.е. их старением. Кроме того, причинами отказов могут быть некачественные строительные м атериалы, недоброкачественное выполнение строительно-монтажных работ и, наконец, несвоевременное и некачественное выполнение ремонтных рабо т на линейной части магистральных трубопроводов. Отказы на магистральных трубопроводах наносят большой экономический у щерб не только из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей сре ды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами. Среди условий, обеспечивающих избежание неприятных последствий аварий ных отказов, важное место принадлежит своевременному и качественному п роведению профилактических мероприятий. В данном проекте рассмотрен капитальный ремонт участка нефтепро дуктопровода “Уфа-Петропавловск” с заменой трубы на подводном переход е через реку Ай. 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Характеристика трубопровода на эксплуатационном участ ке 1.1.1 Характеристика трассы Магистральный нефтепродуктопровод «Уфа – Петропавловск» предна значен для транспортировки дизельных топлив. Условный диаметр нефтепр одуктопровода 500 мм, полная длина 918 км. Участок «Черкассы – Челябинск» является первым эксплуатационным участком при перекачке нефтепродуктов в восточном направлении и после дним при перекачке в западном направлении. Длина участка составляет 386 км. Организационно нефтепродуктопровод входит в состав двух производстве нных отделений (ПО) ОАО «Уралтранснефтепродукт» Уфимского и Восточного. Нефтепродуктопровод спроектирован институтом «Гидрон ефтетранс», введен в эксплуатацию в период 1954 – 1959 гг. Трасса участка «Черкассы – Челябинск» имеет 66 пересеч ений судоходных и несудоходных рек и 63 пересечения шоссейных и железных дорог. На переходах через наиболее крупные реки уложены резерв ные нитки: – на р. Уфа на 9,5-15,2 км, длиной 6080 м; на р. Сим на 66 км, длиной 230 м; на р. Сим на 109 км, длиной 1400 м; на р. Юрюзань на 139 км, длиной 540 м; на р. Сатка на 207,2 км, длиной 280 м; на р. Ай на 254 км, длиной 1495 м; на р. Миасс на 284 км, длиной 6100 м. Трубопровод уложен по всей длине подземно. Всего в линейной части нефтепродуктопровода смонтировано 152 задвижки, н а участке «Черкассы – Челябинск» – 78 задвижек условным диаметром 500 мм н а давление 6,4; 7,5 и 8 МПа. Задвижки смонтированы, как правило, через 15-20 км и на пе реходах через наиболее крупные препятствия. 1.1.2 ЛПДС «Челябинск» На участке «Черкассы – Челябинск» распол ожено шесть перекачивающих станций. Головной перекачивающей станцией эксплуатационного участка при перекачке в западном направлении являет ся ЛПДС «Челябинск». ЛПДС «Челябинск» расположена в южной части поселка Новосинеглазово и с остоит из двух производственных площадок №4 и №4А. Вся деятельность ЛПДС н аправлена на выполнение функций по перекачке нефтепродуктов, их хранен ия и отпуска. Для осуществления перекачки на территории ЛПДС имеются две насосные станции: Магистральная и Свердловская. На территории ЛПДС такж е расположены административный корпус, центральный диспетчерский пунк т, здание связи, магистральный склад, пожарное депо и другие вспомогател ьные здания и сооружения. Для хранения нефтепродуктов на территории ЛПДС имеются д ва резервуарных парка. На площадке №4 расположено 5 наземных резервуаров : 4 резервуара типа РВСП-5000 и один РВС-5000; на площадке №4А размещено 13 наземных р езервуаров РВС-5000. 1.1.2.1 Технологическая сх ема ЛПДС «Челябинск» Технологическая схема ЛПДС «Челябинск» обеспечивает выполнение следующих операций: – прием нефтепродуктов в резервуары; – закачку нефтепродукта в магистральный нефтепродуктопровод магистральными насосами; – пропуск нефтепродукта мимо стан ции; прием и запуск очистных устройств; железнодорожный слив, налив; налив нефтепродуктов в автоцистерны. Нефтепродукт пр инимается поочередно в один из резервуаров ЛПДС, а откачивается из друго го. Эта схема позволяет вести учет перекачиваемого продукта, так как пот очного учета на станции не имеется. Из резервуаров подпорные насосы пода ют нефтепродукт к магистральным насосам, которые закачивают его в трубо провод. 1.1.2.2 Насосная ЛПДС «Челя бинск» Здание насосн ой каркасного типа, одноэтажное, второй степени огнестойкости, разделен о на два зала брандмаужной стенкой. Размеры насосного цеха – 30х18 м. В насосном зале установ лено 3 насосных агрегата НПС-200-700 с взрывозащищенным приводом 4АЗМП630/6000 и 2 нас оса НМ-1250-260. В зале электродвигателей установлено два электродвигателя СТ Д-1250/2. Для обеспечения ремонтных работ оборудования насосного цеха установлены грузоподъемные механизмы: – в насосном зале мостовой кран руч ной грузоподъемностью 5 т; в зале электродвигател ей мостовой кран ручной грузоподъемностью 10т. Кроме основного оборудования в помещении насосного цеха установлены следующие систем ы: – принудительная централизованна я система смазки насосных агрегатов, состоящая из емкостей системы смаз ки, насосов, фильтров, маслоохладителей и резервного аккумулирующего ба ка; – система сбора утечек; система охлаждения; система защиты и управления насосных агрегатов. 71 1.2 Капитальн ый ремонт подводного перехода 1.2.1 Способы ремонта на подводных переходах Капитальный ремонт сооружен ия – основной вид ремонта, при котором производится смена конструкций и деталей или замена их на более прочные и экономичные, улучшающие эксплу атационные возможности ремонтируемых объектов. При капитальном ремонт е подводного перехода может быть произведена частичная или полная заме на изоляции, арматуры, труб, берегоукреплений и т. д. Проектирование капитальног о ремонта подводного перехода производится на основании информационны х данных, собранных в процессе сбора информации по инженерным изыскания м, при проектировании и эксплуатации подводного перехода. Выбор схемы и метода капитального ремонта зависит от технологического состояния подводного перехода, количества ниток, характеристики водно й преграды, природно-климатических условий в районе перехода и др. На основании опыта эксплуатации подводных переходов магистральных тру бопроводов, наиболее приемлемыми и выполняемыми являются следующие те хнологические схемы капитального ремонта [13]: 1) ремонт прокладкой новой нитки подводного перехода: - в новом створе; взамен существу ющей; 2) ремонт с использ ованием конструкции “труба в трубе”; 3) ремонт повреждения изоляции с помощью клеевых композиций; 4) ремонт берегоук реплений; 5) ремонт трубопровода без замены дефектного участка, с применением зажи мов и разъемных муфт; 6) ремонт с заменой дефектного участка над поверхностью воды: - с подъемом участка над п оверхностью воды; с применением ке ссонов и полу кессонов; 7) ремонт оголенны х и провисших участков: - дополнительным заглубл ением (подсадкой трубопровода); отсыпкой песчан о-гравийной смеси, щебня, бутового камня или укладкой мешков, наполненны х песчано-цементной смесью и другими материалами; с применением гидротехнических сооружений (донных, сквозных шпор). Каждый из методо в ремонта подводных трубопроводов имеет свои преимущества. Основными ф акторами, определяющими выбор наиболее рациональной технологической с хемы капитального ремонта, являются: - техническое состояние п одводного перехода на момент ремонта; характер повреждения трубоп ровода; гидрологические и геологические условия пересекаемого водоема; период производства работ и условия судоходства; наличие в распоряжении строительной организации технических средств и материалов; технико-экономическое обоснование ремонта. 1.2.2 Краткая характеристика подводного пе рехода нефтепродуктопровода через реку Ай Подводный переход магистрал ьного нефтепродуктопровода, представляет собой участок линейной части , пересекающий водную преграду и уложенный с заглублением в дно водоема. переход включает в себя две нитки трубопровода с соответствующими сист емами его технического обеспечения. Длина подводного перехода оп ределяется границами, которыми для многониточных переходов является з апорная арматура, установленная на берегах. Трасса участка подводного перехода проходит в общем коридоре с нефтепр одуктопроводом «Уфа – Омск» Ду – 350мм, нефтепроводами ТОН- I Ду – 500мм, ТОН- II Ду – 700мм, высоковольтной линией ВЛ – 10кВ, кабелями связи. Участок подводного перехода расположен на 254 км по нефтепродуктопроводу «Уфа – Петропавловск», условным диаметром 500мм. На участке труба 508 ґ 9,5мм, изоляция резинобитумная усиленная, средняя глу бина заложения до низа трубы – 1,5м. Протяженность участка составляет 1495м. Продольный профиль трассы на у частке перехода через реку Ай приведен на рисунке 1.6 (стр. 50). Краткая характеристика пересе каемой реки Ай приведена в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Краткая характеристика реки Ай Наименование Х арактеристика 1. Судоходность. Не судоходная и не сплавная. 2. Ширина реки, м. 30 3. Глубина в зо не перехода, м. 0,55 4. Средняя скорость течения рек и, м/с. 0,967 5. Характеристика урезов берего в. Берега пологие. 6. Грунты, из которых сложены рус ло и берега в створе перехода. Су глинки тяжелые. 7. Уровень поверхности воды . Отметка горизонта воды 425,75м в Ба лтийской системе. 1.2.3 Выбор способа ремонта Участок подводного перехода ч ерез реку Ай был введен в эксплуатацию в 1955 году. Капитальный ремонт участ ка не производился. Обследование участка производ илось в 1992 году. Для проведения механического испытания и металлографиче ских исследований металла были представлены трубы действующего нефтеп родуктопровода. Наружная поверхность труб имела удовлетворительное состояние: коррози я отсутствовала, трещиноподобные дефекты, вызванные коррозионными или усталостными процессами, обнаружены не были. По нижней образующей внутренней поверхности трубы имелись продукты ко ррозионного отложения толщиной 1.5 – 5.0 мм. Общий износ металла достигал 1.5 – 2 мм. После удаления продуктов коррозии и очистки, были обнаружены лока льные утонения, связанные с образованием одиночных и групповых коррози онных язв цилиндрической и сферической форм. На отдельных участках разм еры язв были диаметром 2 – 15 мм и глубиной от 3 до 7.8 мм. Так на участке 50 ґ 50мм было обнаружено примерно 30 язв глубиной от 3 до 7.8 мм. В связи с этим, сделан вывод о необходимости замены дефек тных участков нефтепродуктопровода. Внутритрубная диагностика на участке не производилась, и наиболее опас ные дефекты не выявлены. Однако, учитывая вышеприведенный характер корр озионных повреждений, наиболее подходящей является схема ремонта прок ладкой новой нитки подводного перехода. Ремонт по этой схеме в русловой части перехода может быть произведен: - укладкой плети труб в по дводную траншею; по конструкции “труба в труб е”; методом наклонного бурения. При ремонте по схеме с исполь зованием конструкции “труба в трубе” уменьшается пропускная способнос ть участка и делается невозможным пропуск очистных устройств и внутрит рубных инспекционных снарядов. Ремонт методом наклонного бурения пере хода через небольшие водные преграды экономически не выгоден. Для капитального ремонта подводного перехода через реку Ай, наиболее пр иемлемой является схема прокладки новой нитки с укладкой в русловой час ти перехода в подводную траншею. 1.2.4 Технология капитального ремонта Капитальный ремонт подводного перехода выполняется с соблюдением треб ований СНиП и ВСН по организации производства, техники безопасности, защ ите окружающей среды. Технология капитального рем онта подводного перехода состоит из нескольких этапов: 1) подготовительный этап; земляные работы; демонтаж старого участка нефтепродуктопровода в русловой части; монтаж трубопровода (сварка, контроль качества сварных швов, изоляция, к онтроль качества изоляции, футеровка участка перехода, балластировка); укладка трубопровода; очистка полости трубопровода; испытание и подключение отремонтированного участка нефтепродуктопро вода к действующему; засыпка отремонтированного участка; рекультивация плодородного слоя. 1.2.5 Подготовительные работы Этапы подготовительных работ: 1) подготовка строительно- монтажной площадки; геодезические работы: измере ние фактического профиля перехода, закрепление оси трубопровода репер ами на берегах; установка створных знаков; гидрометрические работы: определение фактической скорости потока водн ой преграды и глубины дна; строительство спусковой дорожки; подготовка к футеровке, балластировке. 1.2.6 Земляные работы Подводное исполнение перехо дов предполагает значительный объем земляных работ. В состав земляных р абот входит: разработка траншей на русловых, береговых и пойменных участ ках; срезка береговых склонов; засыпка траншей; укрепление берегов; устр ойство водоотводных канав, перемычек; планировка береговой строительн ой площадки, спусковой дорожки и др. Технология устройства подво дных траншей для трубопроводов отличается от технологии подводных зем ляных работ при строительстве других гидротехнических сооружений, так как подводные траншеи представляют собой узкопрофильную выемку, напра вленную поперек течения. Эти особенности производства земляных работ п ри прокладке подводного перехода обусловливают применение специальны х машин и оборудования. Выбор и рациональное использование технических средств для разработки подводных траншей на реках зависят от грунтовых условий по трассе перех ода, глубины грунтозабора, объемов работ и возможностей доставки техник и на объект. Оборудование для подводной разработки грунта в зависимости от принцип а силового воздействия на грунтовый массив подразделяется на три вида [13]. К механическому оборудованию относятся многочерпаковые, шланговые и г рейферные земснаряды, канатно-скреперные установки, скалодробильные и скалоуборочные машины, экскаваторы и др. Гидравлическое оборудование (средства гидромеханизации) включает гидр омониторные снаряды, землесосные установки, гидроэжекторные и пневмат ические грунтососы. Комбинированное оборудование сочетает механическое и гидравлическое воздействие на грунт. При этом грунт разрушают при помощи механических и ли гидравлических разрыхлителей, а средствами гидромеханизации грунт отводят в сторону от выемки. К такому оборудованию относятся скреперы-пу льпометы и скреперы-землесосы, землесосные, гидроэжекторные и пневмати ческие установки, оснащенные разрыхлителями, а также гидропневматичес кие установки. Так как глубина реки Ай в створе перехода небольшая, то разработка транш еи в русловой части производится одноковшовым экскаватором, см. рисунок 1.1. Разработка траншей на прибрежных участках выполняется бульдозерами и экскаваторами. Грунт при разработке траншеи выбирается до нижней образующей трубы, отк осы траншеи приняты: 1:2 в русловой части; 1:0.75 в береговой части; 1:0.67 в пойменной части перехода [9]. Для предотвращения повреж дения трубопровода минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшо м экскаватора, должно составлять не менее 0.2м. На концах ремонтируемого участка земляные работы выполняются вручную ( на расстоянии не менее 2 м от конечных точек). В начальной и конечной части ремонтируемого участка выполняется двусторонний отвал с отсыпкой 25% гру нта на полосу перехода техники. Глубину заложения до низа тр убопровода рекомендуется принять 1.4м [10]. Ширина траншеи по дну принята по СниП III -42-80* и с учетом размера ковша экскаватора составляет 1.1 м. в обычных ус ловиях; 2.2 м. на участках поворота трассы из отводов искусственного гнутья , и при балластировке 2.42 м [11]. При пересечении реки Ай в русловой части разработка транш еи производится одноковшовым экскаватором с доработкой грунта вручную . Для предотвращения сползания трубопровода в разрабатываемую траншею предусмотреть якорение ремонтируемого трубопровода. Расположение механизмов в строительной полосе при проведении земляных работ показано на рисунке 1.2. 1.2.7 Сварочно-монтажные работы. При капитальном ремонте подводного перехода применяют те же методы, что и на суше. При небольшой протяженности п одводного перехода, сварочно-монтажные работы выполняют методом ручно й электродуговой сварки. Сварка корневого шва выполняется электродами диаметром 3 мм. Последующие швы выполняются электродами диаметром 4 мм. До начала сварочно-монтажных работ необходимо получить следующую доку ментацию: сертификаты и паспорта на трубы и сварочные материалы; список сварщиков; заключение о результатах механических испытаний допускных и контрол ьных сварных соединений; журнал регистрации результатов механических испытаний, допускных и ко нтрольных стыков. Кроме того, в зоне производства работ следует разместить кран-трубоукладчик, сварочный агрегат, бульдо зер, наружный центратор, инвентарные метки и передвижную защитную палат ку (при необходимости). Повышенные требования предъявляются к качеству сварных соединений. та к как разрыв сварного стыка подводного трубопровода во время его эксплу атации может привести к значительным убыткам и экологическим последст виям. Контроль качества сварочных работ следует производить: - систематическим операционным ко нтролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки; визуальным осмотром и обмером сварных соединений; проверкой сварных швов методом радиографического контроля. Схема проведения сварочно-монт ажных работ и контроль сварных соединений приведены на рисунке 1.3. 1.2.8 Изоляционные работы. Для защиты наружной поверхнос ти нефтепродуктопровода от коррозии предусматривается усиленная изол яция типа № 12 (по ГОСТ Р 51164-98), которая имеет следующую конструкцию [ 5 ] : - грунтовка битумная или битумно-по лимерная; мастика изоляционная на основ е битума или асфальтосмолистых соединений толщиной не менее 3.0 мм; рулонный армирующий материал (стеклохолст); мастика изоляционная на основе битума или асфальтосмолистых соединени й толщиной не менее 3.0 мм; рулонный армирующий материал (стеклохолст); обертка защитная. Для получения качественного а нтикоррозионного покрытия необходимо тщательно подготовить поверхно сть трубы, которая должна быть очищена от грязи, наледи, старой изоляции, о калины, ржавчины и обезжирена. В трассовых условиях наружные поверхности трубопровода очищают самохо дными очистными машинами механическим способом с помощью вращающихся щеток. Очищенную поверхность следует сразу огрунтовывать. Грунтовку на носят на сухую поверхность ровным слоем без пропусков, пузырей и подтеко в. Для равномерного растирания грунтовки на изоляционной машине устана вливается вращающееся полотенце. Температура грунтовок при нанесении должны быть от 10 до 3 0є С. Поэтому при температ уре ниже 10є С грунтовку рекомендуется выдер жать не менее 48 часов в помещении с температурой не ниже 15є С (но не выше 45є С) или подогреть на водяной или масляной бане с температурой не выше 50є С. Изоляционное покрытие наносит ся механизированным способом, обеспечивающим проектную толщину изоляц ионного слоя и его сплошность. Нанесение изоляционного покрытия на влаж ную поверхность труб во время дождя, тумана, снега и сильного ветра не раз решается. Технология проведения изоляционных работ должна соответствовать треб ованиям ВСН 008-88 [4]. При выполнении изоляционных работ производится контроль качества изол яционного материала и покрытия для усиленного типа согласно таблице 1.2 [5]. Таблица 1.2 – Нормы качества изоляционного покрытия. №п/п Показатель Норма 1 Спл ошность, кВ на 1 мм толщины покрытия 5,0 2 Тол щина, мм, не менее 6,0 3 Адг езия к стали, Мпа/м2, не менее 0,2 4 Тем пература хрупкости мастичного слоя, ° С, не бо лее -10,0 5 Прочность при ударе при температуре до 40 ° С, Дж, не менее 4,0 В связи с работой в охранной зоне действующих коммуникаций, складиро вание изоляционных материалов, мастик, грунтовки производится на специ ально отведенных площадках. Схема проведения изоляционных работ приведена на рисунке 1.4. 1.2.9 Футеровка. Балластировка. Футеровка трубопроводов произ водится с целью предохранения изоляционного покрытия при укладке труб опроводов. При укладке подводного трубоп ровода путем протаскивания по дну траншеи необходимо применять сплошн ое офутерование по всей длине дюкера. Футеровка осуществляется рейками сечением 40х60 мм. Длина реек должна быть не менее 2 м. Схема проведения работ по футе ровке трубопровода приведена на рисунке 1.5. Необходимая устойчивость подв одного трубопровода достигается различными способами его пригрузки: с плошным утяжеляющим покрытием или отдельными грузами. При балластиров ке одиночными грузами применяются чугунные и железобетонные грузы. Исп ользование железобетонных грузов приводит к значительным транспортны м расходам. Поэтому устойчивость подводного трубопровода обеспечим од иночными чугунными грузами. В состав работ по балластировк е кольцевыми чугунными грузами входят: - развозка грузов вдоль плети трубо провода; раскладка грузов п о меткам; установка грузов на трубопровод; закрепление грузов на трубопроводе болтовыми соединениями. До начала балласти ровки чугунными грузами необходимо: - закончить футеровку плети трубоп ровода; отметить на трубопроводе мест а установки грузов маркерами или краской яркого цвета; проверить комплектность грузов на приобъектном складе; подготовить к работе машины и механизмы. 1.2.10 Расчет толщины стенки трубопровода Для обеспечения достаточной надежности подводного перехода и правильн ого выбора трубы, расчитаем необходимую толщину стенки трубопровода. Толщина стенки d трубопровода определяется по формуле , (1.1) где n p – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, n p =1,1 [10]; Р – расчетное внутреннее д авление, Р = 6,4 МПа; D н – наружный диаметр трубопровода; я 1 – коэффициент, учитывающий двухос ное напряженное состояние металла труб, определяемый при сжимающих про дольных осевых напряжениях s пр N – по формуле ; (1.2) где R 1 – расчетн ое сопротивление материала, , (1.3) где R 1 н – нормативное сопротивление материала принимается равным значению вр еменного сопротивления s в ; m – ко эффициент условий работы нефтепродуктопровода, равный 0,75 для участка I категории [10]; k 1 – коэффициент, характеризующий свойство стали; k н – коэффицие нт надежности по назначению трубопровода, для нефтепродуктопровода ди аметром 530 мм равен 1 [10]. Для подводного перехода возьмем трубы Челябинского трубопрокатного за вода диаметром 530 мм из стали 17Г1С (ТУ 14-3-1270-84). Это прямошовные трубы из низколег ированной стали. Временное сопротивление разрыва стали равно 510 МПа, пред ел текучести – 353 МПа [2], k 1 равен 1,47. Согласно формуле (1.3) определ им расчетное сопротивление металла трубы: . Определяем толщину стенки по формуле (1.1) при f 1 равном 1: . Принимаем трубу 530х9 мм. Продольные осевые напряжения определяются по формуле , (1.4) где a t – коэфф ициент линейного расширения металла равный 1,2 Ч 10 -5 1/ ° С [10]; Е – модуль Юнга, для стали р авный 2,06 Ч 10 5 МПа [10]; я t – расчетный перепад температур, положительный и отрицате льный перепады температур определяются по формулам ; (1.5) ; (1.6) где m – коэффициент Пуассона, m = 0,3 [10]; D вн – внутренн ий диаметр трубопровода, D вн = D н – 28 = 530 – 2 Ч 9 = 512 мм. Рассчитываем температурные перепады: ; . Определяем продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок и возде йствий по формуле (1.4): Определяем f 1 для сжимаю щих продольных напряжений ( a пр N < 0) по формуле (1.2): Уточняем значение d по формуле (1.1): Принятая толщина стенки равная 9 мм, превышает расчетную величину, поэто му удовлетворяет условию надежности подводного перехода. 1.2.11 Проверка тол щины стенки на прочность Прочность в продольном направлении проверяется по условию , (1.7) где s пр N – продольные осевые напряжения; R 1 – расчетное сопротивление металла труб; я 2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряжение состояние метал ла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях ( s пр N і 0) f 2 равен 1,0, при сжимающих ( s пр N < 0) определяется по формуле (1.8) где у КЦ - кольцевые напряжения от расчетного внутр еннего давления, МПа; МПа; По формуле 1.8 находим: 1.2.12 Проверка толщины стенки на деформацию Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопровод а в продольном и осевом направлениях проверку производят по условиям ; (1.9) , (1.10) где s пр н – максимальные сумма рные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и во здействий; я 3 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние мета лла труб; R 2 н – нормативное сопротивление материла равно е пределу текучести s т ; я кц н – кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутре ннего давления. Продольные напряжения s пр н находятся по формуле , (1.11) где r min – минимальны й радиус упругого изгиба оси трубопровода, принимаем r min равным 1000 м. Кольцевые напряжения: Коэффициент f 3 : Определяем продол ьные напряжения s пр н по формуле (1.11): Проверяем условие : 182 < 294 МПа , усл овие вы полняется. Проверяем условие (1.9): – условие выполняется; – условие выполняется; – условие выполняется; – условие выполняется. Недопустимые пластически е деформации не возникают. 1.2.13 Расчет уст ойчивости подводного перехода Под устойчивым состоянием подводного трубопровода понимается такое со стояние, при котором он будет находиться в покое в заранее заданном (прое ктном) положении при самой неблагоприятной комбинации нагрузок, стремя щихся вывести его из этого положения. Устойчивость против всплывания трубопроводов обеспечивается дополни тельной пригрузкой (балластировкой), величина которой рассчитывается в соответствии со СНиП 2.05.06-85 * по формуле , (1.12) где q бал.в н – нормативный вес балластировки в воде; n б – коэффициент надежности по нагрузке, для чугунных пригру зов n б равен 1 [2]; q в – расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубо провод; q изг – расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубопровода соответственно рельефу на трение; Р у – вертикальная составляющая воздействия гидродинамическо го потока на единицу длины трубопровода; Р х – горизонтальная составляющая воздействия гидродинамичес кого потока на единицу длины трубопровода; k – коэффициент трения трубы о грунт при поперечных перемещениях, для суг линистых грунтов k = 0,4 [2]; q тр – расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода; q доп – дополнительный вес обустройств, перекачиваем ого проду кта, q доп = 0; k нв – коэффициент на дежности против всплытия, принимаемый равным 1,1 для русловых участков пе реходов при ширине реки до 200 м [2]. Расчетную выталкивающую силу воды найдем по формуле , (1.13) где D нф – наружный диаметр о футерованного трубопровода, рассчитывается по формуле , (1.14) где d из – толщина изоляции; я об – толщина обертки; я фут – толщина деревянных реек; я в – плотность воды, с учетом растворенных в ней солей, принима ем равной 1050 кг/м 3 . В качестве защитной обертк и возьмем оберточный материал ПВХ (ТУ 102-123-78) толщиной 0,6 мм и плотностью 1175 кг/м 3 [ 2 ] . Из формулы (1.13): Расчетная нагрузк а , обеспечивающая упругий изгиб , для вогнутых участков определяется по формуле , (1.15) где I – момент инерции, ; я – угол поворота оси тр убопровода в вертикальной плоскости равный 1,625 ° (0,025 рад); я – радиус изгиба оси труб опровода, равный 1000 м. Вертикальная сост авляющая гидродинамического воздей ствия определяется по формуле , (1.16) где С у – коэффициент подъемной силы, зависящий от числа Рейнольдса; я – средняя скорость пото ка, набегающего на трубу, равная 0,54 Чu пов , , (1.17) где n – кинематический коэффициент вяз кости воды, n = 0,0131 Ч 10 -4 м 2 /с [12]. Для числа Re равного 236853 коэффициент по дъемной силы равен 0,51 [3]. Горизонтальная составляющая гидродинамического воздействия рассчит ывается по формуле , (1.18) где С х – коэффициент лобового сопротивления, при Re равном 236853 С х равен 1 [3]. Расчетную нагрузку от собственного веса трубопровода найдем по формул е , (1.19) где n св – коэффициент надежности по нагрузкам, n св = 0,95 [2]; q тр н – нормативная нагрузка от собственного в еса трубопровода; (1.20) где q м н – нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы; q из н – нормативная нагрузка от собственного в еса изоляции; q фут н – нормативная нагрузка от собств енного веса футеровки; , (1.21) где g м – удельный вес металла, из которого изгот овлены трубы (для стали g м = 78500 Н/м 3 ) [10]. Нормативная нагрузка от собственного веса изоляции рассчитывается по формуле , (1.22) где r б – плотность бит ума, r б = 1050 кг/м 3 ; D нб – наружный диаметр трубопровода с битумом: D нб = D н + 2 Чd б = 530+2 Ч 6=542 м м; k об – коэффициент, учитывающий величину нахлеста; при дв ухслойной обертке k об = 2,3 [8]. я об – плотность обертки, r об =1175кг/м 3 [2]; я об – толщина обертки, d об =0,0006м [2]. Из формулы (1.22): Нормат ивная нагрузка от с обственного веса футеровки определим по формуле , (1.23) где r фут – плотность д еревянной футеровки, r фут = 750 кг/м 3 . Находим расчетн ую нагрузку от собственного веса трубопро вода по формулам (1.19) и (1.20): По формуле (1.22) определяем вес балластировки в воде: Расстояние между грузами рассчитаем по формуле , (1.24) где Q г – масса г руза; V г – объем груза. Чугунные кольцевые грузы дл я трубопроводов диаметром 530 мм имеют массу 450 кг, их объем 0,075 м 3 , ширина грузов 0,53 м [1]. Из формулы (1.24) имеем: Рассчитаем необходимое количество пригрузов по формуле , (1.25) где L – длина пригружаемого участка (300 м). Принимаем N = 192 шт. Расстояние между крайними стенками двух соседних пригруз ов расчитаем по формуле: l сг = l г – М, (1.26) где М – ширина пригруза, М=0,53м [1]. l сг = 1,568 – 0,53 = 1,038 м. 1.2.14 Укладка тр убопровода При капитальном ремонте переходов применяют следующие способы укладки подводных трубопроводов: – протаскивание по дну водной преграды; – свободное погружение; – опускание с помощью плавучих кранов или опор; – укладку с трубоукладочных барж. Каждый из перечисленных способов при определенных условиях имеет свои преимущества. Основными факторами, влияющими на выбор наиболее рационального способ а укладки подводного трубопровода и организацию ремонта, являются: – конструкция и назначение трубопровода (материал, диаметр, способ соед инения звеньев труб и др.); – гидрологические и геологические условия; – период производства работ и условия судоходности; – наличие технических средств. При ремонте перехода через несудоходную и не сплавную реку Ай, имеющую в зоне перехода ширину 30м и глубину 0,55м, наиболее приемлем способ протаскив ания трубопровода по дну реки. Укладка трубопровода протаскиванием по дну водной преграды является н аиболее распространенным способом. К ее достоинствам относятся возмож ность производства работ в любое время года, незначительная потребност ь такелажа и плавучих средств. Кроме того, трубопровод в процессе укладк и не подвержен действию волн и ветровой нагрузки. Перед укладкой трубопровода необходимо: - проверить и испытать все технические средства и их взаимодействие, про верить средства связи, провести инструктаж персонала и определить отве тственность каждого исполнителя за свой участок работы; - проверить отметки продольного профиля траншеи, а также профиль спусков ых устройств при участии представителей технического надзора; - проверить расчет устойчивости положения трубопровода от всплытия с уч етом фактической скорости течения. Схема производства работ по укладке трубопровода способом протаскиван ия заключается в следующем: смонтированный на специальной спусковой до рожке трубопровод протаскивают по дну водной преграды с помощью тягово го троса, предварительно проложенного по дну траншеи. Эта схема может из меняться в зависимости от конкретных условий (длины перехода, диаметр и веса трубопровода, скорости течения, рельеф берегов, времени проведения работ и др.) Технология работ по укладке включает следующие основные положения: – устройство и оборудование спусковой дорожки; – проверку готовности подводной траншеи (промеры глубин и проверку отм еток дна траншеи); – приварку оголовка и прокладку тяговых тросов с закреплением их на ого ловке; – протаскивание всей нитки трубопровода или отдельных его секций; – контроль за положением уложенного трубопровода. Длина протаскиваемой нити определяется в зависимости от ширины водной преграды, мощности тяговых средств и конструкции спускового устройств а. Вся длина протаскиваемого трубопровода (полностью или секциями) должн а превышать ширину водной преграды с тем, чтобы последующая стыковка тру б производилась на сухих береговых участках. При протаскивании трубопровода необходимо определить значения тяговы х усилий. С целью уменьшения тягового усилия при перемещении берегового участка трубопровода во время протаскивания используют различные спус ковые дорожки, которые должны обеспечивать беспрепятственную транспор тировку трубопровода в течение всего периода работ по протаскиванию. Спусковая дорожка может быть устроена следующим образом: – береговая траншея, заполненная водой; – с роликовыми опорами на спланированном участке в створе перехода; – рельсовый путь с тележками; – в зимних условиях может применяться ледовая спусковая дорожка. Спусковая дорожка в плане трассируется прямолинейно. Прокладку тягового троса для протаскивания трубопровода необходимо ве сти точно по створу перехода. Сечение троса рассчитывается в зависимост и от тягового усилия, возникающего при протаскивании трубопровода. 1.2.15 Расчет тяг ового усилия при протаскивании трубопровода Основным параметром укладки трубопровода в проектное положение протас киванием по дну подводной траншеи с помощью заранее уложенного троса яв ляется усилие протаскивания Т пр . Оно за висит от способа балластировки, вида спусковой дорожки, стадии протаски вания и др. Первая стадия: трогание трубопровода с места по грунтовой дорожке. Усилие протаскивания при балластировке одиночными пригрузами определ яем по формуле , (1.27) где G – общий вес офутерованного трубопровода в воздухе; f – ко эффициент трения трубопровода о грунт при продольных перемещениях, кот орый можно принять равным тангенсу угла внутреннего трения грунта: С – сопротивление трубопровода сдвигу, обусловленное сцеплением грун та; Е пас – пассивный отпор грунта движению при грузов. , (1.28) где q тр – расчетная н агрузка от собственного веса трубопровода; q бал – расчетный вес балластировки в воздухе. Расчетную нагрузку от собс твенного веса трубопровода найдем по формуле (1.19): где n св – коэфф ициент надежности по нагрузке равный 1,1 [10]. Расчетный вес балластировки в воздухе определим по формул е , (1.29) где r б – плотность материал а балласта, r б = 7850 кг/м 3 [1]; Из формулы (1.28): Сопротивление трубопровода сдвигу определим по формуле , (1.30) где С р – сцепление грунта, С гр = 10 кПа [2]; i тр – длина части окружности трубы, врезавшейся в грунт, И формулы (1.30): Пассивный отпор грунта движению пригрузов определим по формуле (1.31) где N – число пригрузов на трубо проводе; i г – длина хорды той части пригруза, которая погружена в грун т, где D нг – наружный ди аметр пригрузов равный 0,76 м [1]; я гр – плотность грунта, r гр = 1600 кг/м 3 [12]; t гр – толщина пригруза, t = 0,13 м [1]; я гр – угол внутреннего трения грунта, j гр = 20 ° [2]. Из формулы (1. 31 ): Из формулы (1.27): Вторая стадия : скольжение по грун товой дорожке. Усилие протаскивания независимо от способа балластировк и определяется по формуле (1.32) Третья стадия: скольжение по дну подводной траншее. Независимо от способ а балластировки (1.33) где f в – коэффициент трения трубопровода о грунт в воде: G в – общий вес протаскиваемого трубопровода в воде: Из формулы (1.33): Четвертая стадия : трогание трубопровода с места после временной ( более одного часа ) остановки про таскивания. При балластировке одиночными грузами (1.34) где Е пас.в – пассивный отпор грунта в воде; q nc – интенсивность присоса трубопровода ко дну подводной траншеи, q nc = 0,3 кН/м 2 [12]; S nc – площадь поверхности контакта трубопро вода с грунтом: (1.35) где С гр.в – сцепление грунта в воде, для футерованного трубопровода: Из формулы (1.35): Из формулы (1.34): Максимальное усил ие протаскивания возникает на первой стадии , оно равно 1418727 Н. Максимальное тяговое усилие, развиваемое тяговыми сред ствами, должно отвечать условию (1.36) где Т р – расчетное тяговое усилие, опре деляемое по формуле (1.37) где m тяг – коэффициент усло вий работы, принимаемый равным 1,1 при протаскивании лебедкой [2]. По расчетному тяговому усилию с учетом условия (1.35) подбираем лебедку. Воз ьмем лебедку ЛП-151 с тяговым усилием Т тяг рав ным 3000 кН (с подвижным блоком). Тяговый трос подбирается в зависимости от его разрывного усилия (1.38) где m т – коэффициент условий работы, m т = 1,1 [2]; n т – коэффициент надежности по нагрузке от тягового усилия, n т = 2 при протаскивании по грунту и n т = 1,3 при пр отаскивании по специальной спусковой дорожке; k од – коэффициент однородности троса, равный для нового троса 1,0 и для изношенного в пределах установленной нормы 0,8; t тс – коэффициент тросового соединения с трубопроводом, при с оединении оплеткой равен 0,75. Расчетное разрывное усилие каната типа ЛК-РО диаметром 60,5 мм равно 2015 кН (ма ркировочная группа по временному сопротивлению разрыву 1800 МПа). Условие (1.38) не выполняется. Для уменьшения Т пр используем рельсовую сп усковую дорожку ОСД-3 со следующими параметрами [2]: – собственный вес тележки G т = 13 кН; коэффициент трения качени я f к – 0,0012 м; радиус колеса тележки R т = 0,4 м; радиус оси тележки r т = 0,09 м; грузоподъемность тележки G гт = 250 кН. Усилие протаскивания при использовании рельсовой спусковой дорожки ра ссчитывается по формуле (1.39) где k тм – коэфф ициент трогания трубопровода с места, k тм = 2 [2]; Т 1 – сопротивление, создаваемое трением качения колеса тележки по ре льсам: (1.40) Т 2 – сопротивление, создаваемое трением скольжения в подшипни ках осей тележки: (1.41) где f с – коэффи циент трения скольжения, f с = 0,05; Т 3 – дополнительное сопротивление, создаваемое трением ребер колес о рельсы при движении: (1.42) Т 4 – сопротивление, создаваемое трение м тягового каната о грунт: (1.43) где q к – погонн ый вес тягового каната; f кн – коэффициент трения каната о грунт, f кн = 1,0 [2]. По формуле (1.40) находим: По формуле (1.41) находим : По формуле (1.42) находим : Погонный вес тягового каната типа ЛК-РО диаметром 39,5 мм равен 60,8 Н/м. По формуле (1.43): По формуле (1.38) находим усилие протаскивания: Максимальное тяго вое усилие протаскивания возникает на четвертой стадии протаскивания , оно равно 226448 Н. По формуле (1.37) находим расчетное тяговое усилие: По расчетному тяговому усилию с учетом условия (1.36) подбираем лебедку. Воз ьмем лебедку ЛП-1 с тяговым усилием Т тяг равн ым 500 кН, канат двойной свивки типа ЛК-РО диаметром 39,5 мм маркировочной груп пы по временному сопротивлению разрыву 1600 МПа. Расчетное разрывное усили е каната не менее 808 кН. Проверяем условие (1.38): 808 > 593,7 кН, условие выполняется. 1.2.16 Очистка поло сти трубопровода. Испытание на прочность и проверка на герметичность Чистота полости трубопровода должна обеспечиваться на всех этапах раб оты с трубой: транспортировке, погрузке, разгрузке, развозке и раскладке секций, сварке секций в нитку и укладке. Это достигается за счет установк и временной инвентарной защиты, а также путем промывки, продувки или про тягивания очистного устройства. Закачку воды в трубопровод для промывки и испытания осуществляется чер ез фильтры, исключающие попадание в полость трубопровода песка, ила, тор фа или посторонних предметов из водоема. Промывка осуществляется одним из следующих способов: – с пропуском очистного или р азделительного устройства; без пропуска очи стного или разделительного устройства за счет скорости потока жидкост и (не менее 1,4 м/с). Промывка совмещается с заполнением водой трубопровода для проведения гидравлического испытания. Промывка считается законченной, когда из сливного патрубка выходит стр уя незагрязненной жидкости. После промывки выполняется испытание нефтепродуктопровода на прочнос ть и проверка на герметичность. Испытание на прочность проводится в три этапа: – на сварочно-монтажной площ адке; после укладки дю кера; совместно с основной ниткой трубопровода. В состав основных работ по гидравлическому испытанию нефтепродуктопро вода входят: – подготовка к испытанию; наполнение трубопровода вод ой; подъем давления до испытательного; испытание на прочность; сброс давления до проектного рабочего; проверка на герметичность; сброс давления. Этапы, значения давлений и продолжительность испытаний трубопровода н а прочность приведены в таблице 1.3 [13]. Таблица 1.3 – Испытание на прочн ость Этапы испытания на прочность и провер ки на герметичность Давление при испытании на прочность и герметичность ги дравлическим способом Продолжительность, ч Первый Р исп = 1,5 Ч Р раб = 1,5 Ч 6,4 = 9,6 Мпа 6 В торой Р исп = 1,25 Ч Р раб = 1,25 Ч 6,4 = 8 МПа 12 Т ретий Р исп = 1,1 Ч Р раб = 1,1 Ч 6,4 = 7,04 МПа 24 В связи с Программой Правительства РФ по увеличению надежности подводн ых переходов, на втором этапе, давление при испытании на прочность и герм етичность МНПП в русловой части реки Ай примем 1,5 Ч Р раб = 9,6 Мпа. Работы по гидравлическому испытанию производятся в сле дующей последовательности: открываются воздухоспускные краны и закрываются краны на патрубках дл я освобождения трубопровода от воды; закачивается вода в трубопровод; закрываются воздухоспускные краны при полностью заполненном водой тру бопроводе; поднимается давление в трубопроводе до максимально возможного при по мощи наполнительного агрегата, после чего кран на подводящей линии этог о агрегата перекрывается; включается опрессовочный агрегат и давление поднимается до значения и спытательного. Давление увеличивается постепенно и равномерно с посто янным контролем за состоянием трубопровода визуально и по манометру. В п роцессе подъема давления поверхность трубопровода осматривают при зна чении давления, равном 1/3 Р исп и Р исп . При осмотрах повышение давления прекращ ается; закрываются все краны на подводящих линиях и трубопровод выдерживаетс я под испытательным давлением в течение определенного времени (таб. 1.3); снижается испытательное давление до рабочего путем выпуска воды через патрубок и производится проверка на герметичность. Продолжительность проверки на герметичность участка нефтепродуктопр овода определяется временем, необходимым для осмотра трассы, но не менее 12 ч. Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку н а герметичность, если за время испытания на прочность труба не разрушила сь, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным и не об наружены утечки. После проведения испытания участок готов к эксплуатации. Схема очистки полости трубопровода и испытание на прочность приведена на рисунке 1.6. 1.2.17 Берегоукр епление Берегоукрепительные сооружения предназначены для закрепления берего в на участке перехода. Защита от размывов берегов рек в створах подводны х переходов трубопроводов является сложной инженерно-технической зада чей, решение которой в существенной мере повышает эксплуатационную над ежность подводных трубопроводов. Берегоукрепление должно учитывать очертание укрепляемого берега в п лане и по вертикали, а также гидродинамический, гидрогеологический и гео логический характеры участка (течение, волнение, ледовые нагрузки, физик о-механические характеристики грунтов) и наличие местных материалов. Конструкцию берегоукрепления выбирают в зависимости от скорости течен ия, действия ледяного покрова и местных строительных материалов. При устройстве берегоукрепления должны быть обеспечены: надежная защита берега от разрушения; наименьшая стоимость строительства и трудоемкость работ; широкое использование местных и новых синтетических материалов; применение сборных железобетонных конструкций из унифицированных, ста ндартных и типовых элементов с наименьшим числом типоразмеров; возведение берегоукреплений преимущественно без водоотлива при наиме ньшем объеме водолазных работ; применениепрогрессивных методов производства работ при минимальных с роках строительства. Границы берегоукрепления в районе перехода назначаются на основании п роцессов формирования русла, его размываемости и прогноза деформации н а период срока службы подводного перехода. Укрепление размываемого бер ега следует производить по обе стороны до мест, не подверженных такому р азмыву. При выборе конструкции берегоукреплений необходимо также учит ывать значения неразмывающих скоростей течения для грунтов. Для укрепления берегов применим метод крепления береговых откосов кам енной наброской. Конструкция крепления береговых откосов каменной наб роской приведена на рисунке 1.7. 1.2.18 Рекультив ация нарушенных земель В результате капитального ремонта нефтепродуктопровода структура пло дородного слоя нарушается, а иногда и полностью изменяется. Одним из главных условий сохранения плодородия, используемых при ремон те сельскохозяйственных угодий, является тщательное проведение работ по снятию, сохранению и нанесению плодородного слоя почвы без смешивани я с ниже лежащими грунтами. Выполнение работ по рекультивации земель при ремонте нефтепродуктопро вода предусмотрено в два этапа. Первый этап – техническая рекультивация. Это комплекс земляных работ п о снятию, складированию, транспортировке плодородного слоя почвы, уплот нению и созданию поверхности рекультивируемых участков, отвечающих тр ебованиям последующего использования и в составе сельскохозяйственны х угодий. Второй этап – биологическая рекультивация. Биологический этап предус матривает восстановление биологической активности в нанесенном плодо родном слое почвы. Биологическое освоение заключается в проведении на т ехнически рекультивированных землях комплекса агротехнических мероп риятий, направленных на восстановление и улучшение структуры почвы, пов ышение ее плодородия. 2 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА Особенности труда (совокупность факторов производственной среды и тру дового процесса, оказывающих влияние на здоровье и трудоспособность че ловека в процессе труда) при капитальном ремонте нефтепродуктопровода с заменой труб заключаются в следующем [6]: – участок работы обычно им еет значительную протяженность и удален от основной базы ремонтно-стро ительной организации; ремонтируемый участок может проходить по горному и сильнопересеченному рельефу, лесн ым и сельскохозяйственным землям и т.д. ремонтируемый участок часто проходит параллельно, сближается или пере секается с естественными и искусственными препятствиями, подземными, н адземными, наземными коммуникациями, то есть проходит по охранной зоне э тих коммуникаций; проходящие в зоне ремонта коммуникации и сам ремонтируемый трубопрово д предназначены чаще всего для транспортировки взрывопожароопасных и экологически агрессивных веществ; коммуникации, проходящие в зоне выполнения ремонта, работают в обычном р ежиме. При ремонте подводного перехода магистрального нефтепродуктопровода «Уфа – Петропавловск» через реку Ай выполняются различные общестроит ельные и специальные работы: земляные работы, укладка трубопровода в бер еговые и подводные траншеи, подключение нового участка к действующему н ефтепродуктопроводу, испытание трубопровода и др. Все эти работы являют ся работами повышенной опасности. При отключении старого и подключении нового участка к действующему тру бопроводу наиболее опасными являются огневые работы со вскрытием внут ренней полости нефтепродуктопровода. Необходимо исключить возможност ь разлива и возгорания нефтепродукта. Земляные работы, укладка трубопровода требует особой осторожности в св язи с одновременным использованием многих плавучих и технических сред ств (экскаваторы, трубоукладчики, лебедка и др.), размещаемых на большом пр отяжении. Из сказанного следует, что вопросы безопасности труда, пожарной безопас ности и охраны окружающей среды при капитальном ремонте нефтепродукто провода имеют одно из первостепенных значений. 2.1 Меры безопасн ости при капитальном ремонте подводного перехода Капитальный ремонт проводится под руководством ответственного работн ика (начальника ремонтно-строительной колонны, прораба или мастера учас тка, колонны), прошедшего проверку знаний, правил производства работ и до пущенного к руководству этими работами. До начала работ занятые ремонтом нефтепродуктопровода рабочие должны быть проинструктированы о безопасных методах и приемах работ лицом, отв етственным за их производство. Для всех профессий и работ психологического процесса должны быть разра ботаны и утверждены инструкции и положения по технике безопасности и по жарной безопасности. 2.1.1 Земляные работы Разработка подводной и береговой траншей производится одинаковым экск аватором. Во избежание повреждения нефтепродуктопровода ковшом экскаватора, не приспособленного для полного вскрытия, следует разрабатывать грунт на расстоянии 0,2 м до верхней и боковых образующих трубы. Если при вскрытии нефтепродуктопровода появилась течь, необходимо пре кратить вскрытные работы, по возможности удалить механизмы или заглуши т экскаватор и работающие вблизи выхода нефтепродукта механизмы, персо налу покинут опасную зону, доложить о случившимся руководителю работ и д испетчеру. Разработка грунта в непосредственной близости от действующих подземны х коммуникаций (ближе 2 м) ведется вручную только лопатами, без резких удар ов. Пользоваться ударными инструментами запрещается. Для исключения травматизма при работе экскаватора не разрешается: – производить какие-либо д ругие работы со стороны разрабатываемой траншеи; находиться лю дям ближе 5 м от зоны максимального выдвижения ковша. В траншее возможно скопление паров нефтепродукта, углекислого газа, при родного газа, поэтому контроль воздушной среды в траншее должен проводи ться каждый раз перед началом и в процессе выполнения сварочных, огневых и других работ через каждые 2 ч [6]. Еще одной из причин несчастных случаев при работах в траншее является об рушение стенок. Поэтому при вскрытии траншеи экскаватором грунт должен выбрасываться на расстояние не менее 0,5 м от бровки траншеи в сухих и связ анных грунтах и не менее 1 м в увлажненных грунтах, откосы принимаются сог ласно СНиП 3.02.01-87 1:2 в русловой части и 1:0,75 в береговой части перехода, 1:0,67 в пойме нной части. Если в процессе работы на стенках траншеи появились трещины, грозящие обвалом, то рабочие должны немедленно покинуть ее, стенку с тре щинами следует обрушить, удалить грунт и принять меры по укреплению стен ок траншеи. Чтобы обеспечить возможность быстрого выхода работающих из траншеи, необходимо установить стремянки с уклоном 1:3 с планками через 0,15-0,25 м из расчета 2 лестницы на 5 человек и устроить выходы (не менее двух) с пр отивоположных сторон. 2.1.2 Закрепление нефтепродуктопровода утяжеляющими грузами При загрузке и выгрузке утяжеляющих грузов возможно опрокидывание тра нспортных средств, поэтому необходимо не допускать односторонней пере грузки. Утяжеляющие грузы имеют большую массу (450 кг), поэтому при укладке утяжеля ющих грузов на трубопровод следует пользоваться оттяжками или баграми. Запрещается направлять груз руками. Трубоукладчик, подающий утяжеляющ ие грузы, должен находиться за призмой обрушения грунта траншеи. Машинист, управляющий навесным оборудованием, кроме удостоверения по т ехнике безопасности для работы на этом оборудовании должен иметь удост оверение на право работы на кране-трубоукладчике или тракторе. 2.1.3 Укладка подводного трубопровода При укладке плети трубопровода способом протаскивания по дну водной пр еграды наибольшая опасность для личного состава возникает при обрыве т ягового троса. Для исключения обрыва тягового траса, он подбирается с уч етом коэффициентов условий работы, надежности по нагрузке, однородност и троса и тросового соединения с трубопроводом. Величина напряжений, возникающих в тросе, должна фиксироваться при помо щи динамометров. Нахождение рабочих на пути движения трубопровода и тяг ового троса не допускается. Тяговый трос должен быть тщательно осмотрен , количество обрывов на шаге свивки не должно превышать допустимого знач ения для данной конструкции троса. Надежность закрепления тяговой лебедки и опор следует проверять до нач ала протаскивания плети. В процессе протаскивания трубопровода необхо дим контроль над наматыванием троса на барабан лебедки, осуществляемым равномерно, без толчков и рывков. Приложение нагрузки на трос тяговых ус тройств допускается только после того, как будет выбрана вся слабина тро са [7]. 2.1.4 Подключение отремонтированного участка к действующему нефтепродукт опроводу При подключении отремонтированного участка к действующему нефтепроду ктопроводу наибольшую опасность представляет выход нефтепродукта из т рубопровода в котлован. При этом возможно отравление рабочих, возгорани е продукта или врыв его паров. В местах подключения нового участка нефтепродуктопровода необходимо в ыкопать котлован размерами, достаточными для производства работ по отк лючению демонтируемого участка и подключению нового (по 2 м во всех напра влениях от свариваемого стыка). В котловане на месте сварки стыка должен быть выкопан приямок глубиной 0,7 м. Допускаемый уклон откосов ремонтного котлована 1:0,5 (угол откоса 63 ° ) [8]. Перед началом работ персонал должен быть дополнительно пр оинструктирован ответственным лицом о безопасных методах и приемах по дготовки и ведения работ, а также о правилах поведения во взрыво- и пожаро опасной обстановке и других опасных условиях. На проведение огневых работ должен быть оформлен и выдан наряд-допуск. К работе в непосредственном контакте с нефтепродуктом допускаются раб отники только в соответствующей одежде и не пропускающей перекачиваем ый продукт обуви, обеспеченные средствами индивидуальной защиты (шланг овые противогазы, защитные очки, предохранительные пояса и т.д.). Перед началом работ в котловане переносным газоанализатором проверяет ся уровень загазованности воздушной среды. При этом содержание паров не фтепродуктов не должно превышать предельно допустимой концентрации. В процессе работы следует также периодически контролировать загазованн ость, а в случае необходимости – обеспечить принудительную вентиляцию котлованов. Перед подключением участка необходимо подготовить заменяемый участок к демонтажу (опорожнить и проверить герметичность отсекающих линейных задвижек). Для опорожнения нефтепродуктопровода приваривают патрубки с задвижками D у – 100 мм, Р у – 6,4 МПа и вырезают отверстия с помощью пр испособления для холодной врезки. Нефтепродукт вытесняется из отсечен ного участка водой. С целью предотвращения возгорания поступающих из трубопровода перекач иваемого продукта и газов, а также недопущения загазованности места про изводства огневых работ необходимо надежно герметизировать внутренню ю полость трубопровода – изолировать ее специальными герметизаторами от внешней среды на весь период выполнения сварочно-монтажных работ. Ге рметизация осуществляется с помощью тампонов. В качестве материала для тампонов применяется глина. Глиняная пробка набивается по дине не менее двух, трех диаметров трубы (1,0-1,5 м). Герметизация проводится через специаль ные окна, вырезанные с помощью приспособления для холодной врезки. Для обеспечения контроля за состоянием внутренней поло сти нефтепродуктопровода (уровнем перекачиваемого продукта, наличием избыточного давления воздуха) на расстоянии не менее 30 м от места произво дства огневых работ по обе стороны высверливают контрольные отверстия диаметром 8-12 мм. Если обнаружено повышение уровня нефтепродукта в трубопроводе, необхо димо принять меры по его сбросу. К сварочным работам при подключении новых участков нефтепродуктопрово да допускаются сварщики VI разряд а, имеющие опыт работы по монтажу и ремонту трубопроводов. Сварка выполняется методом ручной электродуговой сварки в соответствии с требованиями СНиП III -42-80 * . Сварщик должен работать в положенной по нормам спецодежде и обуви, специ альном шлеме, закрывающем шею и плечи, лицо и глаза следует защищать спец иальной маской или щитком со светофильтром. Светофильтр подбирают в зав исимости от применяемой силы тока: при ручной электродуговой сварке – с ветофильтр С-7 [8]. Производство электросварочных работ во время дождя или снегопада при отсутствии навесов не допускается. Все работы следует проводить в светлое время суток. При продолжении рабо т с наступлением темноты должно быть обеспечено освещение рабочих мест. 2.1.5 Очистка внутренней полости и испытание нефтепродуктопровода Перед очисткой трубопровода должны быть определены и обозначены опасн ые зоны. При очистке трубопровода водой величина опасной зоны устанавли вается 25 м по обе стороны. При гидравлическом испытании величина опасной зоны устанавливается 75 м по обе стороны от трубопровода и 800 м в направлени и возможного отрыва заглушки от торца. Испытание производится в соответствии с ВСН 011-88 после полной готовности участка: – полной засыпки; установки арм атуры и приборов, катодных выводов; удаление персонала и вывода техники из опасной зоны; обеспечения постоянной или временной связи. Для контроля над процессом испытания необходимо предусмотреть наземны е посты наблюдения (в наиболее низкой точке, начале и конце участка, в мест ах переходов через водные преграды, железные и автомобильные дороги и т. д.). Замеры параметров испытания необходимо производить дистанционными пр иборами, вынесенными за пределы охранной зоны. Осмотр трубопровода с целью выявления дефектов и повреждений разрушае тся только после снижения давления до рабочего. 2.2 Чрезвычайные ситуации 2.2.1 Противопожа рная безопасность При капитальном ремонте нефтепродуктопровода, в одном техническом кор идоре или при пересечении с другими трубопроводами, перекачивающими го рючие жидкости, наибольшую пожарную опасность представляют выход этих продуктов и их разлив на поверхность земли, воды и на вскрываемую или вск рытую траншею. Опыт показал, что при прорывах трубопроводов выброс нефтепродуктов мож ет превышать 200 м, разлив продукта может распространиться на километры, а пары продукта по периметру разлива продукта еще на несколько сотен метр ов. Поэтому основная задача – не допустить повреждения трубопроводов, а ес ли оно произошло или обнаружено в ходе работы, то принять меры к его локал изации. Ремонтно-строительная колонна должна иметь в своем составе следующие п ервичные средства пожаротушения: – пожарную автоцистерну объемом не менее 2000 л, заполненную 5-6 % раствором п енообразователя, или цистерну с мотопомпой МП-1600, укомплектованную рукав ами, стволом и пеногенераторами; – кошму войлочную или асбестовое полотно размером 2х2 м – 10 шт.; – огнетушители порошковые ОП-50 или пенные емкостью по 10 л или углекислот ные ОУ-8; – лопаты, топоры, ломы – по 5 шт.; – ведра – 10 шт. Перечисленные средства пожаротушения должны перемещаться вместе с рем онтно-строительной колонной. Если концентрация горючих паров в траншее превышает предельно– допуст имую взрывобезопасную концентрацию (ПДВК), то должны быть прекращены все виды работ, люди оповещены о возникновении опасной ситуации и отведены в безопасные места, средства пожаротушения приведены в готовность, выяв лена и устранена причина загазованности. Работы могут быть возобновлен ы только после снижения концентрации горючих паров ниже ПДВК. В случае разгерметизации магистрального нефтепродуктопровода и выход а продукта при проведении работ необходимо ликвидировать горение (с пом ощью кошмы, огнетушителя, пеногенератора), прекратить выход нефтепродук та из трубопровода, очистить место работы от горючих веществ и произвест и замер концентрации паров с помощью газоанализатора. Лицо, ликвидирующ ее горение кошмой или огнетушителем, находясь в траншее, должно иметь ст раховку, а при необходимости работать под прикрытием водяных струй. В случае возникновения пожара при более сложных ситуациях начальник ко лонны должен: – сообщить о случившемся д испетчеру, который высылает к месту пожара пожарные подразделения; принять меры к быстрому перекрытию задвижек; принять меры к предотвращению растекания нефтепродукта; осуществлять тушение пожара пеной с помощью пеногенераторов, пожарной техники. 2.2.2 План ликвида ции возможных аварий Ликвидация ав арий и пожаров при ремонте нефтепродуктопровода производится на основ ании плана ликвидации аварий, приведенного в таблице 2.1. Таблица 2.1 – План лик видации возможных аварий Виды аварий Мероприят ия по спасению людей и ликвидации аварий Действия бригады АВП 1 2 3 1. Разрыв сбросного трубопровода Закрыть сбросную задвижку. Приостановить огневые работы. Оградить мест о разлившегося продукта, вывести технику и людей. Собрать разлившийся продукт. Убрать замазученный грунт. Восстановить трубопровод. Установить пожарную машину за 50 м от места разлива нефтепродук та 2. Разгерметизация одного из концов НПП Приостановить огне вые работы. Вывести людей из котлована. Собрать разли вшийся продукт. Убрать замазученный грунт. Восстановить герметичность. Расчет пожарной машины привести в боеготовность 80 Продолжение таблицы 2.1 1 2 3 3. Загорание ПНА Закрыть задвижку, врезанную в нефтепродуктопровод. Остановить подпорный насос. Заглушить дви гатели на ПНА. Оградит место разлившего продукта, вывести людей и технику. Отсоединить рукава от ПНА. Отбуксировать ПНА за пределы охранной зоны. Собрать разлившийся продукт. Убрать замазученный грунт. Установить пожарную машину за 50 м от ПНА и приступить к тушению пожара. 4. Распространение парогазового облака Приостановить огне вые работы. Вывести людей за пределы зоны действия облака. Устранение пр ичины загазованности. Работы возобновить после установившейся нормальной ПДК Пожарный расчет привес ти в боевую готовность. 2.2.3 Организация ликвидации аварий на подводном переходе Аварийно-восстановительные работы (АВР) включают следующие этапы работ: поиск точного места аварии и определение ее характера; сбор, выезд и дост авку персонала и технических средств аварийно-восстановительной брига ды к месту аварии; выполнение работ по локализации и сбору разлившегося продукта и АВР на подводном переходе; ликвидацию последствий аварии. 2.2.3.1 Определение места и характера аварии После сообщения об аварии руководитель линейного пункта диспетчерской связи организует сбор и выезд патрульной группы для контрольного осмот ра подводного перехода и прилегающих участков с целью определения точн ого места аварии. Патрульная группа, выезжающая на контрольный осмотр, д олжна иметь средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограж дения места разлива нефтепродукта, необходимый инструмент, инвентарь, м атериалы и средства связи. При обнаружении следов выхода продукта на поверхность водоема патруль ная группа сообщает начальнику ЛПДС, диспетчеру районного диспетчерск ого пункта или оператору ЛПДС о месте и характере выхода нефтепродукта, отсекает подводный переход путем закрытия задвижек, оберегает и огражд ает место аварии знаками, запрещающими приближение людей и техники к мес ту аварии. 2.2.3.2 Локализация разлитого нефтепродукта на водной поверхности После обнаружения места аварии приступают к ее локализации. Процесс локализации разлива нефтепродуктов предусматривает: ограниче ние движения нефтяного пятна к береговым зонам базирования хозяйствен ных объектов, населенных пунктов и локализацию нефтяного пятна в месте, удобном для последующего сбора и транспортировки собранного нефтепрод укта. Для борьбы против распространения нефтепродукта необходимо использов ать заграждения. Заграждения должны: – не допускать подныриван ия продукта и его перелива через них; сопротивлятьс я силам потока воды и ветра; выдерживать химическое воздействие продукта; быть удобным для хранения и легкими для транспортировки; быт легкими и надежными в эксплуатации. Варианты расстановки боновых заграждений выбираются в зависимости от конкретных условий с учетом категорий рек и скорости течения реки. Рекомендуемые варианты расстановки боновых заграждений на несудоходн ых реках со скоростью меньше 1 м/с приведены на рисунке 2.1. Рисунок 2.1 – Реко мендуемые варианты расстановки боновых заграждений Скорость ветра и течения – главные параметры, влияющие на работу заграж дений. Если заграждение размещать перпендикулярно к течению, то происхо дит проскальзывание капель нефтепродукта под заграждение. Поэтому заг раждение необходимо размещать под острым углом к линии потока. Угол уста новки принимается в зависимости от скорости течения реки, при u тр меньше 1 м/с угол установки до лжен быт меньше 40 ° . Длина бонового заграждения рассчитывается по формуле , (2.1) где В – ширина реки, м; А – угол накло на заграждения [13]. Длина необход имого заграждения: Кроме того, следует предусмотреть запасное боновое заграждение длиной 100 м. 2.2.3.3 Сбор нефтепродукта с поверхности воды Сбор и утилизация нефтепродукта включает следующие технологические оп ерации: расстановку нефтесборщиков на воде; подсоединение нефтесборщи ков к заграждениям; монтаж и подсоединение сети энергоснабжения и трубо проводной системы отвода собранной смеси; расстановку накопительных е мкостей и подсоединение к трубопроводной системе; сбор нефтепродукта с подачей в накопительные емкости; транспортировку собранной смеси к мес ту утилизации нефтепродуктов; разделение смеси; утилизацию нефтепроду ктов и очистку воды до санитарных норм. Для сбора и удаления разлившегося нефтепродукта с водной поверхности в озможен к применению самонастраивающийся нефтесборщик порогового тип а НСДУ-3, технические характеристики которого приведены в таблице 2.2. Таблица 2.2 – Технические характеристики самонастраивающегося нефтесб орщика порогового типа НСДУ-3 № п/п Характеристика Значен ие 1 Производительность, м3/час До 40 2 Осадка, мм Не более 200 3 Масса, кг Не боле е 15 4 Диаметр, мм 1000 5 Высота, мм 250 6 Размер ячейки сетки ограждения, мм 10х10 7 Длина порога слива, м 1,79 Схема нефтесборщика НСДУ-3 приведена на рисунке 2.2 2.3 Охрана окружающей среды При капитальном ремонте нефтепродуктопровода необходимо строго соблю дать требования охраны окружающей среды, сохранения устойчивого эколо гического равновесия и не нарушать условия землепользования. Под окружающей природной средой понимается вся совокупность природных элементов и комплексов в зоне полосы ремонта и прилегающих к ней террит орий. Цель охраны окружающей среды – исключение или максимальное ограничен ие вредных воздействий ремонта и эксплуатации нефтепродуктопровода на окружающую среду, рациональное использование природных ресурсов, их во сстановление и воспроизводство. При капитальном ремонте подводного перехода магистрального нефтепрод уктопровода воздействию подвергаются следующие компоненты окружающе й среды: приземный слой атмосферы, подземные и поверхностные воды, почве нно-растительный покров при выполнении следующих видов работ: – земляные работы в руслов ой части реки и на прибрежных участках; нарушение пов ерхностного стока при передвижении строительной техники в зоне произв одства работ; опорожнение нефтепродуктопровода; забор воды для очистки полости трубопровода и проведения испытания, сли в воды; заправка техники. При выполнении работ в русловой части реки в результате увеличения соде ржания временных частиц происходит негативное воздействие на условия обитания животного и растительного мира реки. При заправке техники загрязнение окружающей среды может произойти при устройстве площадки без твердого покрытия, при хранении ГСМ, эксплуатац ии неисправной техники и в случае непредвиденного пролива ГСМ. Проектом предусматриваются мероприятия, направленные на предотвращен ие загрязнения окружающей среды: – все работы по ремонту дол жны проводиться исключительно в пределах полосы отвода (ширина 33 м); сохранение пл одородного слоя почвы путем выполнения рекультивации; засыпка воронок и других мест эрозии грунтов, нарушающих поверхности ес тественного стока; своевременная и полная вывозка отходов ремонтного производства и стро ительного мусора по окончании ремонта; слив ГСМ в отведенном для этого месте; срезка и вывозка замазученного слоя грунта; содержание в исправности строительных машин и механизмов для предотвр ащения урона окружающей среде (слив масла, топлива и т.д.); выполнение ремонтных работ особенно земляных, в устойчивый не дождевой период года; для исключения попадания рыбной молоди в трубопровод при испытании вод озаборное устройство должно быть снабжено сеткой с размером ячеек не бо лее 4х4 мм. Выполнение работ по рекультивации земель при ремонте нефтепродуктопро вода предусмотрено в два этапа. Первый этап – техническая рекультивация. Ширина полосы снятия плодородного слоя почвы принята 15 м, толщина – 0,2 м. Мощность нанесения плодородного слоя почвы равна мощности снятия при р екультивации нарушенных земель (0,2 м). Нанесение плодородного слоя почвы производится в теплое время года, в за мерзшем состоянии плодородный грунт наносить запрещается. Второй этап – биологическая рекультивация. Этот этап предусматривает восстановление биологической активности в н анесенном плодородном слое почвы. Профилактика загрязнения окружающей среды в результате возможных авар ий при эксплуатации подводного перехода включает прежде всего: – непрерывный контроль ге рметичности подводного перехода; периодическую очистку вну тренней полости трубопровода от отложений; поддержание установленных проектом отметок заглубления подводного тр убопровода; поддержание в исправном состоянии защиты трубопровода (изоляция, ЭХЗ, бе регоукрепления); систематическое обследование технического состояния подводных трубо проводов и перехода в целом; контроль за наличием и исправностью информационных знаков, сохранност ью реперов; выполнение мероприятий по обеспечению безаварийной работы подводного перехода в осенне-зимний и весенний паводковые периоды; выполнение анализа и обработки результатов обследований; планирование и выполнение текущего и капитального ремонтов подводного перехода; в случае попадания нефтепродукта в воду, предусматривается боковое заг раждение, конструкции ОАО «Уралтранснефтепродукт», по течению реки, пре дотвращающее распространение пленки нефтепродукта. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТ ОЧНИКОВ 1. БабинЛ.А. и др. Справочник мастера – строителя магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1986. – 224с. Бабин Л. А. и др. Типовые расч еты при сооружении трубопроводов. – М.: Недра, 1995. – 256с. Бородавкин П. П., Березин В. Л. Сооружение магистральных трубопроводов: Уче бник для вузов. – М.: Недра, 1987. – 471с. ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Против окоррозионная и тепловая изоляция. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защит е от коррозии. – М.: Издательство стандартов, 1998. – 42 с. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов / Под ред. А. Г. Гумерова. – М.: О ОО «Недра – Бизнецентр», 1999. – 525с. Левин С. И. Предупреждение аварий и ремонт подводных ТП. – М.: Гостехиздат , 1963. – 184с. Охрана труда при строительстве объектов нефтяной и газовой промышленн ости. Справочник. – М.: Недра, 1988. – 487с. СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты. – М.: Стройиздат, 1987. СНиП 2.05.06-85 * . Магистральные трубопроводы / М инстрой России. – М.: ГУПЦ ПП, 1997. – 52с. СНиП III -42-80 * . Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ / Минстрой России. – М.: ГУПЦ ПП, 1977. Справочник по проектированию магистральных трубопровод ов. Под ред. А.К.Дерцакяна. – Л.: Недра, 1977. – 519с. Шаммазов А. М. И др. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2000. – 237с.
1Архитектура и строительство
2Астрономия, авиация, космонавтика
 
3Безопасность жизнедеятельности
4Биология
 
5Военная кафедра, гражданская оборона
 
6География, экономическая география
7Геология и геодезия
8Государственное регулирование и налоги
 
9Естествознание
 
10Журналистика
 
11Законодательство и право
12Адвокатура
13Административное право
14Арбитражное процессуальное право
15Банковское право
16Государство и право
17Гражданское право и процесс
18Жилищное право
19Законодательство зарубежных стран
20Земельное право
21Конституционное право
22Конституционное право зарубежных стран
23Международное право
24Муниципальное право
25Налоговое право
26Римское право
27Семейное право
28Таможенное право
29Трудовое право
30Уголовное право и процесс
31Финансовое право
32Хозяйственное право
33Экологическое право
34Юриспруденция
 
35Иностранные языки
36Информатика, информационные технологии
37Базы данных
38Компьютерные сети
39Программирование
40Искусство и культура
41Краеведение
42Культурология
43Музыка
44История
45Биографии
46Историческая личность
47Литература
 
48Маркетинг и реклама
49Математика
50Медицина и здоровье
51Менеджмент
52Антикризисное управление
53Делопроизводство и документооборот
54Логистика
 
55Педагогика
56Политология
57Правоохранительные органы
58Криминалистика и криминология
59Прочее
60Психология
61Юридическая психология
 
62Радиоэлектроника
63Религия
 
64Сельское хозяйство и землепользование
65Социология
66Страхование
 
67Технологии
68Материаловедение
69Машиностроение
70Металлургия
71Транспорт
72Туризм
 
73Физика
74Физкультура и спорт
75Философия
 
76Химия
 
77Экология, охрана природы
78Экономика и финансы
79Анализ хозяйственной деятельности
80Банковское дело и кредитование
81Биржевое дело
82Бухгалтерский учет и аудит
83История экономических учений
84Международные отношения
85Предпринимательство, бизнес, микроэкономика
86Финансы
87Ценные бумаги и фондовый рынок
88Экономика предприятия
89Экономико-математическое моделирование
90Экономическая теория

 Анекдоты - это почти как рефераты, только короткие и смешные Следующий
За своим телом надо внимательно следить.. Как только отвлечетесь, оно тут же начинает что-нибудь жрать...
Anekdot.ru

Узнайте стоимость курсовой, диплома, реферата на заказ.

Обратите внимание, диплом по транспорту "ЛПДС Челябинск капитальный ремонт подводного перехода НПП "Уфа-Петропавловск"", также как и все другие рефераты, курсовые, дипломные и другие работы вы можете скачать бесплатно.

Смотрите также:


Банк рефератов - РефератБанк.ру
© РефератБанк, 2002 - 2016
Рейтинг@Mail.ru