Классификация и ремонт магистральных газопроводов, особенности эксплуатации

1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ
1.1 Назначение и классификациямагистральных газопроводов
Магистральнымгазопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа израйона добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющийотдельные газовые месторождения.
Ответвлением отмагистрального газопровода называется трубопровод, присоединенныйнепосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода частитранспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленнымпредприятиям.
В соответствии со СНиП2.05.06-85* в зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральныегазопроводы подразделяются на два класса: класс I – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс II – рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПавключительно. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, неотносятся к магистральным. Это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящиегазопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы.
По характеру линейнойчасти различают газопроводы:
-магистральные, которыемогут быть однониточными простыми (с одинаковым диаметром от головныхсооружений до конечной газораспределительной станции) и телескопическими (сразличным диаметром труб по трассе), а также многониточными, когда параллельноосновной нитке проложены вторая, третья и последующие нитки;
-кольцевые, сооружаемыевокруг крупных городов для увеличения надежности снабжения газом и равномернойподачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в Единуюгазотранспортную систему страны.
Магистральные газопроводыи их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости отусловий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величиниспытательного давления, приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Категории магистральныхтрубопроводов и их участков (СН и П 2.05.06-85*, стр.3, табл.1)
Категория
трубопровода и его участка
Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его
на прочность,
устойчивость
и деформативность, m Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % общего количества
Величина давления при испытании и
продолжительность испытания
трубопровода В 0,60 I 0,75 II 0,75 Принимается по СНиП III-42-80* III 0,9 IV 0,9
На наиболее сложных (болота, водные преграды и т.д.) и ответственныхучастках трассы категория магистральных газопроводов повышается. Например, для участковподключения компрессорных станций, узлов пуска и приема очистных устройств,переходов через водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более СНиП устанавливает категорию I.
К категории В относятся газопроводы, сооружаемые внутризданий и на территориях компрессорных станций и газораспределительных станций.При проектировании допускается категорию отдельных участков газопроводовповышать на одну категорию, против установленной СНиПом, при соответствующемобосновании.
К категориям магистральных газопроводов и их участкам взависимости от коэффициента условий работы при расчете на прочностьпредъявляются определенные требования в части контроля сварных соединенийфизическими методами и предварительного испытания Рисп.
1.2 Состав сооружений магистральногогазопровода
Всоответствии со СНиП к магистральным газопроводам относят трубопроводы и ответвления(отводы) от них диаметром до 1420 мм с избыточным давлением транспортируемогопродукта не более 10 МПа, предназначенные для транспортировки:
природногоили попутного нефтяного углеводородного газа из районов добычи (от головных компрессорныхстанций (КС) до газораспределительных станций (ГРС)) городов и населенныхпунктов;
сжиженныхуглеводородных газов с упругостью насыщенных паров не более 1,6 МПа притемпературе 45 °С с мест производства (заводов) до мест потребления(перевалочные базы, пункты налива, промышленные и сельскохозяйственные предприятия,порты, ГРС, пусковые базы);
товарнойпродукции в пределах головных и промежуточных КС, станций подземного хранениягаза, ГРС, замерных пунктов.
Аналогичноопределяют магистральные водо-, конденсато- и аммиакопроводы.
Всостав подземного магистрального газопровода входят линейная часть и наземныеобъекты (рисунок 1).
/>
Рисунок1 — Схема магистрального газопровода:
1 — газовая скважина со «шлейфом»; 2 — газосборный пункт; 3 — газопромысловыйколлектор; 4 — головные сооружения; 5 — ГКС; 6 — магистральный газопровод; 7 — запорная арматура; 8 — промежуточная КС; 9, 11, 13 — переходы соответственночерез малую преграду, дорогу и крупную водную преграду; 10 — линия связи; 12 — аварийный запас труб; 14 — вдольтрассовая дорога с подъездами; 15, 26 — ГРС; 16- отвод от газопровода; 17 — защитное сооружение; 18 — система ЭХЗ; 19 — ЛЭП;20 — ПХГ; 21 — КС ПХГ; 22 — водосборник; 23 — дом линейного ремонтера-связиста;24 — лупинг; 25 — вертолетная площадка; 27 — ГРП; 28 — городские газовые сети
Напромысле газ от скважин под действием пластового давления по сборныминдивидуальным газопроводам («шлейфам») поступает на газосборные пункты, гдеосуществляют первичный замер его, а при необходимости и редуцирование. Отгазосборных пунктов газ поступает в промысловый газосборный коллектор и по немуна головные сооружения (установку комплексной подготовки газа — УКПГ), где проводятего очистку, осушку, вторичный замер и доведение до товарной кондиции.
Наголовной КС газ компримируется до номинального рабочего давления (как правило,до 7,5 МПа). Затем он поступает в линейную часть магистрального газопровода.
Клинейной части магистрального газопровода относят собственно магистральныйгазопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственныепреграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдольтрассовыми иподъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям,водо- и конденсатосборниками и другими узлами, системой электрохимическойзащиты; лупинги, аварийный запас труб, вертолетные площадки и дома линейныхремонтеров-связистов.
Всостав наземных объектов магистрального газопровода входят КС, ГРС и газораспределительныепункты (ГРП). Основные сооружения КС — компрессорная станция, ремонтно-эксплуатационныйи служебно-эксплуатационные блоки, площадка с пылеуловителями, градирня,резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС,как правило, сооружают жилой поселок. Головные сооружения и головная КС частопредставляют собой единый площадочный комплекс. КС отстоят друг от друга на расстояниипримерно 125 км.
Газ,поступающий на ГРС, дополнительно обезвоживается, очищается, редуцируется (до1,2 МПа), одоризуется, замеряется и распределяется по трубопроводам отдельныхпотребителей или групп их.
Подземные хранилища газа(с КС или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерностипотребления газа (летом газ в них накапливается, а зимой подается потребителям).Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленныхцентров. Обычно газ закачивают в водоносные горизонты пористых пород,выработанные нефтяные и газовые месторождения или в специально разработанные(вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности.
1.3 Требования к трубам и материалам
Для строительства магистральныхгазопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральные и другие специальные конструкции, изготовленные из:
– спокойных и полуспокойныхуглеродистых, реже легированных сталей диаметром 50 миллиметров включительно;
–    спокойных иполуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 миллиметров;
–    низколегированныхсталей в термически или термодинамически упрочнённом состоянии для трубдиаметром до 1420 миллиметров;
Трубы бесшовные следует применять поГОСТ8731–87, ГОСТ8732–87, ГОСТ8734–75, группы В. При соответствующемтехнико-экономическом обосновании можно использовать по ГОСТ9567–75. Трубыстальные электросварные диаметром до 800 миллиметров по ГОСТ20295–85. Для труб диаметром свыше 800 миллиметров по техническим условиям, утверждённым в установленном порядке с выполнением призаказе и приёмке труб требований, перечисленных ниже.
Трубы должны иметь сварноесоединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы труб должны бытьплотными, непровары и трещины любой протяжённости и глубины не допускаются.Отклонение от номинальных размеров наружных диаметров торцов труб не должныпревышать величин, приведённых в ГОСТах, а для труб диаметром свыше 800 миллиметров не должны превышать плюс минус 2 миллиметра.
Овальность концов труб, то естьотношение разности между наибольшими и наименьшими диаметрами в одном сечении кноминальному диаметру, не должна превышать 1%. Овальность труб толщиной 20 миллиметров и более не должна превышать 0,8%.
Кривизна труб не должна превышать 1,5 миллиметров на 1 метр длины, а общая кривизна не более 0,2% длины трубы.
Длина поставляемых заводом трубдолжна быть в пределах 10,5 – 11,6 метров.
Трубы диаметром 1020 миллиметров и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100% контрольфизическими неразрушающими методами.
Отношение предела текучести квременному сопротивлению (то есть пределу прочности) и относительное удлинениеметалла труб должны удовлетворять требования СНиП.
Кольцевые сварные соединения должнывыполняться с применением дуговых методов сварки (в том числе ручной,автоматической под флюсом, механизированной в среде защитных газов, механизированнойсамо защитной порошковой проволокой), а также электроконтактной сваркой –оплавлением.
Сталь труб должна хорошо свариваться.
Пластическая деформация металла впроцессе производства труб (экспандирование) должно быть не более 102%.
В металле труб не допускается наличиетрещин, плён, закатов, а также расслоений длиной более 80 миллиметров в любом направлении. Расслоение любого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 миллиметров от торца не допускается.
Зачистка внешних дефектов труб (крометрещин) допускается при условии, что толщины стенки труб после зачистки невыходят за пределы допусков на толщину стенки.
Сварные соединения труб должны иметьплавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов,непроваров, утяжек, осевой рыхлости и других дефектов в формировании шва.Усиление наружного шва для труб с толщиной стенки до 10 миллиметров должно находиться в пределах 0,5 – 2,5 миллиметров, а более 10 миллиметров 0,5 – 3 миллиметров. Высота усиления внутреннего шва должна быть не менее 0,5 миллиметров.
Смещение наружного и внутреннегослоёв заводского сварного шва не должно превышать 20% толщины стенки притолщине до 16 миллиметров и 15% более 16 миллиметров.
Концы труб должны быть обрезаны подпрямым углом и иметь раздел покромок под сварку. Форма разделки покромокопределяется техническими условиями.
Косина реза торцов труб должна бытьне более 2 миллиметров.
Каждая труба должна проходить назаводах изготовителях испытания гидростатическим давлением.
Все сварные соединения труб должныбыть полностью проверены физическими не разрушающимися методами контроля(ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест расшифровкойпросвечиванием).

1.4 Правила эксплуатации линейнойчасти
Линейная частьмагистрального газопровода — наиболее фондоемкое сооружение. Состояниемлинейной части во многом определяется надежность газоснабжения потребителей. Всвязи с тем, что объекты линейной части газопровода рассредоточены на сотни и тысячикилометров, значительно усложняется их эксплуатация. Для поддержаниянеобходимого уровня технического состояния объектов линейной части газопровода,требуется квалифицированное и своевременное проведение профилактических иремонтных работ. Для этого в структуре производственного газотранспортногообъединения предусмотрены соответствующие отделы и подразделения.
Производственное газотранспортноеобъединение осуществляет эксплуатацию одного или нескольких магистральных газопроводов.Для эксплуатации участков магистральных газопроводов в составе объединениясоздаются линейные производственные управления (ЛПУМГ), в которыхнепосредственным обслуживанием линейной части занимаются линейно-эксплуатационныеслужбы (ЛЭС). Руководство организацией эксплуатации линейной части вобъединении осуществляет главный инженер через производственно-техническийотдел (ПТО) по эксплуатации магистральных газопроводов, на который возложеныследующие основные обязанности:
— проведение единойтехнической политики в области эксплуатации газопровода,
— разработка плановорганизационно-технических мероприятий по эксплуатации линейной части и плановпроведения особо сложных огневых работ,
— составление планов иинструкций на переиспытание участков магистральных газопроводов,
— разработка плановвнедрения новой техники,
— прием исполнительнойдокументации от подрядно-строительных организаций на вновь вводимые иотремонтированные участки газопроводов, средств защиты.
Кроме того, отделкоординирует работу ЛПУМГ объединения в части проведения всех работ наподведомственных ему объектах, следит за ходом выполненияорганизационно-технических мероприятий по линейной части по всему объединению,ведет и предоставляет в вышестоящие инстанции все виды отчетности по своейдеятельности.
Эксплуатацию линейнойчасти магистральных газопроводов на местах осуществляютлинейно-эксплуатационные службы (ЛЭС), которые непосредственно подчиненызаместителю начальника ЛПУМГ и включают в себя аварийную и линейную бригады,группы электрохимзащиты, автотранспорта, энерговодоснабжения и ГРС.
На службу ЛЭС возлагаютсяследующие обязанности:
-          обеспечиватьбесперебойную транспортировку газа на обслуживаемых участках газопроводов иотводов путем своевременного контроля и поддержания в технически исправномсостоянии линейной части газопровода со всеми линейными сооружениями иоборудованием; выполнять необходимые ремонтные работы и профилактическиемероприятия, обеспечивающие долговечность и надежность газопровода,обеспечивать бесперебойную работу ГРС;
-          периодическиосматривать газопроводы и сооружения на них для выявления и ликвидации утечекгаза, контроля состояния грунтового основания газопроводов и грунтов охраннойзоны, своевременного выявления эрозионного размыва грунтов в охранной зонегазопровода, просадки грунтового основания, разрушения насыпей; измерятьдавление газа на линейных кранах, продувать конденсатосборники и т. п.;
-          ликвидироватьаварии и неисправности на линейной части газопровода, ГРС, КС;
-          участвовать впроведении капитальных ремонтов магистрального газопровода;
-          осуществлятьсвоевременный ремонт грунтового основания и насыпей, а также проводитьмероприятия по предотвращению эрозионного размыва грунтов;
-          осуществлятьремонт газопровода, отводов, технологического оборудования ГРС, газовых сетейжилых поселков и аварийной техники;
-          проводить врезкив магистральные газопроводы и отводы от них для подключения новых потребителейгаза, реконструкцию узлов переключения, монтаж перемычек;
-          осуществлятьконтроль над состоянием переходов через естественные и искусственные преграды иобеспечивать их надежную работу;
-          осуществлятьконтроль над тепловым режимом грунтов основания и охранной зоны газопровода врайонах распространения вечномерзлых грунтов;
-          содержатьохранную зону, оборудование и предупредительные знаки по трассе газопровода иГРС в состоянии, предусмотренным «Правилами технической эксплуатациимагистральных газопроводов», СНиП и санитарными нормами промышленных объектов;
-          оформлять вустановленном порядке документацию на выполненные ремонтные работы иликвидированные аварии;
-          содержатьаварийную технику в исправном состоянии и укомплектованной, согласноутвержденному перечню оснащения;
-          обеспечиватьсвоевременную заливку метанола в газопровод и коммуникации ГРС для исключения вних гидратообразования;
-          проводитьподготовку газопроводов, отводов и всех сооружений на них к осенне-зимнейэксплуатации и паводку;
-          выполнять работы,предусмотренные организационно-техническими мероприятиями;
-          не менее одногораза в квартал проводить аварийно-тренировочные выезды для проверки готовностиаварийной техники и бригады к выполнению работ по ликвидации возможной аварии;
-          осуществлятьтехнический надзор и принимать непосредственное участие в продувках и испытанияхвновь вводимых в эксплуатацию газопроводов, отводов;
-          разрабатыватьпланы проведения огневых работ;
-          совместно сдиспетчерской службой контролировать гидравлическое состояние и очищатьвнутреннюю полость газопроводов;
-          обеспечиватьзащиту от коррозии подземных металлических сооружений магистральныхгазопроводов, а также защиту от атмосферной коррозии надземных трубопроводов.
В зависимости от структуры и состава ЛЭС в нее можетвключаться группа энерговодоснабжения, на которую возлагается обязанность пообслуживанию и ремонту средств энерговодоснабжения ГРС, домов обходчиков, ремонтно-эксплуатационныхпунктов (РЭП). Численность персонала ЛЭС устанавливается на основаниидействующих нормативов в зависимости от протяженности и сложности обслуживаемогоучастка, наличия машин и механизмов.
ЛЭС возглавляет начальник, который несет ответственность засостояние и обслуживание линейной части газопровода и ГРС, содержание висправном состоянии вверенной техники, своевременную и качественную ликвидациюаварий и проведение ремонтно-восстановительных работ на газопроводе, а также засоблюдение персоналом ЛЭС действующих Правил технической эксплуатациимагистральных газопроводов, должностных инструкций и правил техникибезопасности при эксплуатации магистральных газопроводов и других нормативныхдокументов. Начальнику ЛЭС непосредственно подчинены инженерно-техническиеработники, являющиеся руководителями групп: линейный мастер, старший инженер(инженер) ГРС, начальник (механик) автотранспортного хозяйства.
Линейный мастер осуществляет руководство аварийной и линейнойбригадами. Линейная бригада осуществляет повседневный контроль за состояниемлинейной части магистрального газопровода и выполняет все видыремонтно-профилактических работ, кроме огневых. Аварийная бригада выполняет всевиды огневых работ на линейной части, а также на КС и ГРС.
Старший инженер (инженер) электрохимзащиты (ЭХЗ) руководитгруппой электромонтеров, в обязанности которой входит своевременноеобслуживание и ремонт установок защиты. Старший инженер (инженер) ГРСосуществляет руководство работой операторов ГРС, замерных узлов и операторами-прибористами.
Автотранспортной группой руководит начальник (автомеханик).Ее назначение – обеспечить обслуживание и ремонт автотракторной, землеройнойтехники, всех основных и вспомогательных механизмов (сварочных агрегатов,передвижных электростанций, компрессорных и водоотливных установок и т. д.). Наотдаленных участках, а также в труднодоступных местностях (горы, болота, водныепреграды) прохождения трассы газопровода могут организовыватьсяремонтно-эксплуатационные пункты, которые возглавляются мастером. В их задачувходит проведение профилактических осмотров и ремонтов (без ведения огневыхработ) на закрепленном участке газопровода.
Рабочий персонал, обслуживающийлинейную часть магистрального газопровода, включает в себя линейных обходчиков,линейных трубопроводчиков, сварщиков, водителей аварийных машин, монтеров ЭХЗ,операторов ГРС. Линейные обходчики, операторы ГРС живут, как правило, вблизитрассы в домах обходчиков и операторов и обслуживают определенные участкитрассы и ГРС. За каждым обходчиком закреплены определенные участки газопроводасо всеми находящимися на них сооружениями: газопровод, запорная арматура,переходы через естественные и искусственные препятствия, конденсатосборники,метанольницы, редуцирующие колонки, устройства протекторной и дренажной защиты,контрольно-измерительные колонки, линейные сооружения связи, источникиэлектроэнергии и линии электропередач с трансформаторными подстанциями. Каждыйлинейный трубопроводчик должен уметь обслуживать и управлять закрепленной заним техникой, строительными механизмами (трубоукладчиком, экскаватором,водоотливной или сварочной установкой, передвижной электростанцией и т. д.).Кроме того, должен знать порядок и ведение ремонтно-восстановительных работ натрассе газопровода, погрузочно-разгрузочных работ, заливки реагентов вгазопровод и других работ, предусмотренных должностной инструкцией.
ЛЭС оснащается транспортом и механизмами в соответствии с Нормативнымтабелем оснащения ЛЭС магистральных газопроводов материально-техническимиресурсами (транспортными средствами, механизмами, приспособлениями, инвентареми материалами) для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактическихработ в различных природно-климатических условиях. Выделенные для ЛЭСтранспортные средства и ремонтно-строительные механизмы должны быть разделенына хозяйственные и аварийные и закреплены персонально за работниками ЛЭС,которые несут ответственность за содержание их в исправном состоянии,укомплектованность и постоянную готовность к выезду и проведению аварийных иплановых ремонтных работ. В комплект оснащения аварийных автомашин и механизмовдолжны входить материалы, инструменты и механизмы в точном соответствии сперечнем, утверждённым заместителем начальника производственного отдела (ПО).
Газотранспортное объединение ежегодно на основании Положенияо планово-предупредительном ремонте линейной части и технологическогооборудования магистральных газопроводов разрабатывает план — график проведенияпланово-предупредительного ремонта объектов линейной части газопровода, которымпредусматривается текущий, средний и капитальный ремонты. Одновременно ПО рассчитываетпотребности в материальных и трудовых средствах для каждого вида ремонта.
В периоды между очереднымиплановыми ремонтами предусматривается проведение межремонтного обслуживания ипланового осмотра.
Межремонтное обслуживаниевключает комплекс профилактических работ по уходу и надзору за оборудованием впериод работы между двумя плановыми ремонтами. К ним относятся: надзор заправильной эксплуатацией объектов линейной части магистрального газопровода всоответствии с Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов,технологическими картами и паспортными данными оборудования. Межремонтноеобслуживание линейной части газопровода проводится по утвержденному графикуперсоналом ЛЭС во время выезда (вылета) на трассу. На участках трассы, гдеимеются линейные обходчики, выполнение мероприятий по межремонтномуобслуживанию возлагаются на них. Выявленные в процессе осмотра дефекты ипринятые меры по их устранению фиксируются в технической документации.
Плановый осмотр — комплекс ремонтно-профилактических работ по контролю над техническим состояниемоборудования, выявлению возникающих дефектов и своевременному предупреждениюпоявления неисправностей, связанных с незначительной разборкой. При этомустраняются только те неисправности оборудования, при наличии которых нельзяего нормально эксплуатировать до ближайшего ремонта. Плановый осмотр включает всебя все элементы межремонтного обслуживания и регулярно проводится бригадамиЛЭС. По результатам осмотров составляются дефектные ведомости для текущих,средних и капитальных ремонтов и предусматриваются работы в ежегодных планахорганизационно-технических мероприятиях по устранению выявленныхнеисправностей. Плановые осмотры совмещаются с работами по межремонтномуобслуживанию.
Содержание и срокипроведения межремонтного обслуживания и плановых осмотров регламентируются Положениемо ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов.Указанные в нем сроки проведения профилактических работ могут корректироватьсяс учетом конкретных местных условий.
1.5 Дефектытрубопроводных конструкций и причины их возникновения
Дефект – это любоенесоответствие регламентированным нормам. Главной причиной появления дефектовявляется отклонение рабочего параметра от нормативного значения, обоснованногодопуском.
Дефекты трубопроводныхконструкций подразделяются на:
— дефекты труб;
— дефекты сварныхсоединений;
— дефекты изоляции.
Различают следующиедефекты труб:
— металлургические –дефекты листов и лент, из которых изготавливаются трубы, т.е. различного родарасслоения, прокатная плена, вкатанная окалина, поперечная разнотолщинность, неметаллическиевключения и др.
— технологические –связаны с несовершенством технологии изготовления труб, которые условно можноразделить на дефекты сварки и поверхностные дефекты (наклеп при экспандировании,смещение или угловатость кромок, овальность труб)
— строительные –обусловлены несовершенством технологии строительно-монтажных работ, нарушениямитехнологических и проектных решений по транспортировке, монтажу, сварке,изоляционно-укладочным работам (царапины, задиры, вмятины на поверхности труб).
Причины возникновениядефектов труб
— существующая технологияпрокатки металла, технология непрерывной разливки стали на отдельныхметаллургических заводах является одной из причин изготовления некачественныхтруб. Нередки случаи разрушения по причине расслоения металла.
— на трубных заводахвходной контроль сырья несовершенен или полностью отсутствует. Это приводит ктому, что дефекты сырья становятся дефектами труб.
— при изготовлении трубприходится подвергать металл нагрузкам, при которых он работает за пределомтекучести. Это приводит к появлению наклепа, микрорасслоений, надрывов и другихскрытых дефектов. Из-за кратковременности последующих заводских испытаний труб(20…30 с) многие скрытые дефекты не выявляются и «срабатывают» уже в процессеэксплуатации МТ.
— в недостаточной степениконтролируется заводами и геометрическая форма труб. Так, на трубах диаметром500…800мм смещение кромок достигает 3мм (при норме для спирально-шовных труб0,75…1,2мм), овальность – 2%
— механическиевоздействия при погрузочно-разгрузочных, транспортных и монтажных операцияхприводят к появлению на трубах вмятин, рисок, царапин, задиров
— при очисткетрубопроводов скребками-резцами возникают дефекты пластической деформациилокальных участков поверхности трубы – риски, подрезы и т.д. Эти концентраторынапряжений являются потенциальными очагами развития коррозионно-усталостныхтрещин. Очистка трубопроводов с помощью проволочных щеток исключает повреждениятруб в виде подрезов, но при определенных режимах обработки приводит кдеформациям поверхности металла, снижающим его коррозионную стойкость.
— коррозионныеповреждения труб (внешние — в местах нарушения сплошности изоляции, авнутренние — в местах скоплений воды)
Дефект сварногосоединения – это отклонения разного рода от установленных норм и техническихтребований, которые уменьшают прочность и эксплуатационную надежность сварныхсоединений и могут привести к разрушению всей конструкции. Наиболее частовстречаются дефекты формы и размеров сварных швов, дефекты макро- имикроструктуры, деформация и коробление сварных конструкций.
Нарушение формы иразмеров шва свидетельствуют о наличии таких дефектов, как наплывы (натеки),подрезы, прожоги, незаваренные кратеры.
Наплывы – чаще всегообразуются при сварке горизонтальными швами вертикальных поверхностей, врезультате натекания жидкого металла на кромки холодного основного металла. Онимогут быть местными (в виде отдельных застывших капель) или протяженными вдольшва. Причинами возникновения наплывов являются большая сила сварочного тока,длинная дуга, неправильное положение электрода, большой угол наклона изделияпри сварке на подъем и спуск.
Подрезы – представляютсобой углубления, образующиеся в основном металле вдоль края шва. Подрезыобразуются из-за повышенной мощности сварочной горелки и приводят к ослаблениюсечения основного металла и разрушению сварного соединения.
Прожоги – этопроплавление основного или наплавленного металла с возможным образованиемсквозных отверстий. Они возникают вследствие недостаточного притупления кромок,большого зазора между ними, большой силы сварочного тока или мощности горелкипри невысоких скоростях сварки. Особенно часто прожоги наблюдаются в процессесварки тонкого металла и при выполнении первого прохода многослойного шва, атакже при увеличении продолжительности сварки, малом усилии сжатия и наличиизагрязнений на поверхностях свариваемых деталей или электродах (точечная ишовная контактная сварка).
Незаваренные кратеры –образуются при резком обрыве дуги в конце сварки. Они уменьшают сечение шва имогут явиться очагами образования трещин.
К дефектам макроструктурыотносят дефекты: газовые поры, шлаковые включения, непровары, трещины,выявляемые с помощью средств оптики (увеличение не более чем в 10 раз).
Газовые поры – образуютсяв сварных швах вследствие быстрого затвердевания газонасыщенного расплавленногометалла, при котором выделяющиеся газы не успевают выйти в атмосферу.
/>
Рисунок 2 – Газовые поры
Такой дефект наблюдаетсяпри повышенном содержании углерода в основном металле, наличии ржавчины, маслаи краски на кромках основного металла и поверхности сварочной проволоки,использовании влажного или отсыревшего флюса.
Шлаковые включения –результат небрежной очистки кромок свариваемых деталей и сварочной проволоки отокалины, ржавчины и грязи, а также (при многослойной сварке) неполного удаленияшлака с предыдущих слоев.
Они могут возникать присварке длинной дугой, неправильном наклоне электрода, недостаточной силесварочного тока, завышенной скорости сварки. Шлаковые включения различны поформе (от сферической до игольчатой) и размером (от микроскопической донескольких миллиметров). Они могут быть расположены в корне шва, междуотдельными слоями, а также внутри наплавленного металла. Шлаковые включенияослабляют сечение шва, уменьшают его прочность и являются зонами концентрациинапряжений.
/>
Рисунок 3 – Шлаковые включения
Непровары – местноенесплавление основного металла с наплавлением, а также несплавление между собойотдельных слоев шва при многослойной сварке из-за наличия тонкой прослойкиокислов, а иногда и грубой шлаковой прослойки внутри швов.
/>
Рисунок 4 – Непровары
Причинами непроваровявляются: плохая очистка металла от окалины, ржавчины и грязи, малый зазор встыке, излишнее притупление и малый угол скоса кромок, недостаточная сила токаили мощности горелки, большая скорость сварки, смещение электрода в сторону отоси шва. Непровары по сечению шва могут возникнуть из-за вынужденных перерывовв процессе сварки.
Трещины – в зависимостиот температуры образования подразделяют на горячие и холодные.
/>
Рисунок 5 – Трещины
Горячие трещины появляютсяв процессе кристаллизации металла шва при температуре 1100 – 1300 С. Ихобразование связано с наличием полужидких прослоек между кристалламинаплавленного металла шва в конце его затвердевания и действием в немрастягивающих усадочных напряжений. Повышенное содержание в металле швауглерода, кремния, водорода и никеля также способствует образованию горячихтрещин, которые обычно располагаются внутри шва. Такие трещины выявить трудно.
Холодные трещинывозникают при температурах 100 – 300 С в легированных сталях и при нормальных(менее 100 С) температурах в углеродистых сталях сразу после остывания шва иличерез длительный промежуток времени. Основная причина их образования – значительноенапряжение, возникающее в зоне сварки при распаде твердого раствора и скоплениепод большим давлением молекулярного водорода в пустотах, имеющихся в металлешва. Холодные трещины выходят на поверхность шва и хорошо заметны.
К дефектам микроструктурысварного соединения относят
— микропоры,
— микротрещины,
— нитридные, кислородныеи другие неметаллические включения,
— крупнозернистость,
— участки перегрева ипережога.
 Дефекты изоляции — нарушение сплошности; адгезия;заниженная толщина; гофры; морщины; задиры; царапины; проколы.
Основные причиныобразования дефектов изоляционного покрытия на трубопроводах:
при хранении и подготовкематериалов – засорение битума и обводнение готовой мастики и ее составляющих;
при приготовлениигрунтовки и мастики – небрежная дозировка составляющих;несоблюдение режима разогревания котла; недостаточное размешивание битума приприготовлении грунтовки;
при нанесении грунтовки ибитумной мастики – загустение грунтовки; образованиепузырьков на поверхности трубопровода; оседание пыли на поверхность труб;пропуски грунтовки и мастики на поверхности трубопровода и особенно околосварных швов; неровное нанесение мастики; охлаждение мастики; конструктивныенедостатки изоляционной машины;
при нанесении армирующихи оберточных рулонных материалов –нарушение однородности покрытия; выдавливание слоя мастики; недостаточноепогружение стеклохолста в мастику;
при нанесении полимерныхлент – сквозные отверстия в ленте; несплошнойклеевой слой; неравномерность толщины ленты в рулоне; неправильная регулировканамоточной машины; нарушение температурного режима нанесения ленты; плохаяочистка поверхности труб;
при укладке трубопровода – нарушение технологии укладки, особенно при раздельномспособе укладки; захват изолированных труб тросом; трение трубопровода о стенкитраншеи при укладке; отсутствие подготовки дна траншеи; отсутствие подсыпки неменее 10см дна траншеи на участках с каменистыми и щебенистыми грунтами; плохоерыхление мерзлых грунтов и особенно отсутствие регулировки изоляционных машин;
при эксплуатации трубопровода– действие грунта; вес трубопровода;почвенные воды; микроорганизмы; корни растений; температурные воздействия; агрессивностьгрунта.
1.6 Подготовкатрубопровода к пропуску дефектоскопа
Очистка полоститрубопровода выполняется в два этапа.
На первом этапепроизводится его очистка от грязи, парафиносмолистых отложений и инородныхпредметов очистным скребком. Необходимость данного этапа обуславливается тем,что металлические предметы и окалина регистрируются измерительной системойдефектоскопа — как дефекты трубы, а отложения смолопарафиновых веществ – какнарушения геометрии сечения.
На втором этапепроизводится очистка участка трубопровода от частиц черных металлов, путемпропуска по нему специального магнитного скребка.
Если обследование участкатрубопровода с помощью дефектоскопа производится впервые, то прежде, чемпропустить по нему зондовый прибор, необходимо убедиться, что он свободно ибеспрепятственно проходит через обследуемый участок трубопровода. С этой цельюпредусматривается пропуск по нему специального снаряда-шаблона. Снаряд-шаблонпредставляет собой упрощенную металлоконструкцию без блоков электроники ипитания, тех же размеров, что и дефектоскоп.
Перед пропускоминспекционного аппарата по трассе обследуемого участка трубопроводаустанавливаются маркеры, которые служат для привязки дефектограмм к местности ипредварительной оценки поврежденных участков трубопровода. Маркеры являются генераторамисигналов, воспринимаемых дефектоскопом. Они размещаются на расстоянии 5-20 км друг от друга.
Частота установкимаркеров определяется количеством и расположением по длине участка
трубопровода естественных«маркеров» (задвижек, отводов, промежуточных насосных станций и т.д.).
При подготовке камерпуска и приема дефектоскопа прежде всего должно быть определено соответствиегеометрических размеров камер размерам зонда. При необходимости производитсяпереоборудование камер или установка новых. Камеры должны иметь площадку ствердым покрытием, т.к. для запуска и приема дефектоскопа необходимоиспользовать специальные приемные и запасовочные лотки, а также применятьпередвижные краны и другие механизмы.
Сборку, настройку икалибровку дефектоскопа для пропуска по обследуемому участку трубопроводапроизводят в стационарных условиях.
Дефектоскоп доставляют кместу запуска с соблюдением мер предосторожности. Предпусковую функциональнуюпроверку дефектоскопа выполняют непосредственно перед запасовкой в камеру пускаскребка.
Пропуск снаряда-шаблона идефектоскопа производят при одинаковых режимах перекачки. Во время движениядефектоскопа по трубопроводу его сопровождает специальная бригада наавтомобиле, оснащенная устройством слежения за перемещаемым в трубопроводеаппаратом, что позволяет в любой момент времени точно указать егоместонахождение.
Извлечение дефектоскопаиз камеры приема производится с помощью штатных технических средств. Послеэтого аппарат очищается от перекачиваемой жидкости и подвергается осмотру сцелью определения поломок и механических повреждений. Для вскрытия дефектоскопдоставляется в удобное невзрывоопасное место. Здесь отключается электропитание,разъединяются все электрические разъёмы и извлекается из контейнера электронныйблок с записанной информацией. Далее производят перенос запоминающегоустройства с зафиксированной информацией обследования из электронного блока всчитывающее и печатающее устройство в передвижной лаборатории.
После предварительногоанализа результатов первого пропуска дефектоскопа по обследуемому участкутрубопровода отбираются наиболее крупные, характерные дефекты, местоположениекоторых следует уточнить. Затем выбираются и подготавливаются места установкимаркерных устройств, вблизи от выделенных дефектных мест.
Второй запускдефектоскопа в обследуемый трубопровод производят аналогично первому. Порезультатам сопоставления данных обоих пропусков определяются наиболее опасныедефекты и их местонахождение.

1.7Метод магнитной дефектоскопии
Методмагнитной дефектоскопии являетсямногообещающим для обследования подземных магистральных газопроводов. Магнитныедефектоскопы позволяют при малых эксплуатационных расходах выявлятькоррозионные повреждения стенок трубы на больших расстояниях, но нужно иметьввиду, что они малочувствительны к трещинам, хотя и могут обнаруживатьдостаточно большие трещины, всё же для их выявления следует использоватьустройство, использующее ультразвук, либо вихревые токи.
Методмагнитной дефектоскопии металлов основан ни обнаружении и регистрации полейрассеяния, возникающих в местах дефектов при намагничивании контролируемыхизделий. При этом магнитные силовые линии распространяются в металле стенки трубыбез изменения направления, если в ней отсутствуют дефекты. При наличии дефектовв стенках труб магнитные силовые линии отклоняются, и возникает поле рассеяния,величине этого поля зависит от размеров и конфигурации дефекта при определенномзначении намагниченности стенки трубы.
Принципмагнитной дефектоскопии иллюстрируются на рисунке 10. Стенка трубынамагничивается до насыщения блоком постоянных магнитов, которые создают в неймагнитное поле. Магнитные силовые линии распространяются параллельно друг другудо тех пор, пока на их пути не встретятся какие – либо дефекты трубопроводныхконструкций. Аномалии в стенке трубопровода вызывают изменение однородностимагнитного потока, которые при перемещении устройства фиксируютсячувствительными элементами (датчиками). К аномальным отклонениям относятсяутоньшения стенки, связанные с коррозией внутренней или внешней поверхноститрубы, различные повреждения, твердые включения, а также изменения магнитной проницаемоститрубы.

/>
Рисунок6 — Принципы магнитной дефектоскопии: 1; 2 — обмотка
Крометого, с помощью магнитного метода контроля выявляются различные дефекты всварных швах газопроводов, выполненных автоматической сваркой при толщине основногометалла от 2 до 20 мм. Наиболее хорошо выявляются продольные микротрещины,непровары и скопления шлаковых включений и газовых пор.
Прииспользовании метода магнитной дефектоскопии, выполняются две последовательныеоперации:
— намагничиваниестенки газопровода специальным устройством, при котором поля обнаруженныхдефектов «записываются» на магнитную ленту;
— воспроизведение или считывание «записи» с ленты, осуществляемое с помощью магнитографическихдефектоскопов.
Дляконтроля технического состояния металла труб газопровода разработан ряддефектоскопов, перемещающихся внутри трубопровода и регистрирующих различныекоррозионные дефекты (коррозионные каверны, трещины и т.п.).
Кнаиболее известным устройствам следует отнести систему «Лайналог»,разработанную фирмой «АМФ ТЮБОСКОП» (США) и предназначенную для неразрушающегоконтроля газопроводов. Сила, движущая систему, создается за счет разностидавления подаваемого газа.
Снаряд(рисунок 11) действует по принципу регистрации изменения силовых линиймагнитного поля, образованного в металле стенки трубы, в пределах прерывности(каверны, трещины и т.п.), которая препятствует распространению этих линий.
 Приборобнаруживает и регистрирует дефекты, расположенные как на внутренней, так и навнешней поверхности стенки трубы.
Снарядсостоит из трех секций, соединенных шарнирно для обеспечения беспрепятственногопрохождения на криволинейных участках трассы газопровода.
Перваясекция содержит систему питания и оборудована уплотняющими манжетами, которыепозволяют перемещать комплекс под рабочим давлением газа, а также служат для центрическоговедения прибора в трубопроводе.
Втораясекция содержит магнитный блок, который производит намагничивание стенки трубы,создавая тем самым магнитное поле.
Третьясекция содержит электронные элементы и систему регистрации. В данной секциипроисходит запись и обработка полученной первичной информации.
Придвижении снаряда по газопроводу (с оптимальной скоростью 1+5 м/сек.) изменениямагнитного поля (между магнитом и датчиком), вызванные изменением толщиныстенки трубы (дефектом), регистрируются на 28-дорожечную магнитную ленту. Оченьважен выбор метода обработки сигналов. Необходимо отличать полезные сигналы отпомех, идентифицировать различные аномалии с помощью датчиков разного типа споследующей корреляцией полученных результатов.

/>
Рисунок7 — Снаряд-дефектоскоп типа «Лайналог»:
1 — секция питания; 2 — магнитная секция; 3 — секция регистрации;
4 — направляющая манжета; 5 — колесо записи пройденного пути;
6 — шарнирное соединение
Снарядработает на принципе намагничивания короткого отрезка стенки трубопровода,которое он осуществляет по мере своего продвижения по трубе. Генерация малого поляпри этом осуществляется мощными постоянными магнитами, расположеннымикритически для оптимизации силы и конфигурации налагаемого поля.
Еслина стенки трубы имеется потеря металла, вызванная коррозией или механическимповреждением, это вызывает локальное искажение конфигурации магнитного поля,что фиксируется электромагнитными датчиками.
Регистрациисигналов, поступающие от сотен датчиков дефектоскопов, фиксируется мощныммагнитофоном и специальным бортовым компьютером. Внутренние и внешниеповерхности проверяются независимо друг от друга, при этом не однократносканируются и ранжируются на следующие типы повреждений металла:
— питтинговая коррозия – определяется как разрушение на поверхности площадью свыше3δ х 3δ при глубине 0,4δ и выше(δ – толщина стенки);
— общая коррозия – определяется как разрушение на поверхности площадью свыше 3δх 3δ при глубине 0,2δ и выше;
— осеваязазубрина – определяется как поверхностная резка, проходящая по оси трубы иимеющая глубину до 0,2δ и выше;
 -круговая зазубрина — определяется как поверхностная резка, сориентированная поокружности трубы и имеющая глубину 0,4δ и выше;
 -производственные, строительные или ремонтные дефекты – определяются как дефектыс поверхностной площадью свыше 3δ х 3δ при глубине 0,2δ и выше.
1.8Анализ результатов контроля
Послепропуска снаряда-дефектоскопа специалистами инспектирующей организациипроводится экспресс-анализ результатов внутритрубного обследования ипредставляется отчет, в котором должны быть отражены;
— полнота и качество записи информации;
— наличие отметок реперных точек (элементов обустройства, установленныхмаркеров);
— соответствие скорости снаряда режиму, обеспечивающему получение достовернойинформации о техническом состоянии газопровода;
— информация о всех значительных дефектах.
Порезультатам экспресс-анализа проводятся контрольные обследования (шурфовки) вобъеме, определяемом эксплуатирующей организацией. В ходе их проведения:
— измеряют расстояние между смежными реперными точками на участках, где планируетсяпроизводить шурфовку;
— проверяют соответствие действительного характера обнаруженного повреждения егоописанию в отчете об экспресс-анализе;
— погрешности в привязке дефектов по периметру трубы и относительно кольцевыхстыков. По результатам контрольных шурфовок составляется соответствующий акт.
Отчетобязательно должен включать:
— таблицу используемых реперных точек с описанием вида реперной точки (кран, установленныймаркер, отвод и др.), ее обозначением, расстояниями от камеры пуска и до следующейближайшей реперной точки;
— таблицу особенностей трассы, включающую их описание (патрон, пригрузы, сегментныеучастки) с координатами начала и конца, с указанием длины;
— таблицу результатов обследования с идентификацией выявленной аномалии(коррозионные и — металлургические дефекты, гофры, вмятины, дефекты сварныхсоединений, тройники, отводы и др.), угловой ориентацией, размерами (длиной,шириной, глубиной), расстояниями от камеры пуска, ближайших реперных точек,поперечного сварного шва;
— трубный журнал с указанием типа трубы (прямошовная, спиральношовная), координатначала и конца, длины и толщины стенки каждой трубы.
Котчету в качестве приложений прилагаются:
— графики движения снаряда-дефектоскопа по трассе (с указанием скорости и ориентацииснаряда);
— подробная информация о наиболее значительных дефектах, с указанием их трассовойпривязки и визуальным цветным изображением дефектной зоны;
— масштабная схема обнаруженных элементов газопровода, особенностей и дефектов, вкоторой трасса газопровода графически представляет собой масштабное изображениеуложенных труб по всей длине трассы, с условными обозначениями камер запуска иприема внутритрубных снарядов, линейных кранов, тройников, патронов, пригрузов,сварных стыков, установленных маркеров, выявленных дефектов и аномалий;
— диаграмма общей оценки состояния участка с указанием числа дефектных секций повидам и степени повреждений;
— график распределения дефектов вдоль трассы с координатами «глубина дефекта- длина участка газопровода»;
— угловое распределение дефектов по окружности газопровода с указанием числа дефектови их угловой ориентации;
— цифровая информация об инспекции на машинных носителях (дискете иликомпакт-диске), включающая дефектограммы обследованного участка; компьютерную программу,обеспечивающую просмотр этих материалов; и текстовые файлы отчетных документов.
Приприемке отчета об инспекции проверяется наличие обязательных разделов и ихполнота. Далее все дефекты классифицируются как:
— дефектыпотери металла (наружные, внутренние, в теле трубы);
— дефектыгеометрии поперечного сечения трубы (овальность, вмятины, гофры и пр.);
— аномалии.
Вслучае необходимости может быть принято решение о контроле результатовинспекции с помощью щурфовки. При проведении шурфовки необходимо обратитьвнимание на то, сохранили ли после идентификации обнаруженные дефекты своюпрежнюю классификацию на группы, укачанные выше, и укладываются ли выявленныепогрешности в измерениях геометрии дефектов в установленные производителемснарядов-дефектоскопов допуски.
Вслучае получения отрицательного ответа на приведенные выше вопросы инспектирующейорганизации выставляются претензии, и вопрос решается в рамках действующего договорана выполнение внутритрубного обследования.
Подидентификацией дефектов понимается процедура, в ходе которой визуально исредствами наружной дефектоскопии определяется вид повреждения (коррозия,механическое повреждение, внутренний дефект), характер (геометрическиеособенности дефекта), местоположение и возможные причины образования дефектов.
Идентификациюдефектов проводит отдельная бригада, состоящая из дефектоскописта,аттестованного на второй уровень в центрах Национального аттестационногокомитета по неразрушающему контролю, слесаря и представителя ЛПУ (ЛЭС), вобязанности которого входят:
— проведениевводного инструктажа и оформление наряд-допуска для работы в шурфе;
— контроль безопасности при проведении дефектоскопии обследуемого участка трубопровода.
Послеполучения наряд-допуска дефектоскописты по карте привязки дефекта проверяютправильность выбора дефектной трубы и разметки заявленных дефектов.
Идентификациянаружных дефектов имеет некоторые особенности, зависящие от вида дефекта.
Описаниелокальных дефектов протяженностью до 50 мм (задиры, раковины) обычно ограничивается составлением схемы дефекта на развертке трубы с указанием максимальнойглубины и длины дефекта в осевом направлении и фактической толщины стенки вокрестности дефектов (рисунок 12).
/>
Рисунок8 — Описание поверхностных наружных дефектов
Дляболее протяженных локальных дефектов необходима съемка топографии дефектов накальке в масштабе 1:1 с измерением глубин по сетке, например, 10 x10 мм.
Описаниепротяженных наружных коррозионных повреждений включает в себя:
— видкоррозии (равномерная, неравномерная; сплошная, пятнами; скопление язв, одиночныеязвы; растрескивание);
— местоположение повреждения на развертке трубы с указанием общих размеров повреждения(длина, ширина, фоновая глубина);
— местоположение локальных, наиболее глубоких каверн, входящих в состав основногоповреждения с указанием длины, ширины и глубины (таблица 2);
— съемку наиболее опасного участка на кальку в масштабе 1:1с измерением глубин (рисунок13);
— толщинометрию по периметру основного повреждения с шагом 100-500 мм.
/>
Рисунок9. — Схема коррозионных повреждений наружной поверхности
газопровода(фрагмент)
Таблица2 – Местоположение дефектовОбозначение дефекта
Расстояние от шва,
м Ориентация в часах- Расположение: внешний внутренний Локальная коррозия Общая коррозия Толщина стенки глубина, мм Длина, мм ширина, мм глубина, мм длина, мм ширина, мм номин., мм фактич., мм 1. +5,0
6 00 внешний Отпечаток прилагается 14,2 10,1 2. +2,0
5-7 00 внешний 2,5 30 30 1,5 3000 540
14.0-
14,2 12,5 2,0 50 40 3. +4,0
 
5 00 внешний 3,5 20 30 - - -
14,0-
14,1 11,5 3,0 20 20 4. -2,8
430 внешний 10,0 350 200 - - - 14,1-14,2 14,1 5. -1,3
400 внешний 3,0 200 50 - - - 14,2 11,2
Границыобнаруженных дефектов на трубе обводятся масляной краской.
Полученныепри внутритрубной инспекции данные должны пройти соответствующую обработку. Дляэтого составляются:
— конструктивная схема трубопровода с указанием отметок запорной арматуры, тройникови врезок, колен и кривых вставок, участков ручной категорийности;
— ситуационный план трассы с указанием отметок переходов трубопровода через препятствияи коммуникации, гидрогеологических особенностей трассы;
— совмещенный план конструктивной схемы и ситуации с отметками выявленных дефектов;
— диаграмма распределения дефектов по трассе в координатах «глубина дефекта — длина трубопровода»;
— тоже «положение дефекта (час.)-длина трубопровода»;
— тоже «количество дефектов разной степени опасности — длина трубопровода»(по предварительной классификации фирмы-исполнителя).
Приналичии подобным образом обработанной информации предыдущих внутритрубныхинспекций и электрометрических обследований представляется возможностькомплексного анализа технического состояния трубопровода, а именно:
— оценитьдинамику развития дефектов во времени;
— оценить влияние рельефа и гидрогеологии трассы, состояния изоляции и катодной защитына зарождение и развитие дефектов трубопроводов;
— откорректироватьконструктивную схему трубопровода и трассовые отметки.
Наоснове комплексного анализа данных разрабатывается перспективная программавнутритрубных, электрометрических и других обследований трубопроводов.Периодичность внутритрубной инспекции действующих магистральных газопроводов недолжна превышать 8 лет.
Ранжировкадефектов производится в два этапа. На первом этапе дефекты ранжируются согласно«Рекомендациям по расчету трубопроводов с дефектами» на опасные,потенциально-опасные и неопасные. Балльные оценки приведены в таблице 3.
Таблица3 — Оценка опасности дефектов по несущей способностиСтепень опасности дефекта Опасные Потенциально-опасные Неопасные Основной балл 16 8 1
Навтором этапе производится корректировка ранга каждого дефекта в зависимости отего местоположения на трассе трубопровода согласно таблице 4.
Суммаосновного и корректирующего балла дает количественную оценку степени опасности(ранг) каждого дефекта, представленного в отчете об инспекции. Согласноустановленным рангам весь список дефектов разбивается на группы, характеризующиеразную степень опасности или риска эксплуатации поврежденных участковтрубопровода.
Всепоследующие работы, связанные с идентификацией и ремонтом поврежденныхучастков, осуществляются с учетом установленной приоритетности дефектов.
Таблица4 — Оценка опасности дефектов в зависимости от трассовых
 условийОсобенности трассы Корректирующий балл
Переходы: — через реки, авто- и железные дороги
— то же на расстоянии 500 — 1000 м
— то же на расстоянии > 1000 м 2 1
Пересечения с другими трубопроводами: — есть
-нет 2
Близость населенных пунктов: — в радиусе 1000 м
— в радиусе 1000-2000м
— в радиусе > 2000 м 2 1
Состояние наружной изоляции: — плохое
— удовлетворительное
— хорошее 2 1
Агрессивность грунтов:- высокая
-средняя
— низкая 2 1
Электрохимзащита: — нет
-есть 1
Участок трубопровода: — начальный (до первого крана)
-средний
— отдаленный от КС 2 1 /> /> />
1.9 Виды инструктажей
Инструктажиявляются важными в обеспечении безопасности труда. Согласно ГОСТ 12.0.004-90предусмотрено проведение пяти видов инструктажа:
— вводный;
— первичный;
— повторный;
— внеплановый;
— целевой.
Вводныйинструктаж проводитсяпри поступлении на работу службой охраны труда предприятия. Этот инструктажобязаны пройти все вновь поступающие на предприятие, а также командированные иучащиеся, прибывшие на практику. Цель этого инструктажа — ознакомить с общимиправилами и требованиями охраны труда на предприятии.
Первичныйинструктаж проводитсядля всех принятых на предприятие перед первым допуском к работе (в том числе,учащиеся, прибывшие на практику), а также при переводе из одного подразделенияв другое. Инструктаж проводится непосредственно на рабочем месте. Цель этогоинструктажа — изучение конкретных требований и правил обеспечения безопасностипри работе па конкретном оборудовании, при выполнении конкретноготехнологического процесса.
Всерабочие после первичного инструктажа на рабочем месте должны в зависимости отхарактера работы и квалификации пройти в течение 2… 14 смен стажировку подруководством лица, назначенного приказом (распоряжением) по цеху (участку и т.п.). Рабочие допускаются к самостоятельной работе после стажировки, проверкизнаний и приобретенных навыком безопасных способов работы.
Повторныйинструктаж проводится нереже раза в полгода, а для работ повышенной опасности — раза в квартал. Цельэтого инструктажа — восстановление в памяти работника правил охраны труда, атакже разбор имеющих место нарушений требований безопасности в практикепроизводственного участка, цеха, предприятия.
Внеплановыйинструктаж проводится вследующих случаях:
— привведении в действие новых или переработанных стандартов, правил, инструкций поохране труда, а также изменений и дополнений к ним;
— приизменении технологического процесса, замене или модернизации оборудования,приспособлений и инструмента, сырья, материалов и других факторов, влияющих набезопасность;
— приперерывах в работе для работ, к которым предъявляются повышенные требования безопасности,более чем на 30 календарных дней, а для остальных — 60 дней;
— потребованию органов надзора.
Целевойинструктаж проводитсяпри выполнении разовых работ, не связанных с прямыми обязанностями по специальности(погрузочно-разгрузочные работы, разовые работы вне предприятия цеха, участка ит. п.); ликвидации аварий, катастроф и стихийных бедствий; производстве работ,на которые оформляется наряд-допуск, разрешение или другие специальныедокументы; проведение экскурсии на предприятии, организации массовыхмероприятий с учащимися (спортивные мероприятия, походы и др.).
Регистрацияинструктажей
 Первичный, повторный, внеплановый ицелевой инструктажи проводит непосредственный руководитель работ (мастер,инструктор производственного обучения, преподаватель). О проведении указанныхинструктажей, стажировке, о допуске к работе лицо, проводившее инструктаж истажировку, делает запись в журнале регистрации инструктажа и (или) в личнойкарточке инструктируемого с обязательной подписью инструктируемого иинструктирующего. При регистрации внепланового инструктажа указывают причинуего проведения. Целевой инструктаж с работниками, проводящими работы понаряду-допуску, разрешению и т. п. (предусмотрены для отдельных видов работповышенной опасности), фиксируется в обязательном порядке в наряде-допуске, разрешении или другом документе, разрешающем производство работ.
Проверказнаний являетсянеобходимой составляющей обучения и инструктажа. Проверка знаний, полученных врезультате обучения и повышения квалификации, осуществляется в виде экзаменовзачетов, тестов. Результаты инструктажа проверяются устным опросом или спомощью технических средств обучения, а также проверкой приобретенных навыковбезопасных способов работы. Лица, показавшие неудовлетворительные знания, кработе не допускают и обязаны вновь пройти обучение или инструктаж.
Инструкциипо охране труда на предприятии, в организации, учреждении являются важным элементом обучения иобеспечения безопасности труда.
Инструкцияпо охране труда — этонормативный акт, устанавливающий требования по охране труда при выполнении впроизводственных помещениях, на территории предприятия, на строительныхплощадках и в иных местах, где производятся эти работы или выполняютсяслужебные обязанности. Инструкции могут разрабатываться как для работниковотдельных профессий (электросварщики, слесари, электромонтеры, лаборанты,уборщицы, операторы ПЭВМ и др.), так и на отдельные виды работ (работа навысоте, ремонтные работы, наладочные работы, испытания и др.).
Разработчикоминструкций в подразделении предприятия является его руководитель. Учет наличияинструкций и контроль их своевременного пересмотра осуществляет служба охранытруда предприятия, организации, учреждения.
Министерствамии ведомствами могут разрабатываться типовые инструкции по охране труда длярабочих основных профессий.
1.10Техника безопасности приэксплуатации газопровода
Эксплуатацию магистральногогазопровода должны проводить в соответствии с Инструкцией по производствустроительных работ в охранных зонах магистрального газопровода и Правилами безопасностипри эксплуатации магистрального газопровода.
Предприятия,эксплуатирующие магистральный газопровод, должны контролировать состояниетрубопроводов, в том числе:
-          безопасноетехническое состояние газопровода, линии связи, ЛЭП и других линейных узлов исооружений;
-          появление утечекгаза;
-          нарушениеопознавательных знаков закрепления трассы;
-          ведение работ вохранной зоне;
-          выявлениенеразрешенных работ, проводимых в охранной зоне магистрального газопровода и вполосе, ограниченной нормативными разрывами до населенных пунктов, дорог,зданий и сооружений;
-          изменения вохранной зоне, прошедшие после предыдущего осмотра.
На магистральныйгазопровод предприятием должен быть заведен специальный паспорт, составленный вдвух экземплярах. К экземплярам паспорта должна быть приложена егоисполнительная схема с нанесенными трубопроводными деталями и указанием типа имарок, сталей труб, установленной запорной, регулирующей и другой арматур. Одинэкземпляр паспорта должны хранить в производственном объединении, другой – уответственного за эксплуатацию газопровода, назначенного приказом попредприятию.
Записи, дополнительновносимые в паспорт газопровода, должны одновременно фиксировать в обоихэкземплярах.
Ответственным за общее ибезопасное состояние магистрального газопровода является начальник ЛПУМГ. Кроменачальника ЛПУМГ, приказом по ЛПУМГ должны быть назначены специальноподготовленные ИТР, ответственные за техническое состояние и безопасную эксплуатациюопределенного участка магистрального газопровода.
На трассе магистральногогазопровода и отводах должны быть установлены:
— железобетонные столбики высотой 1,5 ÷ 2 м на прямых участках в пределах видимости через 300 ÷ 500 м и на углах поворота магистрального газопровода с указанными на них километражем магистрального газопровода ифактической глубиной заложения труб; для закрепления трассы магистральногогазопровода вместо железобетонных столбиков можно использовать такжеконтрольно-измерительные колонки катодной защиты; при прохождении вдоль магистральногогазопровода воздушных линий связи возможно закрепление трассы газопровода с использованиемопор связи и указанием на них километража, глубины заложения газопровода ирасстояния от оси опоры связи до оси магистрального газопровода; знакизакрепления трассы магистрального газопровода (километровые и катодныестолбики) должны быть окрашены в оранжевый цвет;
— знаки границ трассымагистрального газопровода между ЛПУМГ и участками, обслуживаемыми отдельнымилинейными обходчиками;
— сигнальные знаки пообеим сторонам охранной зоны на подводных переходах (дюкерах) в соответствии стребованиями Устава внутреннего водного транспорта на расстоянии 100 м от оси магистрального газопровода и подводного кабеля связи;
— дорожные знаки в местахпересечения магистрального газопровода с автомобильными дорогами всех категорийпо согласованию, с органами ГИБДД, запрещающие остановку транспорта нарасстояниях от оси магистрального газопровода.
       Установкуопознавательных знаков магистрального газопровода необходимо оформлятьсовместным актом предприятия, эксплуатирующего магистральный газопровод и землепользователя.
Переходы магистральногогазопровода через реки, овраги должны быть оборудованы ограждениями, исключающимивозможность перехода по трубопроводу.
Трассу магистральногогазопровода, проходящего по землям Гослесфонда, в пределах 3 м от оси крайнего газопровода в каждую сторону необходимо периодически расчищать от поросли исодержать в безопасном и противопожарном состоянии.
В период эксплуатациилинейная часть магистрального газопровода подлежит осмотру путем обхода,объезда или облета.
Периодичность обхода,объезда или облета и объем проверки устанавливается графиком, разработаннымЛПУМГ и утвержденным главным инженером производственного объединения всоответствии с Нормами обслуживания и нормативами численности для линейных,обходчиков, осуществляющих обслуживание и охрану линейной части магистральногогазопровода.
Обследовать переходымагистрального газопровода через автодороги всех категорий необходимо не режеодного раза в год, в том числе с анализом проб воздуха из вытяжной свечи.
Результаты обхода,объезда или облета следует фиксировать в специальном журнале. В случаеобнаружения неисправностей или других нарушений обходчик докладывает о нихответственному за эксплуатацию участка, который, в свою очередь, докладывает диспетчеруили начальнику ЛПУМГ. Последний принимает меры к устранению обнаруженных недостатков.
ЛЭС должна иметьутвержденные руководством порядок оповещения об аварии, сбора аварийной бригадыи выезда к месту аварий, а также перечень необходимых для ликвидации аварийтранспортных средств, оборудования, инструмента, материалов, средств связи, пожаротушения,средств индивидуальной и коллективной защиты.
Внеочередной осмотр иобследование магистрального газопровода должны быть проведены на участке, гдепосле стихийного бедствия могло повредить газопровод и сооружения его линейнойчасти, и в случаях обнаружения утечки газа из газопровода или арматуры.
Газопроводы на переходахчерез реки, ручьи и. балки должны предохранять от размывов и повреждений.
В ЛЭС должны быть составлены и храниться у диспетчера и ваварийно-ремонтных транспортных средствах схемы оптимальных путей их движения(маршрутные карты) от мест их базирования ко всем участкам трассы в разныевремена года и при различных метеорологических условиях.
Движение линейногообходчика, бригады при обходе трассы проводится в соответствии с действующимимаршрутными картами, с учетом метеорологических условий, паводка, оползня идругих возможных факторов (препятствий) на трассе.
Линейные обходчики, бригадыпри выезде на трассу должны быть обеспечены в соответствии с табелем оснащения,климатическими, метеорологическими условиями, снабжены запасами питания и воды,средствами защиты и оказания доврачебной помощи, а также средствами связи сдиспетчером. Транспортные средства должны быть исправны и снабжены достаточнымколичеством ГСМ и быстроизнашивающихся запчастей.
Выход и выезд на трассумагистрального газопровода линейных обходчиков и бригад для осмотра иобследования, их возвращение или прибытие в контрольные пункты, должны регистрироватьв специальном журнале и контролировать диспетчер или другое ответственное лицо,назначенное руководством ЛПУМГ.
В случае неприбытияперсонала в установленное время в контрольный пункт или отсутствия с ним связидиспетчер обязан принять необходимые меры к его поиску и оказания необходимойпомощи.
Если в процессе обхода(объезда) обнаружено нарушение герметичности газопровода или другая опаснаяситуация, опасная зона должна быть ограждена знаками безопасности. При этомнеобходимо немедленно известить дежурного диспетчера или другое лицо,ответственное за эксплуатацию.
После сообщения диспетчеру необходимо:
— организовать объездтранспортом участка дороги, близкого к месту утечки газа, а при необходимостиперекрыть движение;
— вблизи наиболее опасных мест,особенно в ночное время, организовать посты для предупреждения об опасности иисключения проникновения в опасную зону людей, транспортных средств, животных;
— при угрозежелезнодорожному транспорту принять меры к временному прекращению движенияпоездов.В необходимых случаях диспетчер илиответственное должностное лицо предупреждает об опасности органы власти,предприятия, базирующиеся или работающие вблизи этих участков, а также жителейблизлежащих населенных пунктов.
После прибытия на местоаварии, руководитель работ обязан проверить наличие оградительных средств, знаковбезопасности и при необходимости выставить посты, разместить техническиесредства на безопасном расстоянии от места аварии и установить связь с диспетчером.
Ликвидацию неисправностей на МГ, егосооружениях и арматуре, требующих проведения огневых или газоопасных работ,следует проводить в соответствии с Инструкцией по безопасному проведениюогневых работ на объектах транспортировки и хранения газа.
Запрещается устранять утечку газа изМГ через трещину, сквозное коррозионное повреждение и поры путем их подчеканки.Допускается в отдельных случаях временная установка бандажей и других устройствпо разрешению руководства производственного объединения.
Перед выездом бригад ЛЭСна трассу проверяют исправность автотранспорта, строительных механизмов,оборудования, инструмента и приспособлений, которые будут использованы вработахна трассе газопровода. Заправляют автотранспорт и механизмыгорюче-смазочными материалами. Аварийные автомашины должны быть оборудованыобогреваемыми фургонами, где рабочие могут переодеться и обогреться в ненастнуюпогоду. В фургоне также должен быть верстак с выдвижными ящиками для храненияинструмента, с тисками и заточным станком. Кроме того, в комплект оборудованияаварийной автомашины входят бачки с питьевой водой, определенный запасизоляционных материалов, землеройного, слесарного и плотничного инструмента,резиновые запорные шары, манометры, средства пожаротушения. Кислородные иацетиленовые баллоны перевозят в специальных шкафах, установленных на наружнойзадней стенке фургона или под ним. После подготовки машин и оборудования передсамым выездом на трассу газопровода всему персоналу должен быть проведенинструктаж по безопасным методам ведения намеченных работ. При наличии особыхусловий (горная и болотистая местность и т. д.) инструктаж дополнительнопроводят на месте их ведения.
При обходе и объезде трассынеобходимо внимательно осматривать валик над газопроводом для выявления утечекгаза, места движения ливневых и весенних паводковых вод. При обнаружении утечкивыставляют предупредительные знаки с надписью: «Газ! С огнем не приближаться».
Паводковые и ливневыеводы при движении могут проникать в траншею, размывать постель газопровода иразрушать изоляцию, поэтому для недопущения аварийного разрыва трубы необходимобезотлагательно принять меры по устранению выявленных особо опасных мест.
При объезде трассы газопровода навездеходе или автомашине особую осторожность необходимо соблюдать во времяпереправы через водные преграды. В зимнее время, прежде чем переправлятьсячерез замерзшие реки и водоемы необходимо проверить несущую способностьледяного покрова.
Проезд автомобильного идругого транспорта вдоль трассы газопровода должен быть упорядочен. Водителидолжны хорошо знать местонахождение газопровода и порядок движения. В зависимостиот состояния грунта и дорог назначают минимальное расстояние проезда от осигазопровода для исключения создания дополнительной нагрузки на трубу.
При проверке запорной арматуры, расположенной в колодцах икиосках, необходимо принимать следующие меры предосторожности: подойдя кколодцу или киоску необходимо осмотреть его, после чего открыть крышку илидверцу; при наличии шума внутри колодца или киоска открывать крышку или дверцу следуетмедленно, без рывков и ударов для исключения образования искры и предотвращениявозможности взрыва газовоздушной смеси; крышки и лестницы колодцев должны бытьисправными.
Проверку герметичности всехсоединений и соединительных линий в обвязке управления запорными кранаминеобходимо проводить мыльным раствором. Применение открытого огня для этихцелей категорически запрещается. Выявленные утечки газа необходимо сразу жеустранять, в противном случае в местах пропуска газа может произойти егодросселирование, что приведет к образованию пробки и закупорке импульсныхлиний.
Во время продувки соединительныхшлангов высокого давления следует остерегаться удара свободным его концом. Вэтом случае сначала закрепляют свободный конец шланга и только после этогоподают газ на его продувку.
Обслуживающему персоналуочень часто приходится встречаться со случаями утечек газа через обратныеклапаны в системе уплотнительной смазки кранов. Замену клапанов необходимовыполнять с помощью специальных приспособлений, обеспечивающих безопасноепроведение работ. Порядок их ведения должен четко соответствовать действующейинструкции.
Обслуживание электропневматическихузлов управления и конечных выключателей следует проводить только приотключенном электропитании. Узлы управления должны быть всегда заземлены.
Для обеспечениябезопасности при производстве работ по пуску и приему очистных поршней безостановки газоподачи необходимо выполнять следующее:
-          руководитьданными работами должен начальник ЛЭС или ответственный работник из числа ИТР,назначенный приказом;
-          персонал,участвующий в работе, должен хорошо знать технологическую последовательностьопераций пуска и приема поршней и безопасные приемы их выполнения;
-          перед проведениемработ весь участвующий персонал должен быть проинструктирован с записью вжурнале повторного инструктажа;
-          перед каждойзапасовкой в камеру пуска и выемкой из камеры приема необходимо убедиться поманометру в отсутствии газа в камере (краны на продувочных свечах должны бытьоткрыты, остальные закрыты);
-          не допускаетсянахождение персонала у концевого затвора камеры при его открытии;
-          запрещаетсяпроводить работы по очистке полости газопровода с помощью очистных поршней вночное время;
-          запрещается придвижении поршня во избежание гидравлических ударов создавать в газопроводеискусственные перепады давления путем закрытия (или частичного перекрытия)запорной арматуры;
-          земля у камерприема, загрязненная конденсатом, должна перекапываться и засыпаться песком;
-          используемые дляподнятия поршней грузоподъемные механизмы должны быть исправными и допущены кэксплуатации органами Госгортехнадзора, а персонал, обслуживающий их, долженбыть аттестован.
Работы с применением метанола – яда необходимо выполнять встрогом соответствии с «Инструкцией о порядке получения от поставщиков,перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовойпромышленности». Метанольницы на трассе газопровода ограждают, входные дверизакрывают на замки. На дверцах и ограждениях вывешивают плакаты: «Метанол –яд!», «Огнеопасно!», «Смертельно!». По окончании заливки метанола емкости, насосы,шланги тщательно промывают водой. При отравлении метанолом пострадавшегонеобходимо срочно доставить в медицинское учреждение.
Не допускается продувка конденсатосборников и освобождение отгаза участков газопровода в атмосферу во время грозы. Удалять конденсат изконденсатосборников разрешается только в огражденные металлические емкости.Категорически запрещается слив конденсата из газопровода непосредственно вбензовозы или емкости, установленные на автомашине. Рабочие, работающие сконденсатом, должны быть одеты в брезентовую спецодежду.
При обходе трассыгазопровода персонал должен также тщательно следить за состоянием проводоввоздушных линий электропередач, проходящих вблизи газопровода. При обрывеодного из проводов воздушной линии, находящейся под напряжением, на землевокруг него образуется опасная зона потенциалов, попадая в которую человекоказывается под действием так называемого шагового напряжения.
Для выхода из опаснойзоны необходимо соединить ноги вместе и выходить мелкими шажками или выпрыгиватьиз нее на двух ногах, одновременно отрываясь и касаясь поверхности земли. Вслучае своевременного обнаружения места обрыва провода воздушной линииэлектропередач его необходимо оградить и выставить предупредительные знаки.Запрещается приближаться к нему на расстояние менее 10 м.
1.11Характеристика факторов техногенного воздействия при эксплуатации газопроводов
Спецификастроительства трубопроводных объектов в газовой промышленности в экологическомплане характеризуется особыми факторами: значительной линейной протяженностьюмагистральных трубопроводных систем, пожаро- и взрывоопасностьютранспортируемых по трубопроводам продуктов, высоким уровнем энергонапряженностисооружаемых объектов, разнохарактерностью природных ландшафтов, в которыхведется строительство, географическими, геолого-минералогическими и другимифакторами. Современный магистральный газопровод диаметром 1400 мм с рабочим давлением 7,5 МПа и протяженностью 1000 км представляет собой по существувзрывоопасный сосуд, разрушение которого даже на ограниченном участке связано скрупномасштабными экологическими потерями, связанными, в первую очередь, смеханическими и тепловыми повреждениями природного ландшафта. Иныеэкологические последствия имеет аварийная ситуация на газопроводах. В этомслучае доминирующую роль играет фактор глобального загрязнения водоемов и почв.Экологическое загрязнение в рамках понятия, определенного ЮНЕСКО, включает не толькопрямое, непосредственное введение сторонних веществ или энергии в окружающуюсреду, но и косвенное нарушение экологической целостности природного ландшафта,которое приводит к быстро или медленно проявляющемуся отрицательномупоследствию в отношении человека, и различных популяций флоры и фауны.
Статистическийанализ отказов, происходящих на строящихся и действующих магистральныхгазопроводах показал следующее: из всей совокупности отказов на газопроводахпри испытаниях и в эксплуатации произошло около 10 %, а на нефтепроводах около18 % отказов со значительным экологическим ущербом. При этом наибольшую экологическуюопасность представляют трубопроводы диаметром 1020 мм и 1420 мм. Среднегодовые потери продукта, обусловившие загрязнение окружающей среды составилипо нефтепроводам 750 т, по газопроводам — 43,2 млн.м3.
Характернойособенностью техногенного воздействия газопровода на окружающую среду являетсяналичие термического влияния, связанного с возгоранием газа, а также значительноенарушение целостности почвенно-растительного покрова.
Посвоему характеру техногенное воздействие на все компоненты природы являетсякомплексным, поскольку затрагивает биохимические процессы, происходящие в атмосфере,земле и водоемах. Например, загрязнение атмосферы обусловлено сжиганиемпопутного газа на факелах, выбросом газопродуктов в результате аварий и другимипричинами.
Загрязнениерек и водоемов отрицательно сказывается и на рыбных запасах региона.
Имеютсятакже просчеты в долгосрочном планировании. Из-за несовершенства или нарушенийприродоохранной технологии разрушается растительный покров, выгорает лес, ягельникии т.д. К сожалению, система государственной (и тем более, ведомственной)природоохранной службы не соответствует масштабам нового хозяйственногоосвоения территории.
Воздействиеширокомасштабного строительства магистральных газопроводов в северном регионеотрицательно сказывается на состоянии животного мира. За счет перераспределенияпопуляционных групп, покидающих зоны влияния строительства и эксплуатации магистральногогазопровода происходит уплотнение популяций в новых местах обитания, чтоприводит, в конечном счете, к снижению продуктивности охотоугодий.
Крометого, в результате отчуждений территорий под строительство и воздействияпроизводственных процессов сокращаются площади оленьих пастбищ, создаютсяискусственные препятствия на путях миграции оленей. В результате крайненеравномерно используются кормовые ресурсы, исчезают ягельные корма. Необходимымеры по восстановлению и поддержанию фауны в регионе на оптимальном уровне,дальнейшее развитие сети природоохранных территорий, регулирование нагрузок наоленьи пастбища.
Самостоятельныйвид техногенного воздействия на окружающую среду представляет работакомпрессорных станций. По данным ВНИИ-газа основным загрязняющим веществом отКС являются окислы азота. Как показывает анализ, содержание этих выбросов взоне КС превышает максимально допустимые концентрации в атмосферном воздухе.Для ряда КС уровень загрязнения составляет 40-60 ПДК на расстоянии от источникав среднем до 500 м.
Среднегодовойэкологический ущерб на один отказ магистрального газопровода, оцененный задесятилетний период наблюдений составил:
Пристроительстве и эксплуатации магистральных газопроводов возникают достаточномощные такие источники шума, как компрессорные станции, аэропорты, вертолетныеплощадки, транспортные магистрали и т.д.
Длявсех перечисленных источников характерен высокий уровень шума, значительнопревышающий санитарные нормы, что создает неблагоприятные условия дляобслуживающего персонала и для жителей близлежащих районов, а также дляобитания диких животных, рыб и птиц.
Исследования,проведенные на современных компрессорных станциях, показали, что длительноевоздействие шума вызывает различные нарушения в организме человека, чтоприводит к профессиональным заболеваниям, общей и профессиональнойнетрудоспособности. В частности, практически невозможно разговаривать, когда уровеньшума на КС превышает 100 дБ.
Распугиваядиких зверей и заставляя их покидать место обитания, шум отрицательно влияет наструктуру популяций, являясь одной из причин переуплотнения новых мест обитанияи снижения продуктивности охотоугодий.
Оценкасостояния рек и ручьев, пересекаемых трассами газопроводов, указывает наследующие виды воздействия газопроводов на русло и поймы рек:
— чрезмерноезахламление русел остатками строительных материалов (трубами, пригрузами идр.);
— захламлениедревесными остатками, заносимость, заиление и зарастание русел;
— разрушениеберегов и последующий размыв траншей и прибрежной полосы;
— перекрытие(полное или частичное) русел рек трубами газопровода (частично вместе с пригрузами);
— перекрытиерусел рек временными притрассовыми дорогами;
— захламленностьпойм остатками строительных материалов и древесными остатками;
— изрытостьпойм;
— нарушениезадернованности прибрежной полосы и поверхности пойм;
— перекрытиепойм трубами и обваловке и без нее на высоту от 0,5 до 2 м.
Указанныевоздействия, вызванные серьезными нарушениями при строительстве трубопроводов,отступлениями от проектов и частично упущениями самого проекта, приводят кстеснению руслового потока, нарушению водного режима, повышению мутности воды,снижению рыбохозяйства иного значения рек.
Кчислу важнейших факторов, отрицательно влияющих на рост и воспроизводство рыб впределах региона относятся следующие:
— залповыесбросы загрязняющих веществ в результате аварийных ситуаций;
— сбросв рыбохозяйственные водоемы неочищенных или недостаточно очищенных сточных вод;
— заготовкалеса по берегам рек и сплав его плотами;
— дноуглубительныеработы и заготовка песчано-гравийных смесей в руслах рек, вызывающие сильноезамутнение воды;
— нарушенияна водотоках в местах их пересечения магистральными трубопроводами;
— устройствопереездов через малые реки, перегораживающих русло и пойму.

1.12Мониторинг окружающей среды
Подмониторингом понимается система непрерывного наблюдения, контроля. Мониторингумогут подвергаться отдельные части объекта, весь объект, комплекс объектов.Если под комплексом объектов понимать природную среду (т.е. почву, воду,воздух, биосферу) всего земного шара, то для проведения такого глобальногомониторинга требуется объединение национальных технических средств. Следующий,но объему территории уровень мониторинга может включать только одно государствоили группу государств. Мониторинг может проводиться также и на региональном иместном уровне (край, область, район, город, район в городе, отдельноепредприятие, подразделение или объект на предприятии).
Организациясистемы мониторинга поручена Правительству РФ и в частности — Госкомгидромету.В регионах эту работу должны проводить местные органы исполнительной власти черезсвои соответствующие структуры, а на предприятиях — отделы или службы экологии.
Объемили уровень мониторинга определяют необходимый набор технических средств. Этомогут быть: космические системы, системы на летательных аппаратах, стационарныеи передвижные лаборатории и пункты наблюдения, автоматические посты.
Основныепроблемы мониторинга можно условно разделить на четыре группы: финансовые,технические, организационные и информационные.
Финансовые проблемы объясняются общимсостоянием экономики и степенью готовности общества и государственного аппаратаосознать необходимость и важность проблемы.
Техническиепроблемы — необходимостьсоздания точных, удобных и дешевых приборов контроля отдельных параметровокружающей среды, объединения этих приборов в комплексы.
Организационные — преодоление сохраняющейсяведомственной разобщенности, создание стройной организационной системыподразделений, включающей все заинтересованные организации, распределение полномочийи ответственности.
Информационные проблемы включают процессыполучения, обработки и передачи информации от множества источников в один илинесколько центров для анализа, учета и принятия мер. Весьма важно созданиеинформационно-аналитических центров мониторинга в регионах, где состояние средыможет внезапно и резко изменяться. Отдельно можно выделить проблемуматематического компьютерного моделирования состояния среды и прогнозов ее развития.
Всечетыре проблемы взаимосвязаны, но и внутри отдельных проблем есть свои сложности.
Целии задачи экологического мониторинга
Основныецели экологического мониторинга состоят из обеспечения системы управленияприродоохранной деятельностью и экологической, безопасностью; полной,достоверной и своевременной информацией о состоянии окружающей природной среды.Достижение этих целей позволит;
— оценитьсреду обитания;
— выявитьпричины изменений в этой среде;
— разработатьмеры по исправлению ситуации.
 Основныезадачи экологического мониторинга:
— наблюдениеза источниками загрязнений;
— наблюдениеза видами, составом и количеством загрязнений;
— наблюдениеза состоянием среды и ее изменениями;
— оценкасостояния среды;
— прогнозбудущих изменений.
Приразработке проекта экологического мониторинга необходима следующая информация:
— источникипоступления загрязняющих веществ в окружающую природную среду — выбросызагрязняющих веществ в атмосферу промышленными, энергетическими, транспортнымии другими объектами; сбросы сточных вод в водные объекты; поверхностные смывызагрязняющих и биогенных веществ в поверхностные воды суши и мори; внесение наземную поверхность и (или) в почвенный слой загрязняющих и биогенных веществвместе с удобрениями и ядохимикатами при сельскохозяйственной деятельности;места захоронения и складирования промышленных и коммунальных отходов;техногенные аварии, приводящие к выбросу в атмосферу опасных веществ и (или)разливу жидких загрязняющих и опасных веществ, и т.д.;
— переносызагрязняющих веществ — процессы атмосферного переноса процессы переноса имиграции в водной среде;
— процессыландшафтно-геохимического перераспределения загрязняющих веществ — миграциязагрязняющих веществ по почвенному профилю до уровня грунтовых вод; миграциязагрязняющих вещали по ландщафтно-геохимическому сопряжению с учетомгеохимических барьеров и биохимических круговоротов; биохимический круговорот ит.д. Наблюдение за этими процессами целесообразно проводить периодически наспециально выделенной системе пунктов: контрольные водосборы — катены — площадки — створы;
— данныео состоянии антропогенных источников эмиссии — мощность источника эмиссии иместоположение его, гидродинамические условия поступления эмиссии в окружающуюсреду.
Взоне влияния источников эмиссии организуется систематическое наблюдение за следующимиобъектами и параметрами окружающей природной среды.
1. Атмосфера: химический ирадионуклидный состав газовой и аэрозольной фазы воздушной сферы; твердые ижидкие осадки (снег, дождь) и их химический и радионуклидный состав; тепловое ивлажностное загрязнение атмосферы.
2.Гидросфера: химический и радионуклидный состав среды поверхностных вод (реки,озера, водохранилища и т.д.), грунтовых вод, взвесей и донных отложений вприродных водостоках и водоемах; тепловое загрязнение поверхностных и грунтовыхвод.
3.Почва: химический и радионуклидный состав деятельного слоя почвы.
4.Биота: химическое и радиоактивное загрязнение сельскохозяйственных угодий, растительногопокрова, почвенных зооценозов, наземных
сообществдомашних и диких животных, птиц, насекомых, водных растений, планктона, рыб.
5.Урбанизированная среда: химический и радиационный фон воздушной средынаселенных пунктов; химический и радионуклидный состав продуктов питания,питьевой воды и т.д.
6.Население: характерные демографические параметры (численность и плотность населения,рождаемость и смертность, возрастной состав, заболеваемость, уровень врожденныхуродств и аномалий); социально-экономические факторы.
Системыавтоматического мониторинга
По-видимому,первые автоматические системы слежения за параметрами внешней среды былисозданы в военных и космических программах. Известно, что уже в 50-е гг. всистеме ПВО США использовалось семь эшелонов плавающих в Тихом океанеавтоматических буев, но самая впечатляющая автоматическая система по контролюкачества окружающей среды была, несомненно, реализована в «Луноходе».
Внастоящее время процесс миниатюризации электронных схем дошел уже домолекулярного уровня, делая реальным полностью автоматизированные, с всеобъемлющимпрограммным обеспечением, сложные многоцелевые и в то же время компактные,полностью автономные системы слежения за качеством окружающей среды. Ихразвитие в настоящее время сдерживается не техническими, а, прежде всегофинансовыми трудностями — они все еще стоят очень дорого — и, как ни странно, организационнымипроблемами многоуровневого управления такими системами, настолько информативнымии потенциально мощными, что их создание и эксплуатация приобретают политическоезначение. Можно даже сказать, что социально и психологически общество не готовок использованию таких систем, которые по существу определили свое время, что всовременном обществе скорее является правилом, чем исключением.
Основнымиструктурными блоками современных автоматических систем мониторинга в настоящеевремя являются:
— датчики параметров окружающей среды — температуры, солености вод, солнечнойрадиации, ионной формы металлов в водной среде, концентраций основныхзагрязнений атмосферы и вод, включая СПАВ, гербициды, инсектициды, фенолы, гексахлорциклогексаны(пестициды), бензопирены и др.;
— датчики биологических параметров — прироста древесины, проективного покрытиярастительности, гумуса почв и др.;
— автономное электропитание на основе совершенных аккумуляторов или солнечныхбатарей, прогресс в разработке которых также был обеспечен в течение последних20-30 лет щедрым финансированием космических программ;
— миниатюризированные радиопередающие и радиоприемные системы, действующие на относительнокороткое расстояние — 10+15 км;
— компактные радиостанции, передающие на сотни и тысячи километров;
— системы спутниковой связи;
— современная вычислительная техника;
— программное обеспечение ЭВМ.
Вкачестве простейшей автоматизированной системы слежения за параметрамиокружающей среды приведем пример системы «Радуга», разработанной Ассоциацией порешению экологических проблем г. Выборга.
Системамониторинга экологического состояния водной среды «Радуга» предназначена дляизмерения параметров водной среды, первичной обработки данных и передачиинформации по радиоканалу, обработки и хранения информации в ЭВМ, выдачирезультатов измерений в графическом и табличном вариантах на дисплей илипринтер.
Системапозволяет оперативно следить за состоянием водной среды, обеспечиваеткачественный мониторинг при проведении работ по восстановлению нормальногоэкологического и санитарного состояния водоемов. Она может быть применена дляконтроля химического состава промышленных сточных вод, для слежения засоблюдением уровней ПДК, а также для контроля
требуемогокачества технологических вод в различных производственных процессах. Применениеданной системы в этом ее последнем качестве на промышленном предприятии, порасчетам, позволит сэкономит» сырье и химикаты на сумму, составляющую до 20% ихпервоначальной стоимости. Таким образом, система «Радуга» улучшаеттехнико-экономические показатели производства, а введение в программноеобеспечение расчета ущерба, наносимого данным предприятием природе и человеку,делает наглядной ту ответственность, которую несет каждый работающий на предприятии,и поднимает культуру производства.
Серийновыпускаемое в настоящее время подобное оборудование производит измерениечетырех-шести параметров с помощью одной голоки, погруженной в контролируемуюсреду, с выдачей полученных показаний на цифровом индикаторе, с записью впамять прибора.
Преимуществасистемы «Радуга» состоят в следующем. Одна приемная станция обслуживает до 16автоматических передающих станций. К одной передающей станции возможноподключение 16 датчиков. Таким образом, система «Радуга» может измерять вавтоматическом режиме до 256 параметров. Использование передачи данных порадиоканалу позволяет существенно увеличить расстояние от передающих станций доприемной. Возможно накопление и хранение получаемой информации в контроллереприемной станции в течение суток с последующей передачей в сжатом(архивированном) виде в ЭВМ для последующей обработки, представлениерезультатов измерений в графическом или табличном виде на дисплее с последующейпечатью на принтере.
Система«Радуга» работает круглосуточно в автоматическом режиме с передачей данных изконтроллера в ЭВМ один раз в сутки. Цикл опроса каждого датчика задается винтервале от 1 часа до суток. Таким образом, данная система может служить«сторожем», фиксируя залповые, аварийные сбросы, обычно скрываемые предприятиями,которые приурочивают их, как правило, к ночному времени с воскресенья напонедельник.
Требованияк датчикам универсальные — преобразование сигнала в электрический импульс,доступный стандартной обработке. В настоящее время в качестве датчиков могутиспользоваться все ионоселективные электроды, дающие показатели насыщенияводородом, кислородом, ионами хлора, брома, йода, нитратов, нитритов,аммонийного азота, сульфатов, сульфитов, тиосульфатов, меркаптанов, фосфатов иряда тяжелых металлов.
1.13Экологический контроль на объекте
Основныеисточники загрязнения приземного слоя атмосферы при трубопроводном транспортегаза — аварийные выбросы газа при отказах линейной части магистральных газопроводов.Отказы газопроводов вызываются использованием некондиционных исходных материалов(арматура, сварочная проволока и т. п.), нарушением технологистроительно-монтажных работ, ремонта и эксплуатации, коррозией и т. д.
Мероприятияпо регулированию выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях (НМУ)
Линейнаячасть МГ Отрадненского ЛПУМГ относятся к малоопасным предприятиям четвертогокласса. Максимальные концентрации загрязняющих веществ, созданные источникамивыбросов значительно ниже ПДК населенных мест и составляют не более 0,04 долиПДК. В связи с удаленностью источников выбросов от населенных пунктов,специальных мероприятий направленных на сокращение выбросов загрязняющихвеществ в атмосферу в период НМУ не требуется.
Мероприятияпо регулированию выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях на МГсводятся к следующему:
— усиление контроля за точным соблюдением технологического процесса и регламентапроизводства;
— усиление контроля за работой контрольно-измерительных приборов и автоматическихсистем управления;
— запрещение работы на неисправном оборудовании;
— запрещениесброса газа из секций МГ в момент наступления НМУ;
— остановка работ на планово-предупредительный ремонт, если планируемая дата началаремонта близка к сроку наступления НМУ.
Предлагаемыемероприятия исключают возможность превышения концентраций загрязняющих веществсверх допустимых нормативов.
Предупрежденияо повышении уровня загрязнения воздуха в связи с ожидаемыми неблагоприятнымиусловиями составляют в прогностических подразделениях Росгидромета
Контрольза соблюдением нормативов ПДВ на предприятии
Всоответствии с «Методическим пособием по расчету, нормированию и контролю выбросовзагрязняющих веществ в атмосферный воздух», С-Пб,2005г, для вредных веществ,концентрация которых, создаваемая выбросами предприятия, не превышает 0,1 ПДК,периодичность контроля принимается равной 1 раз в 5 лет.
Контрольвыбросов следует проводить по той методике, согласно которой эти выбросы былиопределены, а именно:
1. РД51-141-89 «Руководство по нормированию выбросов в атмосферу газодобывающимипредприятиями» Саратов, ВНИПИгаздобыча, 1989г;
2.«Методика по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах(сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства» 1996г. АО«ГИПРОНИИГАЗ».
Напромплощадке ОЛПУМГ имеется 5 специально оборудованных площадок, 4 отдельнорасположенных ящика-контейнера, бутыли и емкости для временного хранения(накопления) образующихся отходов.
Направленияразмещения отходов следующие:
— наспециальную переработку — 3 вида: лампы люминесцентные, масла отработанные, загрязненноедизтопливо;
— наутилизацию в качестве вторичного сырья в организации «Самравтормета» — 5 видов:стружка черных металлов, габаритный лом черных металлов, огарки электродов,цветные лом от ремонта машин и стружка от станков, отработанные аккумуляторныебатареи,
— дляобезвреживания на полигон промотходов — 6 видов: промасленная ветошь,отработанные автофильтры, замасленный грунт и смет цехов, нефтешлам от зачисткирезервуаров ГСМ, абразивные отходы, асбестсодержащие отходы;
— наполигон (свалку) ТБО — 5 видов: строительные отходы, карбидный шлам, шлам котельных,смет с территории и ТБО;
— наспециализированный полигон ВРЭФ: изношенные автопокрышки (отходы РТИ).
Отходыдеревообработки реализуются населению, отработанный электролит сменяется наспециализированных станциях техобслуживания.
Всеуказанные отходы накапливаются на территории производственной площадки ЛПУМГ вспециально оборудованных местах временного хранения в количествах, не превышающихпредельно допустимые для условий данной площадки, и своевременно удаляются стерритории предприятия.
Меставременного хранения отходов расположены с подветренной стороны и имеютасфальтовое покрытие, предотвращающее проникновение токсичных веществ в почву игрунтовые воды. Емкости для накопления отходов отвечают требованиям ихтранспортировки автотранспортом. Таким образом, условия хранения и накопленияобеспечивают защиту отходов от воздействия атмосферных осадков и ветра, минимизируявлияние отходов на окружающую среду
Характеристикаприродоохранных мероприятий осуществляемых предприятием.
Напроизводственной площадке ОЛПУМГ регулярно проводятся режимные мероприятия поснижению воздействия промышленных источников на компоненты окружающей среды иконтролю за уровнем этого воздействия.
Так,для слежения за уровнем воздействия выбросов загрязняющих веществ на состояниеатмосферного воздуха в зоне влияния источников предприятия ведомственнойлабораторией предприятия «Самаратрансгаз» осуществляется периодическийинструментальный контроль соблюдения норм ПДВ на стационарных источникахвыброса. Контроль токсичности выбросов загрязняющих веществ от стоянки автотранспортапроводится при плановом осмотре парка автотранспорта и дорожно-строительнойтехники ОЛПУМГ органами ГИБДД.
Планируемаяна перспективу реконструкция системы газораспределительных газопроводов истроительство пункта замера и регулирования газа (ПЗРГ) даст возможностьотказаться от эксплуатации газомотокомпрессоров и достичь существенногоснижения выбросов азота диоксида, углерода оксида и метана до величин,позволяющих сократить радиус расчетной санитарно-защитной зоны по показателямзагрязнения атмосферы с 1350м до 700м.
Поданным для снижения воздействия образующихся отходов на состояние окружающейсреды экологической службой предприятия осуществляется периодическийпроизводственный контроль, за соблюдением условий сбора, временного хранения,вывоза и транспортировки образующихся отходов. Приоритетными моментами такогоконтроля являются: анализ технологических процессов, позволяющий определитьвозможности снижения количества и степени опасности образующихсяпроизводственных отходов и внедрение экологически прогрессивных технологическихопераций.
Информацияо движении отходов ежегодно подвергается систематизации в соответствии сустановленными формами отчетности. Последующий анализ ближайших перспектив вразвитии производства способствует своевременной подготовке персоналапредприятия к размещению новых видов отходов, а при необходимости позволяетсвоевременно разработать меры предупреждения отрицательного воздействияпроизводственных отходов на окружающую среду.
Удалениеобразующихся отходов с территории предприятия на специализированные предприятияпо приему, переработке, обезвреживанию и складированию промышленных отходовобеспечивается согласно договору с УК ЖКХ г. Отрадного № 4 п. от 15.12.2000г.
Благодаряосуществляемым и планируемым мероприятиям, на территории ближайших кпроизводственной площадке Отрадненского ЛПУМГ селитебных зон не создаетсяопасности превышения уровней загрязнения атмосферного воздуха и акустическойсреды до уровней, превышающих установленные предельно допустимые нормативы длянаселенных мест. Промышленные источники ОЛПУМГ также не создают угрозызагрязнению почв, подземных вод и вод поверхностных водных объектов.
ОЛПУМГне имеет на балансе и не осуществляет самостоятельно эксплуатацию объектовразмещения отходов с целью их обезвреживания (полигонов), а также мест осободлительного хранения образующихся отходов (шламохранилищ, иловых карт,золошлакоотвалов и т.п.).
Всеобразующиеся отходы производства и потребления накапливаются в специальнооборудованных местах в количествах, не превышающих предельно допустимые, исвоевременно удаляются с территории предприятия.
Результатыпроведенной инвентаризации отходов позволили на основе норм расхода материалови с учетом технологических процессов определить нормативы образования и размещенияотходов ОЛПУМГ.
Накоплениеи хранение отходов на территории предприятии производится на специальнооборудованных местах временного хранения, исключающих непосредственноенеблагоприятное воздействие отходов на компоненты окружающей природной среды.
Прихранении отходов на открытых площадках соблюдаются следующие условия:
— открытыеплощадки располагаются с подветренной стороны по отношению к административно-бытовомукорпусу;
— поверхностьхранящихся насыпью отходов должна быть защищена от воздействия атмосферныхосадков и ветров (например, укрытие брезентом, оборудование навеса и т.п.);
— поверхностьплощадки должна иметь искусственное водонепроницаемое и химически стойкоепокрытие.
Наобъектах (местах) хранения отходов необходимо проводить мероприятия по наблюдениюза состоянием окружающей среды.
Внастоящее время на ОЛПУМГ показатели загрязнения по компонентам окружающейприродной среды не определяются.
Приоритетнымимерами предупреждения аварийной ситуации в сфере обращения с отходами являетсястрогое соблюдение «Инструкции по сбору, хранению и вывозу отходов», утвержденнойруководителем предприятия, и выполнение «Правил охраны труда и техники, противопожарнойбезопасности».

Таблица5 — Характеристика возможной аварийной ситуации в сфере
 обращенияс отходами на территории промплощадки ЛПУМГотходы Аварийная ситуация № наименование № площадки хранения на территории класс опасности Причина последствия меры устранения пожаро-опасность хим. взаимо-действ. 1
Ртутные лампы, люминесцентные ртутьсодержащие
трубки отработанные и брак 14 I - + Интоксикация, работающих парами ртути Концентрированный раствор хлорного железа, промыть водой 2 Кислота аккумуляторная серная отработанная 6 II - +
Интоксикация
работающих парами серной кислоты 3 Масла автомобильные отработанные 2 III + - Дым, СО, сажа Пенотушение 4
Масло
индустриальное отработанное 11 III + - _*_ _*_ 5
Остатки компрессорных масел, потерявшие
потребительские свойства - III + - _*_ _*_ 6 Шлам очистки трубопроводов и емкостей от нефти
Не
хранится III + - _*_ _*_ 7 Остатки дизельных масел, потерявшие потребительские свойства 2 III + - _*_ _*_
Всесведения о планируемых мероприятиях, направленных на снижение влияния отходов,образующихся в организации, на состояние окружающей среды представлены втаблице 6
Таблица6 — Мероприятия по снижению влияния образующих отходов на состояние окружающейсреды Вид отхода Мероприятия
Срок
выполнения
Ожидаемая
экологическая
эффективность
  наименование
код по
ФККО наименование код
  1 2 3 4 5 6
 
Отработанные
люминесцентные
лампы
Организация мониторинга
атмосферного воздуха в
месте хранения отхода в
случае боя ламп.
Заключение договора с
лабораторией, имеющей
соответствующую лицензию. - 2005
Анализ влияния отходов
на окружающую среду в
месте их размещения.
предупреждение
аварийных ситуаций
(определение
содержания паров ртути
в атмосферном воздухе).
Кислота
аккумуляторная серная
отработанная
Заключение договора со
спецорганизацией о передаче
кислоты на утилизацию - 2005
Утилизация токсичного
отхода, правильное
обращение с отходом.
Втечение года производственный контроль осуществляется:
— сотрудниками, назначенными (по приказу руководителя) ответственными за операциис отходами в подразделениях на территории;
— врамках Инструкций по сбору, хранению, вывозу отходов и промсанитарии персонала,утвержденных по предприятию;
— всоответствии с требованиями нормативно-методической документации, действующей всфере обращения с отходами (в том числе областного уровня).