Анализ пассивных методов защиты от коррозии магистральных нефтегазопроводов

РЕФЕРАТ

Объектами исследования являются различные виды изоляционных покрытий труб, наносимых в заводских и трассовых условиях.

Целью данной работы стало проведение анализа существующих на сегодня “пассивных” методов защиты от коррозии магистральных нефтегазопроводов, расчет срока службы применяемых в данных методах изоляционных покрытий, а также выявление на основе полученных данных наиболее эффективных среди них.

В процессе работы проведен анализ различных методов нанесения антикоррозийных покрытий труб в заводских и трассовых условиях, требования к транспортировке и хранению изолированных труб и изоляционных материалов, а также методы контроля качества изоляционных покрытий в заводских и трассовых условиях. Рассмотрены вопросы промышленной и экологической безопасности. Расчитаны затраты на проведение работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода.

Дипломная работа выполнена в текстовом редакторе Microsoft Word 2007 Enterprise SP2 и представлена на диске (в конверте на обороте обложки).

АННОТАЦИЯ

В выпускной квалификационной работе по теме «Анализ пассивных методов защиты от коррозии магистральных нефтегазопроводов» рассматриваются:

Основные понятия, связанные с коррозией и ее классификация.

Различные виды и технологии нанесения изоляционных покрытий труб в заводских и трассовых условиях и их характеристики.

Различные методы контроля качества изоляционных покрытий в заводских и трассовых условиях.

Требования к транспортировке и хранению изолированных труб и изоляционных материалов.

Производственная и экологическая безопасность при выполнении работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода.

В работе произведен расчет стоимости проведения работ по переизоляции участка магистрального нефтепровод, расчет сроков их окупаемости, а также расчет срока службы отдельных видов изоляционных покрытий.

Введение

Транспортировка нефти, газа и нефтепродуктов по трубопроводам является наиболее эффективным и безопасным способом их транспортировки на значительные расстояния. Этим способом доставки нефти и газа от районов их добычи к потребителям пользуются уже более 100 лет. Высокая долговечность и безаварийность работы трубопроводов напрямую зависит от качества их противокоррозионной защиты. Для сведения к минимуму риска коррозионных повреждений трубопроводы защищают антикоррозионными покрытиями и дополнительно средствами электрохимзащиты (ЭХЗ). При этом изоляционные покрытия обеспечивают первичную ("пассивную") защиту трубопроводов от коррозии, выполняя функцию "диффузионного барьера", через который затрудняется доступ к металлу коррозионноактивных агентов (воды, кислорода воздуха). При появлении в покрытии дефектов предусматривается система катодной защиты трубопроводов - "активная" защита от коррозии.

За все время применения антикоррозионных покрытий, составляющих ядро “пассивной” защиты трубопроводов, изобретено большое количество изоляционных материалов и методов их нанесения на поверхность трубопроводов в заводских, а также трассовых условиях. В связи с этим немаловажную роль стали играть такие показатели качества изоляционных покрытий, как водонепроницаемость, адгезия, долговечность, экономичность, сплошность, механическая прочность и др. показатели, характеризующие эффективность того или иного изоляционного покрытия.

Целью данной работы является анализ существующих на сегодня “пассивных” методов защиты от коррозии магистральных нефтегазопроводов, расчет срока службы применяемых в данных методах изоляционных покрытий, а также выявление на основе полученных данных наиболее эффективных среди них.

Глава 1. ПОНЯТИЕ О КОРРОЗИИ МЕТАЛЛОВ И КЛАССИФИКАЦИЯ

 

.1 Общее понятие о коррозии

Коррозия металлов - самопроизвольное разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней средой.

Коррозионный процесс - гетерогенный (неоднородный), протекает на границе раздела металл - агрессивная среда, имеет сложный механизм. При этом атомы металла окисляются, т.е. теряют валентные электроны, атомы переходят через границу раздела во внешнюю среду, взаимодействуют с ее компонентами и образуют продукты коррозии.

В большинстве случаев коррозия металлов пройм ходит неравномерно по поверхности, имеются участки, на которых возникают локальные поражения. Некоторые продукты коррозии, образуя поверхностные пленки, сообщают металлу коррозионную стойкость.

Иногда могут появляться рыхлые продукты коррозии, имеющие слабое сцепление с металлом. Разрушение таких пленок вызывает интенсивную коррозию обнажающегося металла.

Коррозия металла снижает механическую прочность и меняет другие его свойства.

Коррозионные процессы классифицируют по видам коррозионных разрушений, характеру взаимодействия металла со средой, условиям протекания.

1.2 Классификация коррозии

Коррозия бывает сплошная, общая и местная. Сплошная коррозия протекает по всей поверхности металла. При местной коррозии поражения локализуются на отдельных участках поверхности.

Общая коррозия подразделяется на равномерную, неравномерную и избирательную (Рисунок 1.1)

Рисунок 1.1 - Характер коррозионных разрушений

Примечание: I - равномерное; II - неравномерное; III - избирательное; IV - пятна; V - язвы; VI - точками или питтингами; VII - сквозное; VIII - нитевидное; IX - поверхностное; X - межкристаллитное; XI - ножевое; XII - растрескивание

Равномерная коррозия протекает с одинаковой скоростью по всей поверхности металла; неравномерная - на различных участках поверхности металла с неодинаковой скоростью. При избирательной коррозии разрушаются отдельные компоненты сплава.

При коррозии пятнами диаметр коррозионных поражений большой глубины. Для язвенной коррозии характерно глубокое поражение участка поверхности ограниченной площади. Как правило, язва находятся над слоем продуктов коррозии. При точечной (питтинговой) коррозии наблюдаются отдельные точечные поражения поверхности металла, которые имеют малые поперечные размеры при значительной глубине. Сквозная - это местная коррозия, вызывающая разрушение металлического изделия насквозь, в виде свищей. Нитевидная коррозия проявляется под неметаллическими покрытиями и виде нитей. Подповерхностная коррозия начинается с поверхности, пи преимущественно распространяется под поверхностью металла, вызывая его вспучивание и расслоение.

При межкристаллитной коррозии разрушение сосредоточено по границам зерен металла или сплава. Этот вид коррозии опасен тем, что происходит потеря прочности и пластичности металла. Ножевая коррозия имеет вид надреза ножом вдоль сварного соединения в сильно агрессивных средах. Коррозионное растрескивание протекает при одновременном воздействии коррозионной среды и растягивающих остаточных или приложенных механических напряжениях.

Металлические изделия в определенных условиях подвергаются коррозионно-усталостному разрушению, протекающему при одновременном воздействии на металл коррозионной среды и переменных механических напряжений.

По характеру взаимодействия металла со средой различают химическую и электрохимическую коррозии. Химическая коррозия - разрушение металла при химическом взаимодействии с агрессивной средой, которой служат неэлектролиты - жидкости и сухие газы. Электрохимическая коррозия - разрушение металла под воздействием электролита при протекании двух самостоятельных, но взаимосвязанных процессов - анодного и катодного. Анодный процесс - окислительный, проходит с растворением металла; катодный процесс - восстановительный, обусловлен электрохимическим восстановлением компонентов среды. Современная теория коррозии металлов не исключает совместного протекания химической и электрохимической коррозии, так как в электролитах при определенных условиях возможен перенос массы металла по химическому механизму.

По условиям протекания коррозионного процесса наиболее часто встречаются следующие виды коррозии:

1)   газовая коррозия, протекает при повышенных температурах и полном отсутствии влаги на поверхности; продукт газовой коррозии - окалина обладает при определенных условиях защитными свойствами;

2)   атмосферная коррозия, протекает в воздухе; различают три вида атмосферной коррозии: во влажной атмосфере - при относительной влажности воздуха выше 40 %; в мокрой атмосфере - при относительной влажности воздуха, равной 100 %; в сухой атмосфере - при относительной влажности воздуха менее 40 %; атмосферная коррозия - один из наиболее распространенных видов вследствие того, что основная часть металлического оборудования эксплуатируется в атмосферных условиях;

3)   жидкостная коррозия - коррозия металлов в жидкой среде; различают коррозию в электролитах (кислоты, щелочи, солевые растворы, морская вода) и в неэлектролитах (нефть, нефтепродукты, органические соединения);

4)   подземная коррозия - коррозия металлов, вызываемая в основном действием растворов солей, содержащихся в почвах и грунтах; коррозионная агрессивность почвы и грунтов обусловлена структурой и влажностью почвы, содержанием кислорода и других химических соединений, рН, электропроводностью, наличием микроорганизмов;

5)   биокоррозия - коррозия металлов в результате воздействия микроорганизмов или продуктов их жизнедеятельности, в биокоррозии участвуют аэробные и анаэробные бактерии, приводящие к локализации коррозионных поражений;

6)   электрокоррозия, возникает под действием внешнего источника тока или блуждающего тока;

7) щелевая коррозия - коррозия металла в узких щелях, зазорах,
м резьбовых и фланцевых соединениях металлического оборудования,
аксплуатирующегося в электролитах, в местах неплотного контакта
металла с изоляционным материалом;

8)   контактная коррозия, возникает при контакте разнородных металлов в электролите;

9)   коррозия под напряжением, протекает при совместном воздействии на металл агрессивной среды и механических напряжений - постоянных растягивающих (коррозионное растрескивание) и переменных или циклических (коррозионная усталость);

10) коррозионная кавитация - разрушение металла в результате одновременно коррозионного и ударного воздействий. При этом защитные пленки на поверхности металла разрушаются, когда лопаются газовые пузырьки на поверхности раздела жидкости с твердым телом;

11) коррозионная эрозия - разрушение металла вследствие одновременного воздействия агрессивной среды и механического износа;

12) фреттинг-коррозия - локальное коррозионное разрушение металлов при воздействии агрессивной среды в условиях колебательного перемещения двух трущихся поверхностей относительно друг друга;

13) структурная коррозия, обусловлена структурной неоднородностью сплава; при этом происходит ускоренный процесс коррозионного разрушения вследствие повышенной активности какого-либо компонента сплава;

14) термоконтактная коррозия, возникает за счет температурного градиента, обусловленного неравномерным нагреванием поверхности металла.

 

Глава 2. ЗАВОДСКАЯ ИЗОЛЯЦИЯ ТРУБ

 

.1 Классификация заводских покрытий

Для наружной изоляции трубопроводов наиболее часто применяются следующие типы заводских покрытий: а) заводское эпоксидное покрытие; б) заводское полиэтиленовое покрытие; в) заводское полипропиленовое покрытие; г) заводское комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие.

Данные типы покрытий отвечают современным техническим требованиям и обеспечивают долговременную, эффективную защиту трубопроводов от почвенной коррозии.

В разных странах отдается предпочтение различным типам заводских покрытий. В США, Англии, Канаде наиболее популярны эпоксидные покрытия труб, в Европе, Японии и России предпочтение отдается заводским покрытиям на основе экструдированного полиэтилена. Для изоляции морских трубопроводов и "горячих" (80-110 °С) участков трубопроводов применяются полипропиленовые покрытия. Комбинированные ленточно-полиэтиленовые покрытия используются в основном для изоляции труб малых и средних диаметров с температурой эксплуатации до плюс 40 °С.

Рисунок 2.1 - Схема заводской изоляции труб

2.1.1 Заводское полиэтиленовое покрытие

На сегодняшний день при строительстве отечественных магистральных и промысловых трубопроводов в качестве наружных защитных покрытий наиболее широко применяются заводские покрытия труб на основе экструдированного полиэтилена.

Качество заводских полиэтиленовых покрытий труб во многом зависит от конструкции защитных покрытий и изоляционных материалов, используемых для их нанесения.

Существует 4 варианта конструкций заводских полиэтиленовых покрытий труб:

-     Полиэтиленовое покрытие, наносимое по битумно-мастичному подслою (конструкция покрытия № 6 по ГОСТ Р 51164-98).

-        Полиэтиленовое покрытие, наносимое по изоляционному подслою на основе липкой полимерной ленты (конструкция покрытия № 7 по ГОСТ Р 51164-98).

         Двухслойное полиэтиленовое покрытие, состоящее из адгезионного подслоя на основе термоплавкой полимерной композиции и наружного полиэтиленового слоя (конструкция покрытия № 2 по ГОСТ Р 51164-98, конструкция покрытия № 4 по ГОСТ Р 52568-2006).

         Трехслойное полиэтиленовое покрытие, состоящее из слоя эпоксидного праймера, адгезионного полимерного подслоя и наружного полиэтиленового слоя (конструкция покрытия №1 по ГОСТ Р 51164-98, конструкция покрытия №№ 1-3 по ГОСТ Р 52568-2006).

Первые два типа полиэтиленовых покрытий труб имеют достаточно ограниченный диапазон применения. Данные типы покрытий рекомендуется использовать для наружной изоляции труб малых и средних диаметров (от 57 до 530 мм включительно) при температуре эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40оС. Основная область применения таких покрытий - строительство промысловых трубопроводов, водопроводов, межпоселковых газопроводов низкого давления.[28]

Нанесение на трубы комбинированных мастично-полиэтиленовых и ленточно-полиэтиленовых покрытий может осуществляться в условиях стационарных трубоизоляционных баз. Защитные покрытия наносятся по упрощенной технологии (щеточная очистка, праймирование поверхности труб, нанесение мастичного или ленточного подслоя, нанесение наружного экструдированного полиэтиленового слоя). Предварительного технологического нагрева труб и абразивной очистки при этом не требуется, что существенно снижает затраты на подготовку поверхности и изоляцию труб.

Для нанесения мастичного подслоя должны применяться специальные модифицированные битумные мастики, обладающие повышенной морозостойкостью и хорошей адгезией к полиэтилену. Для нанесения ленточного подслоя должны применяться дублированные полиэтиленовые ленты с бутилкаучуковым подслоем (типа «НК ПЭЛ», «Полилен», «Поликен» и др.) толщиной не менее 0,45 мм. Наружная оболочка из экструдированного полиэтилена толщиной до 2,0-2,5 мм предназначена для повышения механической прочности покрытия, увеличения его стойкости к продавливанию и удару, что обеспечивает длительное складирование, хранение и транспортировку изолированных труб.

Заводские двухслойные полиэтиленовые покрытия характеризуются более высокими показателями свойств и более широким температурным диапазоном эксплуатации (от минус 20оС до плюс 50-60оС). Применение в качестве адгезионного подслоя расплава термоплавкой полимерной композиции на основе сополимера этилена с винилацетатом или этилена с эфиром акриловой кислоты существенно повышает адгезию покрытия к стали (до 100-150 Н/см).

Технология нанесения на трубы двухслойных полиэтиленовых покрытий хорошо отработана и освоена более чем на 20 отечественных предприятиях. Технологический процесс нанесения двухслойного полиэтиленового покрытия включает предварительный нагрев труб, их абразивную (дробеметную или дробеструйную) очистку, нагрев до заданной температуры (180-200оС), нанесение методом боковой «плоскощелевой» или кольцевой экструзии расплавов адгезива и полиэтилена, прикатку покрытия специальными роликами и охлаждение изолированных труб оборотной водой. Для повышения качества двухслойного покрытия при температурах эксплуатации 40-60оС рекомендуется осуществлять пассивацию очищенной поверхности труб специальным хроматным составом.

При нанесении на трубы двухслойного полиэтиленового покрытия используются преимущественно композиции сэвилена и композиции полиэтилена низкой плотности кабельных марок. Из отечественных материалов для заводской двухслойной изоляции труб применяются адгезионные композиции разработки ЗАО НПК «Полимер-Компаунд», г. Томск и композиции полиэтилена поставки ООО «Дита-Пласт», г. Селятино, ООО «Волжский завод полимеров», г. Нижний Новгород, ЗАО «Полимер-Компаунд». Из импортных материалов наиболее широкое применение для двухслойной изоляции труб получила композиция адгезива марки «Trisolen 190» поставки «Leuna Eurokommerz» (Германия).

В соответствии с ГОСТ Р 52568-2006 и требованиями ОАО «АК «Транснефть» ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 трубы с двухслойным полиэтиленовым покрытием рекомендуется применять для строительства промысловых и магистральных нефтепроводов диаметрами до 820 мм включительно, а по требованиям СТО «Газпром» 2-2.3-130-2007 при строительстве магистральных газопроводов максимально допустимый диаметр труб с двухслойным полиэтиленовым покрытием не должен превышать 530 мм. При этом допустимая температура эксплуатации магистральных газопроводов с двухслойным полиэтиленовым покрытием не должна превышать плюс 50оС.

Такие ограничения в отношении двухслойных полиэтиленовых покрытий вполне обоснованы. При температурах выше плюс 40-50оС адгезионный подслой покрытия начинает размягчаться, что приводит к заметному снижению адгезии покрытия к стали (до10-30 Н/см). Кроме того, при повышенных температурах эксплуатации отмечается значительное снижение стойкости покрытия к катодному отслаиванию и к длительному воздействию воды.

Конструкция трехслойного покрытия отличается от двухслойного наличием дополнительного слоя - эпоксидного праймера (рисунок 2.2). Для нанесения праймирующего слоя могут использоваться как порошковые эпоксидные краски (оптимальная толщина эпоксидного слоя при этом должна составлять 100-200 мкм и, по крайней мере, на 40-50 мкм превышать шероховатость очищенной поверхности труб), так и жидкие эпоксидные краски (толщина сухой пленки праймера должна составлять 40-60 мкм). Эпоксидный праймер обеспечивает повышенную адгезию покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию и к длительному воздействию воды. Кроме того, эпоксидный слой является проницаемым для токов катодной защиты, что создает хорошую совместимость трехслойного полиэтиленового покрытия с электрохимической защитой трубопроводов. Полимерный адгезионный подслой является промежуточным слоем в конструкции трехслойного покрытия труб. Его функции состоят в обеспечении сцепления (адгезии) между наружным полиэтиленовым слоем и внутренним эпоксидным слоем. Наружный полиэтиленовый слой характеризуется низкой влагокислородопроницаемостью, выполняет функции “диффузионного барьера” и обеспечивает покрытию высокую механическую и ударную прочность. Сочетание всех трех слоев покрытия делает трехслойное полиэтиленовое покрытие одним из наиболее эффективных наружных защитных покрытий трубопроводов.

Рисунок 2.2 - Труба с трехлойным полиэтиленовым покрытием

Полиэтиленовое покрытие имеет высокий показатель адгезии к стали (не менее 35 Н/см), высокие диэлектрические характеристики (более 5 кВ) и устойчивость к внешним механическим повреждениям.[11]

Покрытие наносится методом боковой («плоскощелевой») экструзии. С целью обеспечения высоких адгезионных свойств изоляции применяется высококачественная дробеструйная очистка поверхности труб, нанесение промежуточного клеящего слоя (адгезионно-активной композиции толщиной 300-400 мкм), далее нанесение наружного защитного слоя на основе термосветостабилизированной композиции полиэтилена. Трубы с покрытием из экструдированного полиэтилена, обладают рядом существенных преимуществ:

-   покрытие экологически безопасно;

-        повышает безремонтный срок службы газопроводов и культуру строительства;

         обладает повышенной механической прочностью;

         качество покрытия не зависит от температуры окружающей среды и т.д.

Трубы изолированные Ø 57-1420 мм с двухслойным и трехслойным покрытием из экструдированного полиэтилена весьма усиленного типа (ВУС) выпускаются по техническим условиям соответствующим ГОСТ 9.602-2005 «Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии» и ГОСТ 51164-98 «Газопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии».

Преимущества трехслойных полиэтиленовых покрытий в сравнении с двухслойными покрытиями труб связаны не только с наличием в конструкции покрытия дополнительного слоя - эпоксидного праймера, но и с использованием для нанесения адгезионного подслоя и наружного полиэтиленового слоя более качественных изоляционных материалов. К несомненным преимуществам трехслойных полиэтиленовых покрытий труб следует отнести их повышенную теплостойкость. Использование современных адгезионных композиций и эпоксидного праймера позволило расширить температурный диапазон применения полиэтиленовых покрытий от плюс 50-60оС до плюс 80оС. Для нанесения на трубы трехслойных полиэтиленовых покрытий используются, как правило, импортные изоляционные материалы: порошковые эпоксидные краски поставки фирм: «3М», «AkzoNobel», «BSCoatings», «BasfCoatings» и др., композиции адгезива и полиэтилена производства «BorealisA|S», «BasellPoliolefins», «TotalPetrochemicals», «DuPont», «IndustriePolieco-МРВ S.R.L», «KoreaPetrochemicalInd.Co», «LeunaEurokommerz» и др. Из отечественных материалов для нанесения на трубы заводских трехслойных покрытий аттестованы к применению порошковые эпоксидные краски «П-ЭП-0305 М» ООО НПК «Пигмент», г. Санкт-Петербург, «П-ЭП 0130» ООО «Ярославский завод порошковых красок», композиция адгезива «АТИ-06», разработки ЗАО «Терма», г. Санкт-Петербург» и композиция полиэтилена высокой плотности «F 308 B» ООО «Ставролен», г. Буденновск, Ставропольского кр.

2.1.2 Заводские полипропиленовые покрытия

В Европе заводские покрытия труб на основе экструдированного полипропилена занимают 7-10 % от объема производства труб с заводским полиэтиленовым покрытием. Полипропиленовое покрытие обладает повышенной теплостойкостью, высокой механической, ударной прочностью, стойкостью к продавливанию и абразивному износу.

Рисунок 2.3 - Трубы с заводским полипропиленовым покрытием

Основная область применения полипропиленовых покрытий - противокоррозионная защита "горячих" (до 110-140 °С) участков трубопроводов, защита от коррозии морских, шельфовых трубопроводов, подводных переходов, участков трубопроводов, строящихся методами "закрытой" прокладки (проколы под дорогами, прокладка труб методом наклоннонаправленного бурения и т.д.). Для нанесения покрытия используются порошковые эпоксидные краски поставки фирм "3M" (США), "BASF Coatings" (Германия), ОАО "Челябинский трубопрокатный завод" и ОАО "Волжский трубный завод", композиции адгезива и полипропилена поставки фирм "Borealis", "Basell Polyolefins"., термоплавкие полимерные композиции и термосветостабилизированные композиции полипропилена. Из-за высокой ударной прочности полипропиленового покрытия его толщина может быть на 20-25 % меньше толщины поли-этиленового покрытия труб (от 1,8 мм до 2,5 мм). Полипропиленовые покрытия имеют, как правило, белый цвет, что обусловлено использованием в качестве основного светостабилизатора добавки двуокиси титана.[29]

К недостаткам полипропиленовых покрытий следует отнести их пониженную морозостойкость. Стандартное полипропиленовое покрытие рекомендуется применять при температурах строительства трубопроводов до минус 10 °С, а температура окружающей среды при хранении изолированных труб не должна быть ниже минус 20 °С. Специально разработанное морозо-стойкое полипропиленовое покрытие может применяться при температурах строительства трубопроводов до минус 30 °С и температурах хранения изолированных труб до минус 40 °С.

Основные преимущества полипропиленовых покрытий связаны с их повышенной теплостойкостью (могут применяться при температурах транспортируемых продуктов до 110-140оС), высокой механической прочностью, стойкостью к продавливанию, прорезанию и абразивному износу. Данный тип покрытия рекомендуется применять при строительстве подводных переходов, на участках «закрытой» прокладки (проколы под автомобильными и железными дорогами, прокладка труб методом «микротоннелирования», наклонно-направленного бурения), при сооружении морских, шельфовых газонефтепроводов, а также в качестве противокоррозионного покрытия «горячих» участков трубопроводов. В нашей стране трубы с заводским полипропиленовым покрытием использовались при строительстве подводных переходов, при обустройстве нефтепромысла на Балтийском море, при прокладке по дну Черного моря магистрального газопровода «Голубой поток».

Благодаря высокой ударной прочности заводского полипропиленового покрытия (до 80-110 Дж при 20оС), его общая толщина может быть на 20-25 % меньше толщины полиэтиленового покрытия, что делает данный тип покрытия по стоимости сопоставимым с заводским полиэтиленовым покрытием труб. Режимы нанесения на трубы полипропиленового покрытия аналогичны режимам нанесения заводских полиэтиленовых покрытий. Это позволяет осуществлять заводскую полипропиленовую изоляцию труб без проведения работ по дооснащению и модернизации существующих технологических линий. Технология нанесения на трубы трехслойного полипропиленового покрытия к настоящему времени отработана и реализована на Московском трубозаготовительном комбинате, на Выксунском, Волжском и Челябинском трубных заводах. Для нанесения покрытия используются порошковые эпоксидные краски, термоплавкие полимерные композиции и термо-светостабилизированные композиции полипропилена.

Основные производители и поставщики материалов для нанесения заводских полипропиленовых покрытий - компании «3М», «Basf Coatings», «Industrie Polieco - МРВ S.R.L», «Basell Poliolefins», «Borealis A|S»и др. Возможен вариант нанесения полипропиленового покрытия с использованием жидкого эпоксидного праймера.

При всех несомненных преимуществах заводских полипропиленовых покрытий труб они обладают одним серьезным недостатком - пониженной морозостойкостью. Стандартное полипропиленовое покрытие рекомендуется применять при температурах строительства трубопроводов до минус 10°С, а температура окружающей среды при хранении изолированных труб должна быть не ниже минус 20°С. Специальное морозостойкое полипропиленовое покрытие может применяться при температурах строительства трубопроводов до минус 30°С и температурах хранения изолированных труб до минус 40°С.

 

2.1.3 Заводское комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие

Для противокоррозионной защиты трубопроводов малых и средних диаметров (до 530 мм) в последние годы довольно широко и успешно используется комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие. Комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие наносится на трубы в заводских или базовых условиях. Конструктивно покрытие состоит из слоя адгезионной грунтовки (расход грунтовки - 80-100 г/м2), слоя дублированной полиэтиленовой ленты (толщина 0,45-0,63 мм) и наружного слоя на основе экструдированного полиэтилена (толщина от 1,5 мм до 2,5 мм) (рисунок 2.4). Общая толщина комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия составляет 2,2-3,0 мм.

Конструктивно полимерное ленточное покрытие трассового нанесения состоит из слоя адгезионной грунтовки, 1 слоя полимерной липкой ленты толщиной 0,6 мм и 1 слоя защитной полимерной обертки толщиной 0,6 мм. Общая толщина покрытия при этом составляет не менее 1,2 мм. В случае изоляции труб в заводских (базовых) условиях с целью повышения ударной прочности покрытия, необходимой для транспортировки изолированных труб от завода к месту строительства трубопроводов, наносятся дополнительные слои полимерной ленты и обертки. При этом, в зависимости от диаметров изолируемых труб, общая толщина ленточного покрытия в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164 должна составлять не менее 1,8-2,4 мм. Повышенный расход изоляционных материалов существенно увеличивает стоимость покрытия.

Замена в конструкции ленточного покрытия 2-3 слоев ленты и защитной обертки на слой экструдированного полиэтилена позволяют при общем увеличении толщины и механической прочности покрытия уменьшить стоимость 1 м2 покрытия.

Конструкция ленточно-полиэтиленового покрытия включает три последовательно наносимых слоя:  праймирующий слой на основе битумно-полимерной грунтовки (расход праймера - 80-100 г/м2); изоляционный слой (полиэтиленовая лента с бутилкаучуковым подслоем толщиной 0,45-0,63 мм); наружный защитный слой из экструдированного полиэтилена толщиной от 1,6 мм до 2,5 мм.[31]

Общая толщина комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия в зависимости от диаметров труб и типа покрытия (усиленный, весьма усиленный) составляет 2,2-3,0 мм.

В конструкции комбинированного покрытия полиэтиленовая изоляционная лента, нанесенная по адгезионной грунтовке, обеспечивает устойчивую адгезию покрытия к стали, стойкость покрытия к катодному отслаиванию, в то время как наружный полиэтиленовый слой отвечает за механические характеристики покрытия, обеспечивая покрытию повышенную ударную прочность, устойчивость к продавливанию и световому старению. Комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие отвечает современным техническим требованиям (ГОСТ Р 51164, ГОСТ 9.602), принято Госгортехнадзором РФ и может применяться в качестве антикоррозионного покрытия труб, используемых при строительстве магистральных, промысловых трубопроводов и отводов от них, при прокладке межпоселковых газопроводов низкого давления, городских газовых, водопроводных сетей, трубопроводов коммунального назначения.

Рисунок 2.4 - Лента поливинилхлоридная липкая (ПВХ Липкая)

По основным показателям физико-механических, защитных и эксплуатационных свойств комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие в значительной степени превосходит традиционные битумно-мастичные и ленточные покрытия трубопроводов. Данный тип покрытия предназначен, прежде всего, для наружной изоляции труб нефтепромыслового сортамента диаметрами 109-426 мм, однако, комбинированное покрытие может успешно применяться и для изоляции труб диаметрами от 42 мм до 820 мм. Трубы с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием могут храниться при температурах окружающей среды от минус 50 °С до плюс 50 °С, при этом срок хранения изолированных труб под открытым небом составляет не менее 12 месяцев.

Температурный диапазон эксплуатации трубопроводов с комбинированным покрытием - от минус 20 °С до плюс 40 °С, а прогнозируемый срок службы - 35-40 лет.

Для нанесения комбинированного покрытия используются недефицитные отечественные изоляционные материалы. В качестве исходных материалов для нанесения изоляционного слоя могут применяться адгезионные грунтовки типа "НК-50", "П-0012", дублированные полиэтиленовые ленты типа "НК ПЭЛ-45", "НК ПЭЛ-63", "ЛДП", "Полилен" производства ОАО "Трубоизоляция" (г. Новокуйбышевск, Самарская область) или аналогичные импортные изоляционные материалы ("Poliken", "Altene", "Nitto" и др.). Для нанесения наружного полиэтиленового слоя могут применяться термостаби-лизированные, обладающие повышенной стойкостью к растрескиванию, композиции полиэтилена низкой плотности: "10203-003", "10403-003", "15303-003", "15803-003" и др., с добавками технического углерода по рецептурам: 09, 12, 14, 98-100 по ГОСТ 16337, а также композиции полиэтилена кабельных марок с добавками технического углерода, например, композиции: "158-10К", "153-10К", "103-10К", "102-10К", производимые по ГОСТ 16336 на предприятиях: ОАО "Казаньоргсинтез" (г.Казань), ОАО "Оргсин-тез" (г. Уфа), НПП "Пластполимер", (г. Новополоцк, Республика Беларусь) и др.

Кроме того, наряду с отечественными материалами могут применяться импортные полиэтиленовые композиции, поставки фирм "Leuna Eurokommerz", "Borealis", "Basell" и др., отвечающие требованиям ГОСТ Р 51164.

Технология нанесения комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия в стационарных (заводских, базовых) условиях включает следующие последовательно проводимые операции:

-   предварительный нагрев и сушку труб;

-        очистку наружной поверхности труб от ржавчины и окалины;

         нанесение и сушку адгезионной грунтовки;

         нанесение дублированной полиэтиленовой ленты;

         нанесение экструдированного полиэтиленового слоя;

         охлаждение защитного покрытия;

         контроль качества изолированных труб.

По показателям свойств комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие уступает заводским двухслойным и трехслойным полиэтиленовым покрытиям труб, но в то же время в значительной степени превосходит битумно-мастичные и полимерные ленточные покрытия трубопроводов. Покрытие внесено в российский стандарт ГОСТ Р 51164-98.

2.1.4 Заводские эпоксидные покрытия труб

Заводские эпоксидные покрытия труб толщиной 350-500 мкм применяются в качестве наружных противокоррозионных покрытий трубопроводов около 50 лет. Наибольшую популярность эпоксидные покрытия труб получили в США, Канаде, Индии, в странах азиатско-тихоокеанского региона. Данные покрытия характеризуются повышенной теплостойкостью, высокой адгезией к стали, отличной стойкость к катодному отслаиванию, устойчивостью к прорезанию, сдиру, абразивному износу. Трубы с эпоксидным покрытием, в отличие от труб с заводским полиэтиленовым покрытием, в течение длительного времени могут храниться под открытым небом. Эпоксидные покрытия проницаемы для токов катодной защиты. Под эпоксидными покрытиями не было зафиксировано случаев стресс-коррозии трубопроводов. Затраты на нанесение эпоксидных покрытий значительно ниже затрат на заводские полиэтиленовые и полипропиленовые покрытия труб (из состава технологических линий исключаются энергоемкие экструдеры, системы загрузки и сушки гранулированных полиолефиновых композиций, уменьшается расход изоляционных материалов и т.д.).[30]

В таблице 2.1 приведены некоторые физико-химические характеристики эпоксидных смол.

Таблица 2.1 - Физико-химические характеристики эпоксидных смол

Марка смолы	Страна изготовитель	Средняя относительная Молекулярная масса	Температура размягчения, °С
ЭД-22	Россия	390	8-10
ЭД-49	Россия	2500	105-115
Эпикот 828	США	3300	8-12
Эпикот 1009	США	1400	144-155
Аральдит В	Швейцария	3800	-
СН-Эпокси	Чехословакия	1000	8-10
СМ-Эпокси 2000	Чехословакия	380	65

Основными недостатками эпоксидных покрытий являются их недостаточно высокая эластичность и низкая прочность при ударе, особенно в области минусовых температур, что в значительной степени осложняет транспортировку изолированных труб и выполнение строительно-монтажных работ в трассовых условиях. Именно по этой причине согласно ГОСТ Р 51164-98 и ГОСТ Р 52568-2006 введены в с ограничения на использование труб с заводским эпоксидным покрытием при строительстве магистральных трубопроводов (допустимый диаметр труб до 820 мм включительно). Рекомендуемая область применения однослойных эпоксидных покрытий - противокоррозионная защита трубопроводов малых и средних диаметров с температурой эксплуатации до плюс 60-80оС.

Таблица 2.2 - Физические свойства эпоксидных лакокрасочных материалов

Материал	Цвет	Вязкость, ВУ, с	Растворитель	Режим сушки
				Продолжительность, час	Температура, °С
Шпатлевка ЭП-0010	Красно-коричневый	22-25	Р-40	24	18-22
Эмаль ЭП-773	Зеленый, кремовый	20-22	№ 646	24	18-22
Эмаль ЭП-773	Зеленый, кремовый	12-14	Р-5	24	18-22
Эмаль ЭП-773	Зеленый, белый	12-16	Р-5	6	18-23

Для нанесения на трубы эпоксидных покрытий используются порошковые краски, содержащие в своем составе эпоксидные смолы, отвердитель, активатор, пигмент, инертные наполнители и другие добавки. Процесс нанесения эпоксидного покрытия включает: абразивную очистку, технологический нагрев труб до 220-230оС, напыление порошковой краски с помощью пистолетов-распылителей и отверждение нанесенного защитного покрытия.

Основные производители трубных порошковых эпоксидных красок - зарубежные фирмы: “3M”, “Jotun Powder Coatings Ltd.”, “BASF Coatings”, “Akzo Nobel Powder Coatings GmbH”, “BS Coatings” , “Kawakami Paint Mfg.” и др. В Российской Федерации порошковые эпоксидные краски производятся на предприятиях: ООО НПК “Пигмент”, г. Санкт-Петербург, ООО “Ярославский завод порошковых красок” (рисунок 2.5).

В таблице 2.3 приведены рекомендуемые типы эпоксидных покрытий.

Рисунок 2.5 - Трубы с эпоксидным покрытием

Таблица 2.3 - Рекомендуемые типы эпоксидных покрытий

Состав покрытия	Число слоев	Толщина, мкм
		первого слоя	общая
Шпаклевка ЭП-0010	1	30-35	110-130
	2	30-35	120-140
	3	30-35	90-120
Эмаль ЭП-773
зеленая	2	40-45	110-130
кремовая	2	30-35	120-140

Освоение и внедрение технологии заводской двухслойной эпоксидной изоляции труб, представляется одним из наиболее перспективных направлений в области противокоррозионной защиты трубопроводов. Данный тип покрытия может быть использован, в первую очередь, при строительстве морских, шельфовых трубопроводов (в том числе, при производстве теплоизолированных и обетонированных труб), при прокладке трубопроводов на участках проколов под дорогами, при строительстве методом наклонно-направленного бурения. Помимо этого трубы с двухслойным эпоксидным покрытием могут получить самое широкое применение при строительстве промысловых и технологических трубопроводов, а также при прокладке магистральных газонефтепроводов диаметром до 820 мм.

2.1.5 Стеклоэмалевые покрытия

Стеклоэмаль - это полученная плавлением стекловидно застывшая неорганическая масса, состоящая преимущественно из окислов и нанесенная на металл в один или несколько слоев (рисунок 2.6).

Рисунок 2.6 - Трубы со стеклоэмалевым покрытием

Введение в состав эмали различных окислов позволяет изменять свойства эмалевых покрытий в широком диапазоне в соответствии с условиями применения. В основном используются легкоплавкие грунтовочные и покровные эмали для индукционного эмалирования труб, что позволяет снизить расход электроэнергии на индукционное оплавление покрытия (снижение температуры оплавления на 100°С уменьшает расход электроэнергии в среднем на 20-25 %). Достаточно широко применяются покрытия из эмали этиноль. Основой этой эмали служит лак этиноль - готовый к употреблению продукт, имеющий следующую характеристику: содержание сухого вещества (лаковой основы) - 43 %; вязкость по вискозиметру ВЗ-4 - не менее 13 с; массовая доля стабилизатора - 1,5- 2,5 %; продолжительность высыхания пленки лака при 20°С - не более 12 ч. В качестве наполнителя применяют асбест хризотиловый 7-го сорта, содержание свободной влаги в котором не должно превышать 3 %. Если влажность асбеста больше 3 %, то его сушат (при температуре не выше 110°С). Эмаль этиноль (64 % - лак этиноль и 36 % - асбест) готовят перемешиванием компонентов в диспергаторе при температуре не выше 40°С.[32]

Технологический процесс нанесения эмали на стальные трубы с использованием индукционного нагрева состоит из подготовки поверхности металла для эмалирования, нанесения эмалевого шликера на защищаемую поверхность, индукционной сушки шликера и непосредственного оплавления эмалевого покрытия (таблица 2.4).

Таблица 2.4 - Физико-механические свойства стеклоэмалевых покрытий

Показатель	Способ нанесения эмали
	шликерный	электростатический	плазменный
Микротвердость, Па	4,6 ´ 109	4,6 ´ 109	4,7 ´ 109
Прочность на удар, дж	6 ´ 103	8 ´ 103	9 ´ 103
Стойкость к термоцик-лированию, число циклов	10	10	12
Химическая стойкость общего числа образцов, прошедших испытание, %	95	100	95

Этинолевую эмаль наносят также на очищенную дробе- или пескоструйной обработкой до матово-серого цвета поверхность металла с помощью пистолетов-распылителей. Объекты (трубы, емкости и др.) с нанесенным защитным покрытием из эмали этиноль сушатся не менее 5 сут. Общий срок хранения не должен превышать двух месяцев.

Эмалевое покрытие обладает большой сплошностью, хорошим сцеплением с металлом и высоким электросопротивлением, но оно достаточно дорого, поэтому его рекомендуется применять только в особо ответственных случаях, например при перекачке агрессивных сред или прокладке трубопроводов в таких средах.

Стеклоэмалевые покрытия заводского нанесения применяют для защиты трубопроводов от подземной и атмосферной коррозии.[32]

Стеклоэмалевые покрытия труб толщиной не менее 350 мкм относятся к усиленному типу защитного покрытия и должны иметь переходное электросопротивление не менее 500 Ом·м.

2.2 Внутренние покрытия трубопроводов

Внутреннее покрытие труб должно обладать высокими защитными свойствами, обеспечивающими сохранность ее на период транспортировки, хранения и монтажа, а также иметь высокую долговечность в процессе эксплуатации.

При внутренней изоляции труб в стационарных заводских или базовых условиях имеется возможность использования современных технологий и оборудования для очистки, нагрева и изоляции труб, проведения последовательного пооперационного технологического контроля и контроля качества готовой продукции, что обеспечивает высококачественное нанесение на трубы различных антикоррозионных покрытий.

Технологический процесс внутренней изоляции труб - это комплекс последовательных законченных операций, включающий: предварительный нагрев, сушку труб (при необходимости термо-обезжиривание); очистку внутренней поверхности с созданием необходимого рельефа; технологический нагрев труб до заданной температуры (при необходимости); нанесение защитного покрытия (необходимого по технологии количества слоев) и их отверждение; контроль качества защитного покрытия; ремонт мест повреждений покрытия.

Обязательное и качественное выполнение каждой операции гарантирует высокое качество внутреннего покрытия труб с наилучшими для конкретного материала свойствами.

Внутренние полимерные покрытия трубопроводов по назначению можно разделить на антикоррозионные и гладкостные.

Антикоррозионные покрытия применяются для внутренней изоляции труб, транспортирующих коррозионно-агрессивные среды. В нефтегазовой промышленности к таким средам относятся водонефтегазовые эмульсии, пластовая вода, оборотная вода системы поддержания пластового давления. При движении коррозионно-агрессивных жидкостей возникает общая и локальная коррозия. Скорость общей коррозии составляет порядка 0,01-0,4 мм/год, скорость локальной коррозии может достигать 1,5-6 мм/год. Коррозионная агрессивность значительно повышается с появлением в продукции скважин сероводорода, как продукта жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Коррозионные разрушения стальных трубопроводов приводят к большим материальным потерям и ухудшению экологической обстановки в районах нефтедобычи вследствие порывов труб.

Применение внутренних покрытий труб дает ряд преимуществ: увеличение срока службы трубопроводов; увеличение пропускной способности трубопроводов; снижение парафинообразований на стенках трубопроводов и облегчение процесса очистки (расходы на очистку уменьшаются примерно на 75%); повышение надежности трубопроводов и снижение ежегодных эксплуатационных расходов.

Считается, что увеличение срока службы трубопровода на 1% окупает затраты на нанесение внутреннего покрытия труб.

Для создания долговечной внутренней изоляции труб большое значение имеет правильный подбор изоляционного материала и соблюдение технологического процесса нанесения внутреннего покрытия труб.

Существующие технологические процессы внутренней изоляции труб предусматривают применение в качестве изоляционных материалов порошковых полимеров и лакокрасочных материалов, как жидких с содержанием растворителей более 30%, так и высоковязких с содержанием растворителей ниже 30% (ЛКМ с высоким сухим остатком) и материалов, не содержащих растворители.

Применение порошковых полимеров и лакокрасочных материалов с высоким сухим остатком позволяет улучшить санитарно-гигиенические условия труда, получать практически беспористые покрытия с более высокими защитными и физико-механическими свойствами, сократить производственный цикл окраски за счет возможности нанесения однослойного покрытия для получения требуемой толщины, сократить невозвратимые потери материала при нанесении по сравнению с лакокрасочными материалами, содержащими растворитель. Отсутствие выбросов паров растворителя делает производство экологически более чистым. При сравнении покрытий на основе порошковых полимеров и лакокрасочных материалов с высоким сухим остатком предпочтение отдается последним, т.к. технологический процесс нанесения покрытия из порошковых полимеров является более энергоемким и взрывоопасным.

Критериями выбора покрытий для внутренней изоляции труб являются условия эксплуатации трубопровода, защитные и технологические свойства покрытий. По всем параметрам наиболее подходящими для внутренней изоляции труб являются лакокрасочные материалы на основе эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенолформальдегидных смол. Из порошковых полимеров широко применяются покрытия на основе эпоксидных порошковых материалов, нанесенных по фенольному праймеру. Толщина антикоррозионных покрытий, как правило, составляет 300-500 мкм.

Гладкостные покрытия применяют, как правило, на магистральных нефте- и газопроводах при транспортировке неагрессивных продуктов. Использование гладкостных покрытий имеет ряд преимуществ: более быстрый и легкий ввод в действие трубопроводов (труба с покрытием во время хранения и монтажа не подвергается коррозии; ускоряется процесс сушки трубопровода после гидравлических испытаний); ликвидируется дорогостоящий и длительный процесс очистки трубопровода от грязи и ржавчины перед вводом в эксплуатацию; экономия энергозатрат на перекачку и сжатие в процессе эксплуатации трубопровода; обеспечение чистоты транспортируемого продукта; значительное снижение ежегодных эксплуатационных расходов на запорную арматуру (клапаны много чаще выходят из строя, требуют ремонта и замены при транспортировке газа, загрязненного продуктами коррозии); улучшенный режим движения газа. Турбулентность потока значительно снижается при наличии внутреннего покрытия труб, что ведет к снижению критических состояний, определяемых режимом движения газа; значительное снижение капитальных затрат за счет возможности уменьшения диаметра трубопровода, обусловленной повышением его пропускной способности.

Для придания гладкости внутренней поверхности трубопровода при транспортировке некоррозионноактивных продуктов достаточно нанести тонкопленочное покрытие с толщиной сухой пленки 50-75 мкм. Нанесение обычно производится методами распыления по предварительно очищенной поверхности.

Одним из ключевых факторов, определяющих эффективность применения гладкостных покрытий, является шероховатость поверхности, которая непосредственно связана с фактором трансмиссии.

Таблица 2.5 - Шероховатость поверхности труб с покрытием (толщиной 45 мкм) и без покрытия в зависимости от времени эпспонирования на открытом воздухе

Стальные трубы диаметром 36 дм	Продолжительность эпкспозиции, мес	Шероховатость поверхности, мкм
Без внутреннего покрытия	0	74
Без внутреннего покрытия	5 6 12 24 Среднее значение:	130 110 140 160 130
С внутренним покрытием	3 3 24 Среднее занчение:	26 28 29 20

В таблице 2.6 показана зависимость транспортировочного КПД газопроводов от шероховатости поверхности труб.

Таблица 2.6 - Зависимость КПД газопроводов от шероховатости поверхности

Стальные трубы диаметром 36 дм	Шероховатость поверхности, дм	Транспортировочный КПД, %
С эпоксидным внутренним покрытием Без покрытия, с тщательной обработкой поверхности Без покрытия, без обработки поверхности С эпоксированием трубы по п.2	28  45  74 130	103,8  100,0  96,5 91,6

Основные требования к тонкопленочному внутреннему покрытию касаются в основном таких параметров, как эластичность, ударная прочность и адгезия. Покрытие должно быть стойким к влажности, распылению соли, кислотному конденсату. Обязательным требованием является стойкость к блистерингу, т.е. покрытие не должно пузыриться при быстром сбросе давления.

В качестве гладкостных покрытий могут использоваться покрытия на основе жидких эпоксидных лакокрасочных материалов, содержащих растворитель.

На сегодняшний день существует два направления в области заводской внутренней изоляции труб:

1)      нанесение внутренних «гладкостных» антифрикционных покрытий;

2)      нанесение внутренних антикоррозионных покрытий.

Основное назначение внутренних антифрикционных покрытий - снижение шероховатости внутренней поверхности труб и увеличение пропускной способности трубопроводов В соответствие с требованиями СТО Газпром 2-2.2-180-2007 толщина внутренних антифрикционных покрытий должна составлять от 60 до 150 мкм, а шероховатость - не более 13-15 мкм. Длина концевых неизолированных концевых участков труб должна составлять (40±10) мм. Внутреннее «гладкостное» покрытие должно обладать эластичностью, высокой адгезией к стали, быть устойчивым к длительному воздействию воды, растворителя, солевого тумана, к изменению давления газа (покрытие не должно пузыриться при быстром сбросе давления).

Основные производители и поставщики изоляционных материалов для «гладкостных» покрытий - фирмы «E.Wood» («3М»), «Sika Deutschland Gmbh» (ООО «Амвит»), «Hempel», «Tuboscope Vetco».

Следует отметить, что достаточно тонкое внутреннее «гладкостное» покрытие не может обеспечить эффективную и долговременную противокоррозионную защиту внутренней поверхности трубопроводов, транспортирующих коррозионно-активные среды. Если говорить о внутренних антикоррозионных покрытиях, то эта тема наиболее актуальна для промысловых трубопроводов. Большая обводненность современных нефтепромыслов, наличие в транспортируемых продуктах коррозионно-активной воды, солей, углекислого газа, сероводорода, повышенная температура эксплуатации способствуют интенсивной коррозии внутренней поверхности труб. При этом скорость общей коррозии может достигать 0,01-0,4 мм/год, а локальная скорость коррозии - до 1,5-6 мм/год. Реальный срок службы стальных промысловых трубопроводов, не имеющих внутреннего защитного покрытия, может составить 1-3 года, а на некоторых промыслах сквозная коррозия трубопроводов может наступать уже после нескольких месяцев ввода их в эксплуатацию. В то же время при использовании достаточно эффективных внутренних антикоррозионных покрытий срок службы промысловых трубопроводов может повыситься в 8-10 раз.

В качестве исходных изоляционных материалов для нанесения эпоксидных покрытий толщиной от 400 до 700 мкм используются либо двухкомпонентные (смола, отвердитель) жидкие краски, либо порошковые краски. Технология нанесения на трубы и соединительные детали трубопроводов внедрена на предприятиях ООО «Трубопласт», г. Екатеринбург, на Нефтекамском заводе нефтепромыслового оборудования ОАО Башнефть (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - Заводское нанесение внутреннего покрытия трубопровода

Технология нанесения внутренних защитных покрытий на основе жидких эпоксидных красок (с содержанием растворителей ниже 30%) представляется более простой. Покрытие наносится на подготовленную внутреннюю поверхность труб в один проход методом распыления рабочей смеси изоляционных материалов. Полимеризация покрытия такого типа осуществляется при температурах 50-70оС, тогда как для отверждения порошковых эпоксидных красок необходим нагрев труб до 200-210оС. Кроме того, перед нанесением порошковых эпоксидных покрытий, как правило, требуется наносить слой жидкого фенольного праймера, повышающего стойкость покрытия к агрессивным средам (сероводороду). После нанесения праймера проводится дополнительная операция - сушка. В то же время технологический процесс нанесения порошкового покрытия является более производительным и менее вредным для экологии. К преимуществам порошковой технологии следует отнести и возможность нанесения защитного покрытия на трубы самых малых диаметров (сортамент НКТ), тогда как минимальный диаметр труб с внутренним покрытием на основе жидких красок обычно составляет 114 мм.[4]

Достаточно широко для внутренней заводской изоляции труб применяются порошковые эпоксидные краски «П-ЭП 585»производства ООО НПК «Пигмент», г. Санкт-Петербург и «Scotchkote 134» фирмы «3М».

Долгое время актуальной и трудно разрешимой проблемой для внутренней противокоррозионной защиты трубопроводов являлась проблема изоляции зоны сварных стыков труб. Проблема решается при применении внутренних покрытий в сочетании с ингибиторами коррозии. Но в этом случае происходит удорожание продукции. Для защиты от коррозии сварных стыков трубопроводов, имеющих внутреннее покрытие, использовались самые разные методы, включая плазменное напыление на концевые участки труб защитных протекторных колец, газотермическое напыление цинка и алюминия, приварку колец из нержавеющей стали. На сегодняшний день наиболее популярным способом внутренней противокоррозионной защиты зоны сварных стыков трубопроводов является применение вставных изолированных муфт разработки фирмы «Tuboskop Vetco». Данная технология была успешно развита и реализована на предприятии ООО «Целер», г. Самара. На предприятии ООО «Трубопласт», г. Екатеринбург реализован другой способ внутренней защиты сварных стыков трубопроводов. Для этой цели используется метод газотермического напыления на внутренние концевые участки труб специального покрытия из нержавеющего сплава. Внутреннее эпоксидное покрытие наносится с нахлестом на металлизационное покрытие, а окончательное формирование защиты зоны сварного стыка осуществляется уже при сварке труб в плети, когда при повышенных температурах происходит плавление металлизационного покрытия и легирование зоны корневого шва.

2.3 Технология нанесение защитных покрытий в заводских условиях

Нанесение наружных защитных покрытий на трубы в заводских условиях осуществляется с использованием оборудования поточных механизированных линий. В состав поточных линий изоляции труб входят: роликовые транспортные конвейеры, перекладчики труб, узлы очистки (дробеметная или дробеструйная установки), печи технологического нагрева труб (индук-ционные или газовые), узел напыления порошковой эпоксидной краски, экструдеры для нанесения адгезионного подслоя и наружного слоя покрытия, прикатывающие устройства, камеры водяного охлаждения изолированных труб, оборудование для контроля качества покрытия. Состав оборудования поточных линий изоляции труб зависит от типа заводского покрытия и диаметров изолируемых труб.

При нанесении наружных эпоксидных покрытий трубы, прошедшие абразивную очистку, нагреваются в проходной печи до температуры 200-240 °С, после чего на них в специальной камере, в электростатическом поле, производится напыление порошковой эпоксидной краски. При контакте с горячей поверхностью труб происходит оплавление и отверждение эпоксидной краски, формирование защитного покрытия.[27]

Двухслойное и трехслойное полиэтиленовые покрытия могут наноситься на трубы двумя методами: методом "кольцевой" экструзии или методом боковой "плоскощелевой" экструзии расплавов композиций адгезива и полиэтилена. Для труб малых и средних диаметров более предпочтительным способом нанесения покрытий является метод "кольцевой" экструзии. При этом способе изоляции на предварительно очищенные и нагретые до заданной температуры (180-220 °С) трубы, поступающие по линии изоляции без вращения, через двойную кольцевую головку экструдера последовательно наносятся: расплав термоплавкой полимерной композиции (адгезионный подслой) и расплав полиэтилена (наружный защитный слой). Между кольцевой головкой экструдера и изолируемыми трубами создается пониженное давление ("вакуумирование"), в результате чего двухслойное покрытие плотно облегает поверхность изолируемых труб по всей их длине и периметру. При нанесении полиэтиленового покрытия по данной технологии обеспечивается наиболее высокая производительность процесса изоляции труб, которая может достигать 15-20 пог. м/мин.[6]

При использовании метода боковой "плоскощелевой" экструзии двухслойное полиэтиленовое покрытие наносится на вращающиеся и поступательно перемещающиеся по линии трубы из двух экструдеров (экструдер по нанесению адгезива и экструдер по нанесению полиэтилена), оснащенных "плоскощелевыми" экструзионными головками. При этом расплавы клеевой и полиэтиленовой композиций в виде экструдированных лент наматываются по спирали на очищенные и нагретые до заданной температуры трубы с перехлестом в один (расплав адгезива) или в несколько (расплав полиэтилена) слоев. После нанесения на трубы покрытие прикатываются к поверхности труб специальными роликами. Изолированные трубы поступают в тоннель водяного охлаждения, где покрытие охлаждается до необходимой температуры, а затем трубы разгоняются по линии и с помощью перекладчиков подаются на стеллаж готовой продукции. При данном способе изоляции покрытие может наноситься на трубы диаметром от 57 до 1420 мм, а производительность процесса изоляции, как правило, не превышает 5-7 пог. м/мин.

Нанесение на трубы трехслойного полиэтиленового и трехслойного полипропиленового покрытий осуществляется по той же технологической схеме, что и нанесение двухслойного покрытия, за исключением введения в технологическую цепочку дополнительной операции - нанесения слоя эпоксидного праймера.[13] Эпоксидный праймер толщиной 80-200 мкм наносится на очищенные и нагретые до необходимой температуры трубы методом напыления порошковой эпоксидной краски, после чего на праймированные трубы последовательно наносятся расплавы термоплавкой композиции адгезива и полиэтилена.

При нанесении на трубы комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия предварительно осуществляется щеточная очистка наружной поверхности труб. Технологический нагрев труб не производится. На очищенные трубы первоначально наносится битумно-полимерная грунтовка, а затем, после сушки грунтовки, осуществляется нанесение на праймированные трубы дублированной изоляционной ленты и наружного защитного слоя из экструдированного полиэтилена. Полиэтиленовый слой прикатывается к поверхности труб эластичным роликом, после чего изолириванные трубы охлаждаются в камере водяного охлаждения.

2.4 Современные изоляционные материалы для защиты стыков трубопроводов с заводским полиэтиленовым покрытием

Федеральный стандарт ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» регламентирует, что изоляция зоны сварных стыков «…по своим характеристикам должна соответствовать изоляции труб». Однако ГОСТ Р 51164-98 разрабатывался около 20 лет назад и отражает уровень технических требований конца 80-х годов прошлого века, когда в Российской Федерации не был освоен крупнотоннажный выпуск труб с заводской изоляцией и современных термоусаживающихся материалов для защиты сварных стыков труб. В связи с этим в 2003 году были разработаны и введены в действие в системе ОАО «АК «Транснефть» «Технические требования на наружные антикоррозионные покрытия на основе термоусаживающихся полимерных лент, предназначенные для изоляции сварных стыков магистральных нефтепроводов и отводов от них» (ОТТ-04.00-45.21.30-КТН-002-1-03).

Термоусаживающиеся ленты (манжеты) представляют собой двухслойный материал, состоящий из полиэтиленовой радиационно-модифицированной пленки-основы, которая совмещена с термоплавким адгезивом, обладающим высокой адгезией к стальной трубе и к заводскому покрытию. Праймер представляет собой свободную от растворителей композицию, которая состоит из эпоксидной смолы и отвердителя (активатора). Праймер поставляется потребителю комплектно с манжетами.

Конструкция покрытия сварного стыка на основе термоусаживающихся лент (манжет) как бы «копирует» трехслойное полиэтиленовое покрытие труб, нанесенное в заводских условиях, и аналогично ему состоит из эпоксидного праймера толщиной 100-200 мкм, термоплавкого адгезива толщиной около 1 мм и слоя «радиационно-сшитого» полиэтилена толщиной 1 мм и более. После реализации процесса термоусадки манжета плотно обжимает трубу и прилегающее к стыку заводское покрытие, создавая непроницаемый барьер для почвенного электролита и защищая сварной стык от почвенной коррозии.

В Российской Федерации термоусаживающиеся материалы производятся на предприятиях: ОАО «Гефест-Ростов» (г. Ростов-на-Дону) - манжеты ДОНРАД-МСТ ЭП»; ООО ПФК «Техпрокомплект» (г. Москва) - манжеты «ТИАЛ-М» и ЗАО «Терма» (г. Санкт-Петербург) - манжеты «ТЕРМА-СТМП».

Термоусаживающиеся материалы прошли испытания в ООО «Институт ВНИИСТ» на соответствие требований ГОСТ Р 51164-98, ОТТ ОАО «АК «Транснефть» и внесены в «Перечень разрешенных к применению термоусаживающихся материалов, используемых для защиты сварных стыков трубопроводов в системе ОАО «АК «Транснефть», утвержденный в 2004 г.

Следует отметить, что изоляция зоны сварных стыков на бровке траншеи выполняется при меняющихся метеорологических условиях, но вместе с тем должна обеспечивать то же качество, что и заводское покрытие. Однако на заводе нанесение покрытий механизировано и автоматизировано, а в трассовых условиях изоляция сварных стыков труб производится вручную. В этом случае качество защиты зоны сварных стыков в значительной степени связано с влиянием человеческого фактора. Одним из путей уменьшения влияния человеческого фактора на качество покрытия сварных стыков является улучшение качества нормативной базы, то есть качества разработки операционных или технологических карт, в которых должны быть подробно описаны технологические операции по усадке манжет, учтен накопленный строителями практический опыт по их нанесению, а также учтены рекомендации заводов-изготовителей материалов.

В целях повышения качества изоляционных работ по защите зоны сварных стыков труб при строительстве магистральных нефтепроводов производственным отделом Компании было принято решение о разработке типовых операционных карт по технологии нанесения термоусаживающихся манжет отечественного и зарубежного производства с учетом технических требований Компании, рекомендаций заводов-изготовителей изоляционных материалов и специфики нефтепроводного строительства в различных регионах страны.

В типовых операционных картах приведены требования к абразивным материалам, к степени очистки и шероховатости поверхности труб и заводского покрытия; даны практические приемы по смешению и нанесению праймера, нанесения нормированной толщины или его расхода, в том числе, приведена продолжительность сохранения жидкой фазы при различных температурах; подробно описаны технологические особенности нанесения отечественных и зарубежных термоусаживающихся манжет, даны сведения по свойствам используемых изоляционных материалов, геометрическим размерам манжет и условиям их хранения, мероприятия по повышению качества изоляционных работ.

При нанесении термоусаживающихся манжет некоторые технологические операции аналогичны, а по ряду операций имеются отличия, в том числе по конструктивным особенностям защитного покрытия зоны стыка. У различных термоусаживающихся манжет различны температурные режимы предварительного подогрева труб перед нанесением адгезионного эпоксидного праймера. Максимальные температуры рекомендуется использовать для манжет типа «ТЕРМА-СТМП» и «ТИАЛ-М». У манжет «GTS-65» и «ТВК-65» (фирмы «Саnusa») эпоксидный праймер наносится на трубу нагретую лишь до температуры 30-40°С, поскольку после его нанесения он принудительно отверждается («сушится») пропановыми горелками при температуре 85-95°С. Различны также варианты усадки манжет. Термоусаживающиеся манжеты типа «HTLP-60» (фирмы «Tyco Adhesives»), «ДОНРАД-МСТ ЭП» «ТИАЛ-М» и «ТЕРМА-СТМП» усаживаются по «свеженанесенному» праймеру. Манжета «GTS-65» (фирмы «Cаnusa») усаживается по отвержденному («сухому») праймеру Эпоксидный праймер следует наносить только на поверхность сварного стыка труб для манжет «ТЕРМА-СТМП» и «GTS-65» (также как и у «ТВК-65» фирмы «Саnusa»), тогда как для манжет «HTLP-60», «ТИАЛ-М» и «ДОНРАД-МСТ ЭП» праймер наносят как на очищенную зону сварного стыка, так и на прилегающее к нему заводское покрытие.

 

Глава 3. ИЗОЛЯЦИЯ ЗОН СВАРНЫХ СТЫКОВ В ТРАССОВЫХ УСЛОВИЯХ

 

.1 Общие требования к изоляции сварных стыков труб

Для изоляции стыков могут применяться следующие конструкции усиленного типа покрытий:

-   муфтовое или манжетное, состоящее из термоусаживающейся полиэтиленовой основы со слоем термоплавкого клея на внутренней стороне;

-        ленточное, состоящее из 1-2 слоев термоусаживающейся ленты горячего нанесения; число слоев ленты зависит от толщины лент;

         пластобитное (типа Пластобит-40), состоящее из грунтовки, пластифицированной битумной мастики, поливинилхлоридной полимерной нелипкой ленты и слоя обертки типа ПЭКОМ;

         битумное, состоящее из грунтовки, слоя изоляционной мастики на основе битумов, 1-2 слоев стеклоармировки и слоя защитной обертки;

         ленточное холодного нанесения, состоящее из высохшего до отлипа слоя грунтовки, двух слоев полиэтиленовой изоляционной липкой

ленты и двух слоев защитной полимерной липкой обертки. Допускается слой полимерной обертки заменять липкой полимерной лентой слой на слой.

Основным и предпочтительным способом изоляции сварных стыков труб с заводским покрытием должна быть технология с термоусаживающимися муфтами и манжетами.

Для изоляции стыков вручную могут применяться липкие ленты. Работы по изоляции стыков производятся как в стационарных условиях (на трубосварочных базах после сварки труб в секции), так и на трассе - после сварки секций или отдельных труб в плеть механизированным способом.

Ленточные покрытия в трассовых условиях следует наносить с помощью машин типа ИС или МС, а в базовых - с помощью установок типа УИ или ПТЛ.

При механизированном способе работ по очистке и изоляции стыков на трассе необходимо, чтобы трубопровод был приподнят над землей на высоту, обеспечивающую их выполнение.

При ручном способе очистки и изоляции стыков зазор между трубопроводом и поверхностью строительной полосы должен быть не менее 0,5 м.

Материалы, применяемые для изоляции стыков, должны соответствовать проекту. При выборе материалов для изоляции стыков необходимо учитывать максимальную температуру транспортируемого продукта и температуру окружающего воздуха в период строительства.

Перед изоляцией зон сварных стыков труб необходимо провести следующие подготовительные работы:

-   выбрать способ нанесения покрытия и ознакомиться с технологией изоляционных работ;

-        установить соответствие изоляционных материалов техническим условиям;

         подготовить необходимое оборудование и средства механизации работ, проверив их работоспособность, и изучить инструкции по эксплуатации;

         подготовить укрытия на случай выполнения изоляционных работ в ненастную погоду;

         определить объемы изоляционных работ;

         получить разрешение на изоляцию зон сварных стыков.

Перед резкой или сваркой труб с заводским покрытием изоляцию в этих зонах необходимо удалить (полиэтиленовую - не менее чем на 100 мм, эпоксидную - не менее чем на 50 мм от кромки трубы или места реза).

С этой целью полиэтиленовое покрытие подплавляют газовой горелкой, подрезают и снимают шпателем, а эпоксидное удаляют электрошлифмашинкой с круглой металлической щеткой.

Края полиэтиленовых покрытий толщиной более 1 мм должны иметь плавный переход от металла трубы под углом не более 30°.

Толщина полиэтиленового покрытия на стыке должна составлять не менее 1,5 мм. Нахлест изоляции стыка на заводское покрытие должен быть не менее 7,5 см. Тип покрытия на сварном стыке должен соответствовать типу основного защитного покрытия трубопровода. Изоляцию стыков следует производить после получения заключений о качестве сварки и очистки стыков.

3.2 Изоляция стыков битумными покрытиями

Битумное покрытие наносится на сухую, незапыленную и незагрязненную огрунтованную поверхность трубопровода.

Длительные перерывы (более одной смены) между операциями нанесения грунтовки и изоляционного покрытия не допускаются. При этом температура изолируемой поверхности должна быть не ниже 10°С. При нарушении данных условий производится повторная огрунтовка. С огрунтованной поверхности пыль или влага удаляются сухой чистой ветошью.

Битумное покрытие на сварные стыки производится следующим образом: горячую мастику из лейки наливают на верх трубы и одновременно растирают ее полотенцем внизу. Каждый последующий слой битумного покрытия должен наноситься на вполне застывший предыдущий слой.

Обертывание рулонными материалами (армирующими и защищающими) производится по горячему слою мастики непосредственно вслед за ее нанесением, чем достигается хорошее соединение оберточных (рулонных) материалов с мастикой в покрытии.

Обертывание рулонными материалами сварных стыков по слою мастики производится с нахлестом краев не менее 30 мм, а нахлест концов лент друг на друга должен быть не менее 100 мм.

Обертка должна наноситься без морщин и складок и иметь по всей поверхности стыка полную прилипаемость к покрытию.

Толщина и конструкция покрытия на сварном стыке трубопровода должна соответствовать типу основного защитного покрытия трубопровода.

3.3 Технология изоляции сварных стыков термоусадочными муфтами, манжетами и лентами

 

.3.1 Общие положения

Технология изоляции зоны сварных стыков труб термоусадочными муфтами включает следующие основные операции:

-   свободное надевание муфты вместе с упаковкой на концы трубы до сварки стыка трубопровода;

-        механическую очистку изолируемой поверхности после сварки и контроля стыка (рисунок 3.1);

         снятие упаковки и надвигание муфты на стык с нахлестом на заводское покрытие не менее на 7,5 см;

         центровку и термоусадку муфты с прикаткой ее к изолируемой поверхности;

         контроль качества покрытия в зоне сварного стыка.

В случае применения разъемных муфт (манжет) их установку на сварных стыках производят непосредственно после очистки и подогрева изолируемой поверхности.

После очистки стыковую зону подогревают газовыми подогревателями стыков типа ПТР-1421 или ручными горелками до температуры порядка плюс 120-140°С, но не выше плюс 200°С, в зависимости от типа муфт; температура подогрева регламентируется техническими условиями на муфту и контролируется прибором ТП-1.

На нагретый стык надвигают муфту, предварительно удалив с нее упаковку; центрируют разъемным центратором (конструкции СКБ Газстроймашина) или клиньми, высота которых должна быть не менее половины разности между диаметром муфты и изолируемой трубы.

Усадку муфты начинают с ее середины, нагревая муфту пламенем газовой горелки или разъемными газовыми кольцевыми подогревателями.

Нагрев ведут с двух диаметрально расположенных сторон трубопровода. Длина пламени горелок должна быть 50-60 см.

Пламя горелки должно равномерно подогревать вначале среднюю часть муфты. Для этого горелку нужно держать на расстоянии не ближе 15 см от муфты и, не останавливаясь на одном месте, перемещать ее возвратно-поступательными движениями по периметру муфты до тех пор, пока она не прижмется своей серединой к поверхности сварного шва. На трубах диаметром 1020 мм и более для усадки муфт целесообразно применять одновременно четыре ручные горелки или кольцевой разъемный нагреватель.

После усадки средней части муфты этот процесс следует продолжать от середины к краям. Если на муфте образуются гофры, необходимо прекратить нагрев этих мест, а нагревать ровные соседние участки.

Для ускорения выравнивания поверхности муфт следует применять прикатывающие ролики из фторопласта.

Правильная усадка муфты должна обеспечивать равномерное и плотное обжатие поверхности сварного соединения; из-под нахлеста муфты на заводское покрытие должен выступить клей. Термоусадочные ленты наносятся на предварительно подогретую поверхность стыка последовательной намоткой с одновременной прикаткой.

Конец ленты следует перекрывать на 30 см, располагая его не ниже оси трубы в направлении сверху вниз. Термоусаживающиеся ленты наносят на сварные стыки двух- или трехтрубных секций в условиях трубосварочных баз на механизированной линии изоляции МНП-26 после контроля качества очистки.

Технология базовой изоляции стыков термоусадочными лентами включает следующие операции:

-   плеть с накопителя подается на ПАУ-1001В и устанавливается в рабочее положение; кабина с очистным и намоточным устройствами вместе с внутренним газовым подогревателем подается в зону стыка;

         производится контроль качества очистки стыка;

         осуществляется прогрев зоны стыка с помощью подогревателя до температуры: стальной поверхности - °С 180-220; полиэтиленовой изоляции (заводского покрытия) - °С 140-150.

         производится изоляция зоны стыка последовательным нанесением 2 слоев ленты с одновременной прикаткой ее. Предварительно регулируется прижатие упругих роликов на прикатывающем устройстве и положение тормоза на шпуле таким образом, чтобы смещение ленты не превышало 10 мм;

         закончив работу по изоляции 1-го стыка, устройство перемещается на 2-й стык и все операции повторяются.

Сформированное покрытие должно отвечать следующим требованиям:

    наличие одинаковой ширины нахлеста на заводское покрытие;

-        копирование рельефа изолируемой поверхности, отсутствие гофр, протяженных и локальных воздушных включений;

         отсутствие проколов, задиров, других сквозных дефектов;

         не допускается наличие зазора между концами ленты в одном слое; концы ленты должны быть нанесены с нахлестом не менее 10 мм;

         показатель прочности адгезионной связи сформированного покрытия должен составлять к металлу и к заводскому полиэтилену не менее 3,5 кгс/см при плюс 20°С.

После завершения усадки муфты, термоусаживающейся ленты нахлест на заводское покрытие должен быть не менее 75 мм.

Опуск и укладку трубопровода в траншею, а также его засыпку разрешается производить при температуре изоляционного покрытия стыка не выше плюс 60°С

Технология изоляции сварных стыков труб полимерными липкими лентами:

-     нанесение изоляционных лент на стыки должно осуществляться в соответствии с требованиями п.2.6 ВСН 008-88;

-        при нанесении ленты "сигаретным" способом, когда ширина изолируемой зоны превышает ширину ленты, перекрытия на краях лент должны составлять не менее 75 мм при соблюдении параллельно-поочередного нанесения слоев. Перекрытия на концах лент должны составлять не менее 100 мм.

3.3.2 Изоляция труб лентами ТЕРМА методом спиральной намотки

1. Общие положения

Данная инструкция регламентирует работы по изоляции стальных труб, отводов термоусаживающимися лентами «ТЕРМА-40», «ТЕРМА-60» (они же просто «ТЕРМА»), «ТЕРМА-СТ40», «ТЕРМА-СТ60» (они же просто «ТЕРМА-СТ»), отвечающими требованиям к базовому и трассовому покрытию по ГОСТ Р 51164-98..

. Для подготовки изолируемой поверхности необходим следующий инструмент:

-  шлифмашинка с круглыми металлическими кордщетками;

-        пескоструйная установка;

         нож, напильники, наждачная бумага;

         контактный термометр;

         газовые горелки со шлангами, редукторами и баллонами с газом;

         прикатывающие ролики;

         ветошь.

. Очистка поверхности, подлежащей нанесению изоляции.

С помощью ножа, наждачной бумаги, ветоши удалить с изолируемой поверхности остатки грязи, льда и проч.

Шлифмашинкой с металлическими кордщетками или пескоструйной установкой очистить поверхность трубы от ржавчины до степени очистки 2 по ГОСТ 9.402-80 (шлифмашинку допускается применять для труб диаметром не более 325 мм). После окончания обработки поверхность должна иметь светло-серый цвет, без следов ржавчины, окалины, пыли и жировых пятен. Острые кромки заводской изоляции необходимо сгладить.

Обеспылить и обезжирить изолируемую поверхность чистой ветошью.

. Нанесение эпоксидного праймера

Нагреть на водяной бане емкости «А» и «Б» с компонентами праймера до температуры 35±5OС (при более высокой температуре время жизни праймера уменьшается) (рисунок 3.3).

Тщательно выдавить из тюбика компонент «Б» в пластиковый контейнер с компонентом «А».

Перемешать шпателем компоненты «А» и «Б» до получения однородной смеси. Некоптящим пламенем горелки произвести нагрев стальной поверхности до температуры 40-60ºС. Поверхность должна быть без копоти, что достигается регулировкой горелок.

Готовую смесь выгрузить из емкости на участок стальной трубы и, поролоновыми роликами, нанести смесь ровным слоем толщиной 100-200 мкм. на стальную поверхность. Выгрузка смеси на трубу должна быть произведена не позднее чем через 5 минут после ее приготовления.

Мягким пламенем газовой горелки произвести нагрев праймера на трубе до его полного отверждения при температуре 110±5ºС, не допуская его перегрева и обильного газовыделения. Проверка степени отверждения праймера производится на отлип (праймер не должен липнуть и пачкаться).

. Намотка термоусаживающейся ленты

Нагреть поверхность трубы пропановой горелкой (двумя) до температуры:

-  для «ТЕРМА-40», «ТЕРМА-СТ40» - 110-120 °С;

-        для «ТЕРМА-60», «ТЕРМА-СТ60» - 120-130 °С.

Продолжительность нагрева должна быть выбрана в зависимости от температуры воздуха и силы ветра таким образом, что при последующем наложении ленты температура металла трубы была не ниже температуры нанесения. По мере нагрева контролировать температуру на поверхности металла с помощью контактного термометра. Угол намотки ленты и правильность выбранной длины полосы уточняется путем предварительной (примерной) намотки ее на холодную поверхность изолируемого участка. Нахлест витков должен быть выбран из рекомендации завода изготовителя.

У приготовленного рулона на расстоянии 100-150 мм от конца, разогреть клеевую основу до размягчения адгезива, не допуская усадки полиэтиленового слоя. Установить нагретый конец ленты на уровне одного-двух часов на трубе по ранее установленным разметкам под углом намотки, обеспечивающим необходимый нахлест.

Приложить и прижать нагретый конец ленты к горячей трубе.

Операцию усадки следует производить с начала намотки ленты, двигаясь по спирали, предварительно прогревая внутренний (адгезионный) слой ленты, усаживая каждый виток, выдавливая воздух из-под ленты.

Закончить усадку необходимо широкими движениями горелки (горелок) вдоль всей поверхности изолируемого участка и пока труба и лента не остыли, оставшийся после усадки воздух необходимо удалить, разглаживая покрытие руками в защитных рукавицах или прикатывающими роликами.

. Контроль качества покрытия. Контроль качества покрытия в зоне изолируемого отвода произвести в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 по показателям:

-   визуальный осмотр;

-        сплошность, покрытия искровым дефектоскопом.

. Окончание работ

Опускание трубы в траншею или засыпку грунтом производить после полного остывания покрытия и трубы.

ПРИМЕЧАНИЕ:

Результирующее изоляционное покрытие будет являться трёхслойным, отвечающим требованиям к трассовому покрытию по ГОСТ Р51164-98. Для получения двухслойного изоляционного покрытия, также отвечающего требованиям к трассовому покрытию по ГОСТ Р51164-98 - просто опустите пункт №4 настоящей инструкции.

Для удобства, все операции по нанесению эпоксидного праймера, намотке и усадке ленты рекомендуется производить участками по 1-1,5 метра.

3.3.3 Изоляция сварных стыков лентой ТЕРМА-СТ

Общие положения

Данная инструкция регламентирует работы по изоляции сварных стыков стальных труб, имеющих заводскую базовую полимерную изоляцию. Результирующее покрытие сварного стыка является двухслойным и отвечает требованиям ГОСТ-Р 51164-98, ГОСТ 9.602-2005.

Полимерное покрытие «ТЕРМА-СТ» представляет собой термоусаживающуюся ленту, которая предназначена для антикоррозионной защиты cвapных стыков труб.

Термоусаживающаяся лента имеет два слоя: слой радиационно-сшитого полиэтилена и слой термопластичного адгезива. Поставка ленты осуществляется рулонами или в виде отрезков на один стык. В комплекте с лентой поставляется замковая лента «ТЕРМА-ЛКА», которая предназначена для склеивания ленты в месте нахлеста.[24]

Оборудование для нанесения покрытия

Нанесение покрытия «ТЕРМА-СТ» должны выполнять обученные рабочие. Для подготовки поверхности на которое будет наноситься покрытие требуется следующее оборудование: газовая горелка - 1 шт.; баллон пропана с редуктором - 1 шт; соединительный газовый шланг 10 м - 1 шт.; контактный термометр с диапазоном измерения от 0 до 150°С; прикатывающие ролики; термостойкие перчатки, рукавицы; защитные шлемы; очки; шлифмашинка, напильник, наждачная бумага.

Технология подготовки поверхности для нанесения покрытия

Предварительная механическая обработка стальной поверхности трубы

Со стальной поверхности трубы необходимо удалить заусенцы, острые кромки грата. используя шлифмашинку, напильник или наждачную бумагу.

Сушка изолируемой поверхности

Используя газовую горелку, необходимо осуществить нагрев изолируемой поверхности до температуры 40°С (рисунок 3.10). Проверка температуры поверхности производится контактным термометром или пирометром. Нагретая поверхность должна быть без копоти, что достигается регулированием пламени горелки.

Окончательная механическая обработка и очистка стальной поверхности трубы. Используя пескоструйную установку или наждачную бумагу, необходимо обработать стальную поверхность трубы до степени очистки 2 по ГОСТ 9.402-80. После окончания обработки труба должна иметь светло-серый цвет, без следов ржавчины и окалины.

Поверхность трубы не должна быть жирной (при наличии на трубе масляных пятен, их необходимо убрать ветошью смоченной в yaйт-cпиpитe или др. растворителе) и пыльной (пыль необходимо убрать сухой чистой ветошью).

Обработка заводского покрытия

Для обеспечения качественной усадки полимерного покрытия необходимо сгладить острые кромки заводской изоляции. Рекомендуется скашивать кромки шлифмашинкой или напильником под углом не менее 30° к оси трубы. Заводскую изоляцию необходимо обработать пескоструйной установкой или наждачной бумагой на расстоянии 100 мм от кромки с обеих сторон от сварного шва. Необходимо протереть чистой, сухой ветошью всю обработанную область трубы.

Нагрев поверхности подлежащей изоляции

Нагрев производить до температуры 110±5°С как стальной поверхности, так и заводского полиэтиленового покрытия на расстоянии 75-100 мм от стыка (допускается местный перегрев поверхности до 120 °С). Поверхность должна быть без копоти, что достигается регулировкой горелок.

Монтаж термоусаживающейся ленты «ТЕРМА-СТ»

Подготовка ленты «ТЕРМА-СТ»

По ширине ленты необходимо обрезать 2 угла с размерами 50 мм по ширине и 15 мм по длине ленты. Если лента поставляется в рулоне необходимо отрезать требуемый размер в соответствии с рекомендациями.

Установка ленты «ТЕРМА-СТ» на трубу

Необходимо обернуть ленту вокруг трубы полиэтиленовым покрытием наверх с небольшим провисом снизу. Нахлест ленты должен быть не менее 100 мм и располагаться сбоку трубы, сторона ленты с обрезанными углами располагается внизу нахлеста, ширина ленты должна перекрывать заводское покрытие с обеих сторон от сварного шва не менее чем на 75 мм.

Прогреть пламенем горелки внутренний слой ленты в месте нахлеста (не допускать усадки полиэтилена) и прижать ленту, используя ролик или термостойкие перчатки (рисунок 3.12).

Установка замковой пластины «ТЕРМА-ЛКА»

Замковая пластина «ТЕРМА-ЛКА» устанавливается на нахлест термоусаживающейся ленты полиэтиленовым слоем наверх, а середина нахлеста должна проходить посередине замковой пластины.

Перед установкой прогревается адгезионный слой пластины до визуального расплавления адгезива. Затем замковая пластина располагается на нахлесте и производится ее нагрев желтым пламенем горелки до выступления контуров нахлеста и вытекания клея термоусаживающейся ленты. Далее необходимо произвести прикатку замковой пластины роликом или термостойкой перчаткой, в случае необходимости удалить из-под неё воздушные пузыри.

Термоусадка полученной манжеты.

Термоусадку по манжеты необходимо начинать сразу после установки замковой ленты «ТЕРМА-ЛКА». Термоусадку производят газовой горелкой.

Пламя горелки должно быть желтым и направлено противоположно направлению ветра. Усадку ленты производить от сварного шва в одну сторону, затем от сварного шва в другую сторону. При этом провис ленты усаживается и лента плотно охватывает трубу по всей поверхности. Усадку ленты осуществляют движением горелок по диаметру трубы без нагрева замковой ленты. Пузыри и гофры усаживаемой ленты должны разглаживаться роликом или термостойкими перчатками.

Требования к изоляции стыка.

Термоусаживающаяся лента должна плотно охватывать изолируемую поверхность металла и заводского покрытия трубы и иметь поверхность без пузырей, гофр, складок, а также без следов прожига полиэтилена;

Через изоляцию должен проступать профиль сварного стыка трубы;

С обеих сторон от стыка, на заводском покрытии выступает адгезив. Адгезив должен выступать на несколько миллиметров по всему диаметру трубы; Лента должна перекрывать заводское покрытие не менее, чем на 50 мм с обеих сторон от стыка.

коррозия изоляционный труба заводской

Глава 4. ТРАНСПОРТИРОВКА И ХРАНЕНИЕ ИЗОЛЯЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ И ИЗОЛИРОВАННЫХ ТРУБ

 

.1 Транспортировка и хранение изоляционных материалов

Рулоны изоляционных лент и оберток следует транспортировать и хранить в заводской упаковке в вертикальном положении не более чем в 3 ряда (при хранении в паллетах - не более 2 паллетов по высоте) в помещениях, обеспечивающих защиту от солнца и от атмосферных осадков.

Ленту, обертку и грунтовки (праймер) в трассовых условиях необходимо транспортировать на специально оборудованном транспорте, обеспечивающем целостность и сохранность качества и количества материалов.

Затаренные в бочках и бидонах грунтовку, растворитель, лакокрасочные материалы необходимо хранить отдельно от изоляционных лент и оберток в закрытых помещениях или под навесом при соблюдении таких же правил противопожарной безопасности, как для горюче-смазочных материалов. Затаренные бочки следует складировать в вертикальном положении (пробкой вверх) не более чем в два ряда на расстоянии не менее 1 м от нагревательных приборов.

Бочки с грунтовкой, растворителем и лакокрасочными материалами как заполненные, так и порожние, во время хранения и транспортировки должны быть герметически закрыты.

Растаривание рулонов изоляционных лент и оберток, а также вскрытие бочек необходимо производить только при подготовке их к использованию, т.е. на месте производства изоляционных работ.

Хранение битумных мастик заводского изготовления производят в соответствии с требованиями ГОСТ 15836-79 "Мастика битумно-резиновая изоляционная. Технические условия".

Мастика должна храниться раздельно по маркам в помещениях или под навесом в условиях, исключающих ее нагревание или увлажнение.

Складировать мастику следует на специальных настилах в штабеле высотой не более 2 м. Объем запаса битумной мастики не должен превышать 200 т.

При хранении битумную мастику необходимо защищать от засорения землей и другими посторонними включениями, от воздействия атмосферных осадков и солнечной радиации.

При погрузке, разгрузке и перевозке мастики должны быть приняты меры предосторожности, обеспечивающие сохранность мастики и тары.

Перевозка мастики производится в затаренном виде; при этом она должна быть защищена от воздействия солнечных лучей и атмосферных осадков.[20]

Мастика, изготавливаемая в непосредственной близости от объектов строительства, может доставляться к месту производства изоляционных работ в разогретом виде - в автогудронаторах.

Армирующий рулонный материал ( стеклохолст) хранят в закрытом сухом и чистом помещении. Рулоны стеклохолста должны быть уложены вертикально не более чем в 4 яруса (ряда).

В случае увлажнения стеклохолста перед нанесением его следует высушить выдержкой в сушильной камере или в сухом помещении при температуре не ниже плюс 20°С.

Хранить и перевозить изоляционные материалы следует в условиях, исключающих их порчу, увлажнение и загрязнение в упаковочном виде.

Растаривать материалы можно только на месте производства работ.

Срок хранения всех изоляционных материалов и условия их хранения устанавливаются техническими условиями на эти материалы.

 

4.2 Транспортировка и хранение изолированных труб

Складирование изолированных труб должно осуществляться в соответствии с требованиями "Инструкции по технологии и организации перевозки, погрузки, разгрузки и складирования труб больших диаметров при строительстве нефтегазопроводов".

Раскладку труб необходимо производить на предварительно спланированную поверхность в полосе строительства, исключающую возможность повреждения изоляционного покрытия.

Не допускается укладывать в один штабель трубы различных диаметров и толщин стенок, а также изолированные трубы вместе с неизолированными.

При производстве погрузочно-разгрузочных и транспортных работ, а также при складировании труб с заводской изоляцией следует соблюдать ряд дополнительных требований, обусловленных свойствами изоляционных покрытий и направленных на обеспечение высокого качества строительства.

Погрузку, разгрузку и складирование изолированных труб следует производить таким образом, чтобы избегать их соударения, волочения по земле и по нижележащим трубам.

При перевозке изолированных труб автотранспортом (трубовозами, плетевозами) следует крепить их стопорными тросами с обоих торцов во избежание продольных перемещений. Необходимо также тщательно закреплять трубы на кониках с помощью увязочных поясов, снабженных эластичными прокладками.

При подаче захватов в вагон запрещается сбрасывать их на трубы.

Погрузка и разгрузка труб, а также их складирование должны осуществляться с помощью стреловых, гусеничных кранов или трубоукладчиков, оснащенных торцевыми (ЗT-1221, ЗИ-1421, ЗT-1422), автоматическими (ЗTA-101, ЗTA-102, ЗTA-31) захватами.

При работе с трубными секциями используют мягкие полотенца типа ПМ и клещевые захваты типа КЗ и ЗТА.

Поверхности захватов, контактирующие с изолированной трубой, должны быть оборудованы вкладышами или накладками из эластичного материала (например, капролона). При выгрузке труб из вагонов и при складировании их применяют траверсы с торцевыми захватами, позволяющие расширить диапазон использования кранов и трубоукладчиков с обычными (не удлиненными) стрелами и обеспечивающие перемещения труб в строго горизонтальной плоскости; при этом исключаются волочение концов труб по земле и удары о соседние трубы.

Трубоукладчики, предназначенные для работы с изолированными трубами, должны иметь стрелы, облицованные эластичными накладками. Их изготавливают из утильных автопокрышек, которые разрезают шлифмашинкой с корундовым диском, и крепят к стрелам с помощью съемных планок и хомутов в местах возможного контакта с трубами (от основания стрелы до ее середины).

Способ крепления эластичных прокладок не должен вносить изменения в заводскую конструкцию стрелы (т.е. не допускается приварка к ней различных крепежных деталей, высверливание отверстий и т.д.); крепление должно быть прочным и надежным и в то же время позволять производить быстрый демонтаж или замену их на новые.

 

4.3 Транспортировка, хранение труб со стеклоэмалевым покрытием

Трубы со стеклоэмалевым покрытием промыслового сортамента при транспортировке и хранении должны быть в пакетах.

В пакетах трубы хранятся в 4 яруса на спланированных площадках.

При хранении труб в пакетах высота штабеля не должна превышать 3,5 м.

Перевозка труб должна производиться с соблюдением правил, исключающих повреждение стеклоэмалевого покрытия.

Для производства погрузочно-разгрузочных и монтажных работ необходимо применять траверсы и захваты, исключающие повреждение покрытия.

4.4 Транспортировка, разгрузка, складирование и хранение изолированных мастичными покрытиями трубных секций

Изолированные трубные секции пакетируют и укладывают на спланированные площадки. Пакет трубных секций формируют из расчета грузоподъемности транспортных и захватных средств.

Разгрузку секций производят автокраном с помощью траверс типа TPB-182, оборудованных мягкими полотенцами ПМ-523.

Для удобства такелажных работ с пакетом изолированных секций складирование производят на 2 мягкие опоры средней частью пакета, а неизолированные концы секций - на инвентарные подкладки, имеющие ограничительные клинья, которые предохраняют пакет секций от раскатывания. Между пакетами трубных секций - должны быть оставлены проходы шириной не менее 0,5 м.[2]

 

Глава 5. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

 

.1 Требования к изоляционным покрытиям

Изоляционные покрытия должны обладать следующими свойствами:

1)   водонепроницаемостью, исключающей возможность насыщения пор покрытия почвенной влагой и тем самым препятствующей контакту электролита с поверхностью защищаемой стали;

2)      хорошей адгезией (прилипаемостью) покрытия к изолируемой стальной поверхности, что предотвращает отслаивание изоляции при местном разрушении ее сплошности, а также исключает проникновение электролита под покрытие;

)        сплошностью, обеспечивающей надежность покрытия, так как даже мельчайшая пористость в покрытии приводит к созданию электролитических ячеек и протеканию коррозионных процессов;

)        химической стойкостью, обеспечивающей длительную работу покрытия в условиях агрессивных сред;

)        электрохимической нейтральностью: отдельные составляющие покрытия не должны участвовать в катодном процессе в противном случае это может привести к разрушению изоляции при электрохимической защите металлического сооружения;

)        механической прочностью, достаточной для проведения изоляционно-укладочных работ при сооружении металлического объекта и выдерживающей эксплуатационные нагрузки

)        термостойкостью, определяемой необходимой температурой размягчения, что важно при изоляции "горячих" объектов, и температурой наступления хрупкости, что имеет большое значение при проведении изоляционных работ в зимнее время;

)        диэлектрическими свойствами, определяющими сопротивление прохождению тока, предотвращающими возникновение коррозионных элементов между металлом и электролитом и обусловливающими экономический эффект от применения электрохимической защиты;

)        отсутствием коррозионного и химического воздействия на защищаемый объект;

)        возможностью механизации процесса нанесения изоляционного покрытия как в базовых, так и в полевых условиях;

)        не дефицитностью (широкое применение находят только те материалы, которые имеются в достаточном количестве);

)        экономичностью (стоимость изоляционного покрытия должна быть во много раз меньше стоимости защищаемого объекта).

Всем этим требованиям не отвечает ни один естественный или искусственный материал, поэтому для изоляции подбирают материалы, отвечающие ряду требований, наиболее характерных для рассматриваемых условий сооружения и эксплуатации объекта. Для изоляции металлических сооружений широко применяют битумные и каменноугольные мастики (пеки), полимерные и оберточные материалы, лаки, краски, эмали.

5.2 Заводские испытания защитных покрытий трубопроводов

Проведение аттестационных, приемо-сдаточных и периодических испытаний наружных и внутренних защитных покрытий трубопроводов - отдельная и очень важная тема. Только по полученным результатам испытаний можно оценить реальное качество покрытий, определить их защитные и эксплуатационные характеристики, установить соответствие покрытий предъявляемым техническим требованиям. По результатам испытаний уточняются возможные области применения и максимально допустимая температура эксплуатации каждого конкретного покрытия.

Согласно существующей практике до начала своего применения все предлагаемые на трубопроводный рынок изоляционные материалы и защитные покрытия должны пройти обязательные аттестационные испытания на соответствие предъявляемым техническим требованиям (национальным стандартам, отраслевым нормам, техническим условиям поставщиков материалов и трубоизоляционных предприятий). При этом важно отметить, что конечные свойства защитного покрытия зависят не только от изоляционных материалов, но и во многом определяются технологией и оборудованием, используемым для нанесения покрытия

С началом производства каждое предприятие, в соответствие с техническими условиями на трубы с покрытием, должно контролировать качество используемых изоляционных материалов, осуществлять сквозной технологический контроль, проводить приемо-сдаточные и периодические испытания защитных покрытий.

Приемо-сдаточные испытания должны проводиться на каждой партии изолированных труб и включать оценку качества покрытия по показателям свойств: внешний вид, толщина, диэлектрическая сплошность, адгезия покрытия к стали, прочность покрытия при ударе. Периодические испытания должны проводиться в начале освоения процесса заводской изоляции труб, при изменении марок используемых изоляционных материалов, при изменении технологических параметров нанесения покрытия (например, после модернизации линии), по требованию Потребителя, но не реже одного раза в год. При периодических испытаниях заводских покрытий труб определяются: прочность покрытия при ударе (в диапазоне температур), исходная адгезия к стали (в диапазоне температур), изменение адгезии к стали после длительной выдержки образцов в воде, стойкость к катодному отслаиванию, переходное сопротивление, стойкость покрытия к продавливанию, к термоциклированию. На отслоенном покрытии дополнительно определяются: грибостойкость покрытия, стойкость к растрескиванию, к УФ-радиации, к термостарению, прочность при разрыве и относительное удлинения при разрыве (в диапазоне температур). Таким образом, полная оценка качества заводского полиэтиленового покрытия труб осуществляется по 16 показателям свойств, а продолжительность испытаний составляет 100 суток.

Для проведения работ по периодическим и аттестационным испытаниям изоляционных материалов и защитных покрытий лаборатории Центра были полностью переоснащены. В настоящее время для испытаний используется самое современное, преимущественно импортное оборудование, с помощью которого можно проводить комплексные испытания различных типов защитных покрытий на соответствие требованиям отраслевых норм, российских и зарубежных стандартов. Центр аккредитован в системе добровольной сертификации «Транссерт» (аттестат компетентности №ТС.RU 23ПР03.01), в системе аккредитации аналитических лабораторий (центров) Федерального агенства по техническому регулированию и метрологии (аттестат аккредитации № РОСС RU 0001.517056).

5.3 Нормативная документация на покрытия труб

До недавнего времени требования к наружным защитным покрытиям магистральных и промысловых трубопроводов устанавливались преимущественно российским стандартом ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии». Именно этим стандартом руководствовались проектные институты, а также заводы-изготовители и строительные организации, осуществляющие работы по заводской изоляции труб и противокоррозионной защите трубопроводов в трассовых условиях. В стандарте приведен перечень конструкций защитных покрытий заводского и трассового нанесения на основе битумных, ленточных и полимерных материалов (всего - 22 конструкции покрытий), рекомендуемых для наружной противокоррозионной защиты магистральных и промысловых трубопроводов. Стандарт определяет и основные технические требования к наружным покрытиям трубопроводов по таким показателям свойств, как толщина, диэлектрическая сплошность, прочность при ударе, переходное сопротивление, адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию и т.д. Наличие в стандарте большого количества разнообразных защитных покрытий, некоторые из которых утратили свою актуальность и практически не применяются для изоляции труб, при одновременном отсутствии требований, предъявляемых к современным защитным покрытиям трубопроводов заводского нанесения (трехслойному полиэтиленовому, полипропиленовому, двухслойному эпоксидному), привели к необходимости разработки новых требований к покрытиям.

В 2003 году по заданию ОАО «АК «Транснефть» ВНИИСТом был разработан комплект общих технических требований к заводским полиэтиленовым[14], заводским полипропиленовым[15] и заводским эпоксидным[16] покрытиям труб для строительства магистральных нефтепроводов. Помимо этого были разработаны требования к защитным покрытиям фасонных деталей и задвижек [17] и требования к покрытиям сварных стыков трубопроводов на основе термоусаживающихся полимерных лент [18].

ОАО «Газпром» разработана и введена в действие собственная нормативная документация, устанавливающая технические требования к заводским покрытиям труб: полиэтиленовому (СТО Газпром 2-2.3-130-2007), полипропиленовому (СТО Газпром 2-2.2-178-2007), внутреннему «гладкостному» (СТО Газпром 2-2.2-180-2007), а также к наружным покрытиям на основе термореактивных материалов, предназначенным для антикоррозионной защиты труб, соединительных деталей и запорной арматуры трубопроводов (2005 г.).

В 2006 году на основе требований ОАО АК «Транснефть», предъявляемым к заводским покрытиям труб, Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны» ОАО РосНИТИ был разработан и введен в действие российский стандарт ГОСТ Р 52568 «Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов». Стандарт устанавливает требования к полиэтиленовому, полипропиленовому и эпоксидному покрытиям труб для трубопроводов диаметром от 114 до 1420 мм. К сожалению, данный стандарт, особенно в разделе «Классификация покрытий», имеет целый ряд неточностей и несоответствий. Так заводское полипропиленовое покрытие труб (конструкция №6 табл.1) рекомендуется для применения в качестве морозостойкого покрытия труб для строительства трубопроводов в районах Крайнего Севера. Не определена конкретная область применения для двухслойных полиэтиленовых покрытий труб (конструкция №4, табл.1). Их рекомендуется применять для противокоррозионной защиты трубопроводов «не ответственного назначения». Стандартом не определены требования к перспективным двухслойным эпоксидным покрытиям труб. Ошибочно установлена температура эксплуатации для заводского полиэтиленового покрытия труб (до минус 50-60оС), хотя известно, что температура эксплуатации покрытия на действующем трубопроводе соответствует температуре транспортируемого продукта и никак не может достигать таких экстремальных значений. Такие температуры могут быть только при хранении изолированных труб.[23]

В 2007 году был введен в действие ГОСТ Р 9.602-2005 «Сооружения подземные[12]. Общие требования к защите от коррозии», во многом совпадающий с ГОСТ Р 51164 и определяющий требования к наружным защитным покрытиям межпоселковых газопроводов, городских газовых сетей и трубопроводов коммунального назначения.
Необходимо отдельно отметить, что на сегодняшний день национальные стандарты носят в основном рекомендательный характер, их положения учитывают при разработке нормативной документации, но приоритет отдается отраслевым нормам. Именно на основе отраслевых норм (требованиям ОАО «Газпром» - для магистральных газопроводов, требованиям ОАО «АК «Транснефть» - для магистральных нефтепроводов), учитывающих реальные условия строительства и эксплуатации трубопроводов, разрабатываются технические условия на трубы с покрытием, осуществляются работы по заводской изоляции, приемке и испытаниям изолированных труб.

Сложнее ситуация с нормативной документацией по противокоррозионной защите промысловых трубопроводов. Выбор конструкции наружных защитных покрытий и их практическое применение могут проводиться как по стандарту ГОСТ Р 51164, так и по более жесткому стандарту ГОСТ Р 52568. Кроме того, некоторые нефтяные компании размещают заказы на поставку труб и соединительных деталей с наружным защитным покрытием по требованиям ОАО «АК «Транснефть». В связи с тем, что средний срок службы промысловых трубопроводов составляет 10-15 лет, очевидно, что и требования к наружным покрытиям для таких трубопроводов должны быть менее жесткими, чем требования к покрытиям магистральных трубопроводов со сроком эксплуатации до 40-50 лет. Для выполнения таких требований в качестве наружных противокоррозионных покрытий трубопроводов могут быть использованы как более простые конструкции заводских покрытий труб (комбинированное ленточно-полиэтиленовое, двухслойное полиэтиленовое, трехслойное полиэтиленовое, наносимое по жидкому праймеру, эпоксидное и др.), так и более дешевые отечественные изоляционные материалы.

Если наблюдается некоторый перебор с нормативной документацией на наружные покрытия трубопроводов, то гораздо сложнее определиться с выбором и применением внутренних защитных покрытий трубопроводов. До сегодняшнего дня не существует единого национального стандарта на внутренние антикоррозионные покрытия трубопроводов. Каждая нефтяная компания решает этот вопрос по-своему.

5.4 Пооперационный контроль качества изоляционных работ

Контроль качества изоляционных покрытий осуществляется пооперационно в процессе производства работ. Пригодность изоляционных материалов для изоляции трубопроводов определяет служба технического надзора. При этом контролируются правильность технологического процесса разогревания битумных материалов, соответствие физико-механических свойств исходных материалов и мастик требованиям ГОСТа и СНиП. Для этого не реже одного раза в день проводят отбор контрольной пробы мастики с целью определения температуры размягчения по КиШ. Растяжимость и пенетрацию определяют периодически по требованию заказчика.

Качество очистки, грунтовки и изоляции труб, выполняемых в заводских или базовых условиях, проверяет и принимает служба технического контроля предприятия. В полевых условиях качество изоляционных работ кроме работников строительно-монтажной организации и службы технадзора контролируют и принимают представители службы эксплуатации трубопровода.[22]

Качество очистки трубопровода и нанесения грунтовки проверяют внешним осмотром, качество нанесенного изоляционного покрытия - по мере его наложения путем внешнего осмотра, путем измерения толщины покрытия, а также его сплошности и прилипаемости к трубе.

При внешнем осмотре покрытия выявляются трещины, бугры, вздутия, впадины, расслоения. Наличие трещин и пузырей в покрытии обычно связано с нарушением технологического режима при подготовке изоляционных материалов и нанесении изоляционного покрытия. Появление на поверхности битумной мастики сетки трещин или мелких пузырей, расположенных группами, обусловлено перегревом мастики. Аналогичный дефект может быть следствием попадания в покрытие пены, образующейся на поверхности расплавленной мастики. Крупные равномерно распределенные пузыри появляются при наличии на поверхности трубы влаги. Равномерно распределенные мелкие пузыри возникают и в том случае, когда мастику наносят на невысохшую грунтовку. Такие внешние факторы, как ветер, могут вызвать появление продолговатых пузырей различной формы. При сильном нагреве солнечными лучами (до 50-60°С) на поверхности изоляции образуются неглубокие продольные трещины.

Качество защитного покрытия из полимерных липких лент проверяют также внешним осмотром - проверкой числа слоев, ширины нахлеста, силы сцепления ленты с лентой и поверхностью трубы. Прилипаемость (адгезию) липких лент определяют отрывом их через сутки, когда проводятся приемочные испытания. Для этого в покрытии делают ножом два надреза через 1 см, и с помощью адгезиметра АР-3 определяют усилие отрыва, которое должно быть не менее указанного в сертификате качества. При этом отрыв изоляции от поверхности трубы должен быть когезионным.

Выявленные дефектные места и повреждения изоляции должны быть исправлены методами, обеспечивающими монолитность и однородность покрытия. Наносить новый слой покрытия поверх оберточного покрытия запрещается. После исправления дефектов ремонтируемые места должны подвергаться вторичному контролю. Готовый трубопровод укладывают в траншею, присыпают грунтом на 0,25 - 0,5 м и проверяют с помощью искателей повреждений наличие сквозных дефектов изоляции, образовавшихся в процессе засыпки трубы.

Толщину слоя защитного покрытия определяют с помощью ультразвуковых толщиномеров в процессе выполнения изоляционных работ через каждые 100 м труб, в местах остановки изоляционной машины, не менее чем в четырех точках по окружности трубы или емкости и на каждой фасонной части. Кроме этого, толщину слоя измеряют во всех местах, вызывающих сомнение, а также выборочно по требованию заказчика.

Сплошность покрытия контролируют искровым дефектоскопом.

Для мастичных и полимерно-битумных изоляционных покрытий напряжение на щупе дефектоскопа устанавливают из расчета 5 кВ на 1 мм толщины изоляции с учетом обертки. Качество защитного покрытия при приемосдаточных испытаниях проверяют через каждые 500 м, а также выборочно по требованию заказчика.

Сцепление покрытия из мастик с поверхностью защищаемого объекта контролируют адгезиметром или вручную надрезом защитного покрытия под углом 45-50°С отрывом вершины угла надреза. Покрытие считается хорошо прилипшим к трубе, если оно отрывается отдельными кусочками и частично остается на трубе. Сопротивление покрытия отрыву, определяемое адгезиметром при температуре окружающего воздуха 25°С, должно быть не менее указанного в сертификате качества. Адгезию на трубах проверяют через каждые 100 м и выборочно по требованию заказчика.[23]

Большое значение для характеристики состояния изоляционного покрытия имеет его переходное сопротивление, зависящее от сплошности покрытия. При сдаче защитного покрытия трубопровода заказчику предъявляют: паспорта на каждую партию материалов или результаты лабораторных испытаний материалов; лабораторные анализы проб битумной мастики; журнал производства работ; акт проверки качества защитного покрытия. Контроль качества изоляционного покрытия законченных строительством участков трубопровода и засыпанных грунтом осуществляется методом катодной поляризации.

Проверка качества изоляции методом катодной поляризации должна быть предусмотрена проектом строительства и производиться на участках трубопроводов протяженностью до 40 км, уложенных во всех грунтах (за исключением каменистых, мерзлых и сухих с удельным электрическим сопротивлением более 100 Омм).

 

5.5 Приборы для осуществления контроля изоляционных покрытий

Толщиномеры изоляционных покрытий предназначены для контроля толщины изоляционного покрытия стальных трубопроводов при их строительстве и ремонте. Принцип работы приборов основан на использовании зависимости силы притяжения между стальной поверхностью и магнитом от расстояния между ними или зависимости электромагнитной индукции от расстояния между замкнутым магнитопроводом и стальной поверхностью.

В таблице 5.1 представлены ехнические характеристики некоторых типов толщиномеров

Таблица 5.1 - Технические характеристики некоторых типов толщиномеров

Показатели	Марка прибора
	ТИП-1	МТ-31Н	МТ-33Н	МТ-30Н
Контролируемая толщина, мм: - на I диапазоне - на II диапазоне
	1-3	1-3	1-3	0-0,1
	2-10	3-10	3-10	0,1-1
Диапазон рабочих температур, °С	от минус 20 до 40	от минус 10 до 40	от минус 30 до 40	от минус 10 до 40
Питание	аккумулятор-ная батарея	сеть переменного тока	аккумулятор-ная батарея	сеть переменного тока
Габариты, мм	165´100´75	180´250´140	210´230´140	220´240´140
Масса, кг	3	3	5	5

Примечание Погрешность измерения для всех указанных приборов 5%

Приборы могут работать при температуре окружающего воздуха от -10 до +40°С и относительной влажности до 95 % при температуре 25°С, т.е. в зимнее время их можно принять только в отапливаемых помещениях.

Магнитные толщиномеры (МТ) различных модификаций могут измерять толщины покрытий из немагнитных электропроводящих и диэлектрических материалов. Для труб из неферромагнитных материалов (медь, алюминий) выпускается вихретоковый толщиномер ВТ-ЗОН.

Основной рабочий элемент толщиномеров всех типов - датчик, преобразующий неэлектрические величины (толщину немагнитных покрытий) в электрические сигналы напряжения. Приборами следует пользоваться в строгом соответствии с прилагаемой инструкцией по эксплуатации

Толщину мастичных покрытий проверяют через каждые 100 м на арматуре и в местах, вызывающих сомнение. На трубах толщину измеряют не менее чем в четырех точках по периметру. Если труба покрыта полиэтиленом, то толщину покрытия определяют теми же приборами. При применении для защиты полимерно-пленочных покрытий измерять толщину нецелесообразно, так как пленки имеют стандартную толщину с небольшим отклонением. Измерить толщину такого покрытия можно только по числу нанесенных слоев пленки.

Адгезиметр - прибор для определения прочности сцепления изоляции с поверхностью металла. Адгезия характеризуется удельной работой, затрачиваемой на отделение изоляции от металла. Эту работу рассчитывают на единицу площади соприкасающихся поверхностей. Чем выше адгезия, тем лучше защита от коррозии, Прилипаемость проверяют как с помощью приборов - адгезиметров, так и вручную (таблица 5.2). В последнем случае на изоляции делают надрез, образующий угол 45-60°С, и этот уголок отрывают от поверхности. Если при отрыве на металле остается часть изоляции (для мастичных покрытий) или клеевая основа (при пленочной изоляции), то прилипаемость считается хорошей. Адгезия покрытия проверяют во всех местах, вызывающих сомнение. После контроля изоляция в месте надреза должна быть сразу восстановлена.[21]

Таблица 5.2 - Техническая характеристика адгезиметров

Характеристика	АР	СМ-1
Предел измерений, Па	(0-15)-10	(0-16)-10
Погрешность измерения, %	3	5
Габариты, мм	255´65´115	346´108´128
Масса без футляра, кг	0,8	2,5

Сплошность изоляционного покрытия определяют с помощью искателя повреждений и дефектоскопов (таблица 5.3). Приборы контроля сплошности включают в себя источник питания, преобразователь, схему повышения напряжения и щуп.

Таблица 5.3 Техническая характеристика искателя повреждений ИП-95

Характеристика	Значение
Входная мощность генератора, Вт, не менее	35
Частота генератора, Гц	1000+50
Напряжение питания генератора, В	12 + (10 - 15)%
Полоса пропускания фильтра, Гц	1000±200
Источник питания усилителя	Батарея сухих элементов

Искатель повреждений (ИП) предназначен для обнаружения сквозных дефектов в изоляционных покрытиях трубопроводов без вскрытия траншеи при строительстве и в процессе эксплуатации. Применяется при температуре окружающей среды 5-50°С и относительной влажности до 80% при температуре 20°С.

Искровые дефектоскопы типа ДИ и ДЭП предназначены для выборочного контроля сплошности изоляционных покрытий металлических трубопроводов любых диаметров при строительстве и ремонте.

Таблица 5.4 - Техническая характеристика искрового дефектоскопа ИДМ-1М

Характеристика	Значение
Напряжение на импульсном трансформаторе, кВ	4-36
Потребляемый ток при напряжении на электроде импульсного трансформатора 20 Кв, А, не более	1
Питание от аккумуляторных батарей напряжением, В	0-12,5
Время непрерывной работы дефектоскопа, ч, не менее	8

Дефектоскопы типа ИДМ-1М могут также использоваться для выборочного контроля сплошности лакокрасочных покрытий при внутренней и наружной окраски резервуаров, эмалевых и пленочных изоляционных покрытий металлических трубопроводов любых диаметров в помещениях НПС и КС, а также в полевых условиях при совмещенном способе изоляции и опуска в траншею, а также трубопроводов, уложенных на лежки на дне траншеи и поверхности земли. Применяются при температуре окружающего воздуха от минус 30 до + 50°С при относительной влажности до 95 % при температуре 25°С.

Контроль покрытия позволяет установить причины появления дефектов. Все дефектные места ремонтируют и повторно подвергают контролю.

В таблие 5.4 представлены технические характеристики искрового дефектоскопа ИДМ-1М.

Глава 6. Экономический рассчет

В данной главе необходимо произвести расчеты стоимости работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода протяженностью 7000 м с целью определения срока окупаемости, рентабельности и целесообразности осуществления данных работ.

Стоимость работ по переизоляции участка нефтепровода включает в себя следующие расчеты:

-     амортизация оборудования;

-        оплата труда;

         стоимость материалов;

         отчисления на социальные нужды;

         прочие расходы.

6.1 Расчёт затрат времени, труда, заработной платы, материалов и оборудования

Для начала необходимо рассчитать время проведения изоляционных работ.

Таблица - 6.1 Время проведения работ

Наименование работ	Продолжительность, ч.
Очистка снега	20
Рыхление	35
Снятие плодородного слоя	80
Вскрышные работы	80
Очистка, изоляция, балластировка, засыпка трубопровода	140
Засыпка плодородного слоя и рекультивация	40

Общее время - 395ч. Необходимое борудование для проведения замены изоляции на заданном участке приведено в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Необходимое оборудование

Наименование обслуживаемого оборудования (виды работ)	Вид ремонта (ед.изм.)	Обоснование нормы времени.	Кол-во ед оборудования
Трубоукладчик	Замена изоляции	План-График ППР	4
Одноковшовый эксковатор	Замена изоляции	План-График ППР	2
Бульдозер	Замена изоляции	План-График ППР	3
Очистная машина	Замена изоляции	План-График ППР	1
Изоляционная машина	Замена изоляции	План-График ППР	1
Шлифовальная машина	Замена изоляции	План-График ППР	2
Газоанализатор	Замена изоляции	План-График ППР	1
Трассоискатель	Замена изоляции	План-График ППР	1
Итого			15

Определяем явочную численность рабочих.

Явочная численность характеризует количество работников, необходимых для выполнения работ в определенное время:

,                                                                        (6.1)

Где  - норма времени на единицу продукции (чел-час);

 - объём выпущенной продукции в натуральном выражении, примем 1;

 - эффективный фонд рабочего времени, час;

Для определения  составляют баланс составляют баланс времени одного человека;

,                                                                (6.2)

Где  - продолжительность рабочей смены; - число дней невыхода на работу, предусмотренные трудовым законодательством, отпуск, по болезни, дн; - календарный фонд времени, дн; - число праздничных дней;

 - число субботних и воскресных дней.

Таким образом,

,

,

ч.

Тогда  чел (на примере трубоукладчика).

Заполнить значения  в таблице 6.3.

Списочная численность больше явочной и характеризует общую численность работников с учётом пропусков рабочего времени (болезнь):

,                                                                         (6.3)

Где  - коэффициент списочного состава (всегда больше единицы);

 - фонд рабочего времени предприятия в планируемом периоде, дн;

 - эффективный фонд рабочего времени каждого работника в планируемом периоде, дн;

Таким образом,

Таблица 6.3 - Объем производимых работ

Наименование обслуживаемого оборудования (виды работ)	Норма времени на единицу работы	Численность		Задание		Выполнение нормированного задания. %
		Явочная*10-3	Списочная *10-3	Кол-во ед оборудования)	Трудоемкости работы ч/час
Трубоукладчик	3.58	107,9174	4	Трубоукладчик	3.58
Одноковшовый эксковатор	3.58	43,44	53,95248	2	Одноковшовый эксковатор	3.58
Бульдозер	3.58	65,17	80,94114	3	Бульдозер	3.58
Очистная машина	3.58	21,72	26,97624	1	Очистная машина	3.58
Изоляционная машина	3.58	21,72	26,97624	1	Изоляционная машина	3.58
Шлифовальная машина	3.58	43,44	53,95248	2	Шлифовальная машина	3.58
Газоанализатор	3.58	21,72	26,97624	1	Газоанализатор	3.58

Таблица 6.4 - Потребность в оборудовании для ремонта трубопровода

Наименование	Марка	Колво.	Цена ед. руб	Стоимость всего оборудования	Стоимость монтажа, руб	Транспортные расходы, руб
1	2	3	4	5	6	7
Трубоукладчик	К-594	4	2688000	10752000	0	8040
Одноковшовый эксковатор	ЭО-4121	2	1456000	2912000	0	1240
Бульдозер	ДЗ-110	3	1507520	4556000	0	5451,2
Очистная машина	ОМ-1422	1	405100	405100	20255	1102
Изоляционная машина	ИЛ-1422	1	1433600	1433600	71680	2672

Полную стоимость амортизации рассчитаем с учетом стоимости транспортных расходов и стоимости монтажа, которые составляют соответственно 2 % и 5 % от стоимости всего оборудования. Далее определяем стоимость основных и вспомогательных материалов.

Таблица 6.5 - Определение потребности материалов

Наименование материала	Ед. измерения	Кол-во	Цена за ед., руб.	Стоимость всего объема, руб.
Праймер	кг	1200	15,62	18744
Плёнка	Пог.м	7000	7	49000
Обёртка	Пог.м	7000	6	42000
Ватин	шт	120	600	72000
Утяжелитель	шт	120	7050	846000
Транспортные расходы				184300
Итого				1193300

Далее определяем затраты на оплату труда в период строительства с учетом премии и районного коэффициента (таблица 6.6).

Таблица 6.6 - Фонд оплаты труда

Профессия	Разряд	Кол-во, чел	Тарифная става,руб.	Тарифный фонд ЗП, руб.	Премия		Основная ЗП, руб.	Районный коэффициент 15%	Общий фонд ЗП, руб.
					%	Сумма
Машинист трубоукладчика	6	4	97,2	28016,6	50	14008,3	42024,9	6303,735	48328,64
Машинист экскаватора	5	2	97,2	19338,8	50	9669,4	29008,2	4351,23	33359,43
Машинист бульдозера	5	3	97,2	22008,4	50	11004,2	33012,6	4951,89	37964,49
Линейный трубопроводчик	6	4	97,2	23347,2	50	11673,6	35020,8	5253,12	40273,92
Линейный трубопроводчик	4	2	66,4	14382	50	7191	21573	3235,95	24808,95
Машинист изоляционной машины	6	1	97,2	12669,4	50	6334,7	19004,1	2850,615	21854,72
Машинист очистной машины	6	1	97,2	12669,4	50	6334,7	19004,1	2850,615	21854,72
Мастер	6	4	97,2	26677,8	50	13338,9	40016,7	6002,505	46019,21
Изолировщик	6	1	97,2	12669,4	50	6334,7	19004,1	2850,615	21854,72
Водители	5	4	22,8	8739,8	50	10739,8	32219,4	4832,91	37052,31
Итого		26					289887,9	43483,19	333371,1

Зная общий фонд заработной платы рассчитываем величину отчислений на социальные нужды (26%). CН = 333371,1·0,26 = 86676,48 руб.

Таблица 6.7 - Расчёт амортизационных средств

Наименование	Марка	Кол-во, чел	Полная стоимость,руб	Норма амортизации %	Сумма аморизации, руб
Трубоукладчик	К-594	4	10760400	20	2152200,8
Одноковшовый эксковатор	ЭО-4121	2	2913240	20	582648,0
Бульдозер	ДЗ-110	3	4556545,2	20	911309,2
Очистная машина	ОМ-1422	1	426457	20	85291,4
Изоляционная машина	ИЛ-1422	1	1507952	20	301590,4
Шлифовальная машина		2	8160	20	1632,0
Газоанализатор	АНТ-2М	1	5355	20	1071,0
Трассоискатель	ВТМ-IVМ	1	7650	20	1530,0
Итого			20185759		4037273

Сумма амортизации исчисляется за период строительства:

∑А/2360ˑ96 = 164288,7 руб.                                                            (6.4)

Прочие расходы включают в себя: ремонт оборудования, накладные расходы, содержание АУП и т.д., и составляют 40 % от прямых затрат.

Прочие расходы = (333371,1+ 86676,48 + 1193300)·0,4 =

= 645 339,03 руб.

Составляем смету затрат на работы по переизоляции нефтепровода. Данные заносим в таблицу 6.8.

Таблица 6.8 - Смета затрат на ремонт

Показатели	Стоимость, руб
Материалы	1193300
Заработная плата	333371,1
Отчисления на социальные нужды	86676,48
Амортизация основных средств	164288,7
Прочие расходы	645 339,03
Итого	2422975,31

Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

                                                                                      (6.5)

А = 0,04 2422975,31 = 1209559,01 руб.

где: А - амортизационные отчисления основных фондов, руб.;

Соф - Первоначальная стоимость основных фондов, руб.;

На - норма амортизационных обчислений(4 %).

6.2 Оценка экономической эффективности проекта

Чтобы приступить к оценке экономической эффективности проекта необходимо определить поток денежной наличности:

                                                                                    (6.6)

где: Пч- чистая прибыль;

А - годовые амортизационные отчисления.

Прибыль чистая определяется как разница валовой прибыли и налога на прибыль, равного 20 %:

                                                                                 (6.7)

Формула для определения валовой прибыли выглядит следующим образом:

                                                                              (6.8)

где: Vпер - объем перекачки в расчетном году, т.км;

Т- тариф за перекачку, руб/т.км;

с/с - себестоимость транспортной работы, относящиеся на реконструируемый участок нефтепровода. Рассчитаем поток наличности:

Пв = 12200000ˑ(0,25-0,13) = 1464000 руб.

Пч = 1464000-351360=1112640 руб.

Пнал = 1112640+1209559,01 =2322199,01 руб.

Оценим экономическую эффективность мероприятия методом дисконтирования или методом чистой текущей стоимости (ЧТС):

где: ЧТС - дисконтированный поток наличности i - ого года;

Пнал - поток наличности i - ого года, руб;

Иi - инвестиции i -о го года, руб;

Иi = Крек = 2046101,1 руб.

                                                                (6.10)

где: Кдиск - коэффициент дисконтирования;

Нр - норма реинвестирования, принимаем Нр = 10 % ;

Кинф - коэффициент инфляции , Кинф = 0,1;- расчетный год (0,1,2 и тд.)

Рассчитаем ЧТС для 0-го года (год переизоляции)

Результаты остальных расчетов сведем в таблицу 6.9.

Таблица 6.9 - Расчет аккумулированной чистой текущей стоимости при Нр=10% (при расчете на 10 лет).

Т, годы	Инвестиции Иi	Приток наличности Пнал, руб	Коэффициент дисконирования Кдi(Нр=10%)	Чистая текущая стоимость ЧТСi,руб	ЧТСакк, руб
0	2046101,1	2322199,01	1	276097,9	276097,9
1	0	2322199,01	0,83	1927425	2203523
2	0	2322199,01	0,68	1579095	3782618
3	0	2322199,01	0,56	1300431	5083050
4	0	2322199,01	0,47	1091434	6174483
5	0	2322199,01	0,39	905657,6	7080141
6	0	2322199,01	0,32	743103,7	7823245
7	0	2322199,01	0,26	603771,7	8427016
8	0	2322199,01	0,22	510883,8	8937900
9	0	2322199,01	0,18	417995,8	9355896
10	0	2322199,01	0,15	348329,9	9704226
11	0	2322199,01	0,12	278663,9	9982890

ЧТСакк - аккумулированная чистая текущая стоимость:

                                                                 (6.11)

Для построения графика, по которому будем определять внутреннюю норму рентабельности (ВНР) проекта, необходимо рассчитать ЧТС как при другой норме реинвестирования, например при Нр=300%.

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.10.

Таблица 6.10 - Расчет аккумулированной чистой текущей стоимости при Нр=300%

Т, годы	Инвестиции Иi	Приток наличности Пнал, руб	Коэффициент дисконирования Кдi(Нр=300%)	Чистая текущая стоимость ЧТСi,руб	ЧТСакк,руб
0	2046101,1	2322199,01	1	276097,9	276097,9
1	0	2322199,01	0,051652893	119948,3	396046,2
2	0	2322199,01	0,011739294	27260,98	423307,2
3	0	2322199,01	0,002668021	6195,676	429502,9
4	0	2322199,01	0,000606368	1408,107	430911
5	0	2322199,01	0,000137811	320,0246	431231
6	0	2322199,01	3,13207E-05	72,7329	431303,7
7	0	2322199,01	7,11834E-06	16,5302	431320,3
8	0	2322199,01	1,6178E-06	3,756854		431324
9	0	2322199,01	3,67683E-07	0,853833		431324,9
10	0	2322199,01	8,35643E-08	0,194053		431325,1

Так как область значения ставки дисконтирования большая, то проведем также расчет при ставке дисконтирования 100%, 200% и составим график.

Рисунок 6.1 - Определение ВНР

ВНР= 264%

Таблица 6.11 - Результаты расчётов экономической эффективности проекта

Капитальные вложения на проведение работ по переизоляции трубопровода, тыс. руб.	2046,1
Срок окупаемости проекта, лет.	0,88
ВНР, %	264
Валовая прибыль, тыс. руб.	9982,8

В результате проведения расчета стоимости работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода протяженностью 7000 метров было определено, что полная стоимость проведения данных работ составит 2046101,1 руб. Однако проведение данных работ будет являться целесообразным в связи с коротким сроком окупаемости проекта (0,88 г.)

Глава 7. ТехнОЛОГИЧЕСКИЙ расчет

 

.1 Гидравлический расчет нефтепровода

Определим полные потери напора в трубопроводе.

Таблица 7.1 - Исходные данные

Qг, млн.т/год	34,181
Длина трассы L, км	196
Разность отметок начала и конца трубопровода AZ=Z2-Z1, м	15
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения трубопровода νp, см2/сек	0,55
Средняя плотность при данном диапазоне измерения температур ρ, т/м3	0,835
Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм	0,2
Потери в местных сопротивлениях hмс, м	0,02hтр
Толщина стенки трубы δ, мм	12
Наружный диаметр трубопровода D, мм	1220
Высота грунта над верхней образующей трубы h, м	1

Секундный расход нефти:

, м3/с (7.1)

где Nг =353 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода.

 м3/с

Внутренний диаметр трубопровода:

      (7.2)

Средняя скорость течения нефти рассчитывается по формуле:

 м/с                                                         (7.3)

Проверка режима течения:

                                                         (7.4)

>ReKp=2320, режим течения турбулентный. Находим ReI и ReII.

; ;                                                               (7.5)

;

< Re < ReI - зона гидравлически гладких труб.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется для зоны гидравлически гладких труб по формуле Блазиуса:

                                                              (7.6)

Гидравлический уклон находим по формуле:

                                                        (7.7)

Потери напора на трение в трубопроводе:

 м                                                       (7.8)

Потери напора на местные сопротивления:

м                                                         (7.9)

Полные потери напора в трубопроводе:

                                             (7.10)

7.2 Определение толщины стенки трубопровода

Расчетную толщину стенки трубопровода, см, следует определять по формуле:

                                                                                  (7.11)

где n=1,15 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе;

Р=4,91 МПа - рабочее давление в трубопроводе;н=1,22 м - наружный диаметр трубы;- расчетное сопротивление растяжению, определяется по формуле:

                                                                                       (7.12)

где m0=0,9 - коэффициент условий работы трубопровода;=1,4 - коэффициент надежности по материалу;н=1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода;н - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления σвр =550 МПа;

 МПа;

 мм

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

                                                                             (7.13)

где ψ1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

                                                       (7.14)

где σпрN - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб, определяется по формуле:

                                                             (7.15)

где α=1,2*10-5 град - к-т линейного расширения металла трубы;

Е=2,06*105 МПа - переменный параметр упругости (модуль Юнга);

μ=0,3 - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);н=1220 мм - диаметр трубы.

 - расчетный температурный перепад.

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений:

МПа

Так как МПа - отрицательное значение, это означает, что присутствуют сжимающие напряжения.

Коэффициент, учитывающий 2-х осное напряженное состояние металла:

При наличии продольных напряжений расчетную толщину стенки пересчитывают:

мм

С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 12 мм.

 

7.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении

Проверку на прочность следует производить из условия:

                                                                                    (7.16)

где σпрN - продольное осевое напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий:

     (7.17)

ψ2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σпрN>0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σпрN<0)определяемый по формуле:

                                                           (7.18)

где σкц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

МПа;                                        (7.19)

;

Условие прочности трубопровода при толщине стенки =12 мм выполняется.

Определяем критическое значение толщины стенки, при котором условие прочности трубопровода не будет выполняться.

МПа;

 МПа;

;

При уменьшении толщины стенки трубопровода на 20% (=9,6 мм) условие прочности трубопровода не выполняется.

7.4 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия:

                                                                                       (7.20)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н;

Nкр - продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных участков трубопровода и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта S определяется по формуле:

                                                           (7.21)

где F - площадь поперечного сечения трубы, м2:

м2                                (7.22)

Н.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:

                                                          (7.23)

где Р0 - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины;- крутящий момент, определяется по формуле

 м4                               (7.24)

верт - сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:

                                              (7.25)

Величина Р0 определяется по формуле:

                                                                           (7.26)

где Сгр=20кПа - коэффициент сцепления грунта;

Ргр - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом;

гр=16° - угол внутреннего трения грунта.

Величина Ргр вычисляется по формуле:

            (7.27)

где nгр=0,8 - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта;

γгр=16,8 кН/м3 - удельный вес грунта;=1 м - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;тр - расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом:

                                                                               (7.28)

Нагрузка от собственного веса металла трубы:

                                                                      (7.29)

где nсв=0,95 - коэффициент надежности по нагрузкам при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения; γм - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали γм=78500 Н/м3.

 Н/м

Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:

                                        (7.30)

или                                                                                  (7.31)

где Kип=Kоб=2,30 - коэффициент, учитывающий величину нахлеста для двухслойной изоляции;и=0,635мм, ρип=1046кг/м3 - соответственно толщина и плотность изоляции;

δоб=0,635мм; ρоб=1028кг/м3 - соответственно толщина и плотность оберточных материалов.

 Н/м;

 Н/м

Принимаем большее значение.

Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубе единичной длины

Н/м                             (7.32)

 Н/м;

Па;

 Па;

 Н/м;

Н;

 МН;

В случае пластической связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:

                                                                        (7.33)

где к0=25МН/м3 - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии.

 МН;

 МН;

Условие устойчивости прямолинейных участков нефтепродуктопровода обеспечено.

Проверим общую устойчивость криволинейных участков трубопровода, выполненных с упругим изгибом:

                                          (7.34)

                                                     (7.35)

По номограмме определяем коэффициент -

Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие:

МН            (7.36)

;

МН                                   (7.37)

Условие устойчивости для криволинейных участков выполняется.

7.5 Расчет срока службы различных изоляционных покрытий

Срок службы изоляционных покрытий определяется временем достижения переходного сопротивления значения 10 3Ом  м2 , при котором скорость коррозии под покрытием возрастает до величины, находящейся на границе практически допустимой (согласно требованиям ГОСТ Р 51164-98).

Задание:

Определить срок службы изоляционного покрытия. Сравнить время, за которое переходное сопротивление различных изоляционных покрытий достигает предельного по сроку службы значения 10 3Ом  м2 .[3]

Исходные данные: =20 Ом  м; D=1,22 м.; =250 Ом  м2; a=0,105 1/год.

а) Полимерно-битумное покрытие =5,1 10 4Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

б) Полимерное ленточное покрытие =1,210 5Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

в) Покрытия на основе термоусаживающихся материалов =3,1 10 5Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

а - постоянный коэффициент, показатель скорости старения изоляционного покрытия, 1/год; - удельное электросопротивление грунта, Ом  м; D - диаметр трубопровода, м;  - начальное значение переходного сопротивления, Ом м 2

 - конечное значение переходного сопротивления, Ом м 2

Определение срока службы изоляции ведется по формуле

                                                                            (7.38)

где Т - время эксплуатации трубопровода, лет.

Решение:

а)

в)

Согласно проведенным исследованиям на практике более реальным является коэффициент а=0,125 1/год. Поэтому для трубопроводов, построенных в период до 1998 года, рекомендуется коэффициент а=0,125 1/год.

Исходные данные =20 Ом  м; D=1,22 м.; =250 Ом  м2; a=0,125 1/год.

а) Полимерно-битумное покрытие =10 4Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

б) Полимерное ленточное покрытие =5 10 4Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

в) Покрытия на основе термоусаживающихся материалов =10 5Ом м 2(СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов).

Решение:

а)

б)

в)

Согласно требованиям ГОСТ P 51164-98 сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшиться более чем в три раза через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации. Исходя из данных требований постоянный коэффициент должен иметь значение а=0,105 1/год. Поэтому для трубопроводов построенных до 1999г. Рекомендуется коэффициент а=0,125 1/год, а для трубопроводов, построенных после 1999 года, по требованиям ГОСТ Р 51164-98 необходимо использовать коэффициент а=0,105 1/год.[3]

Для труб, построенных после 1999 года, превышение времени эксплуатации трубопровода в зависимости от покрытия будет рассчитываться следующим образом:

                                (7.39)

В результате получаем, что время эксплуатации трубопровода с битумно-полимерным покрытием будет на 20,4% меньше времени эксплуатации трубопровода с полимерным ленточным покрытием и на 42,9% меньше времени эксплуатации трубопровода с покрытием на основе термоусаживающихся материалов.

ГЛАВА 8. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

При проведении работ по переизоляции магистрального нефтепровода необходимо уделять большое внимание безопасности и экологичности проводимых работ. Магистральный нефтепровод “Александровское - Анжеро-Судженск” диаметром 1020 и 1220 мм. и общей протяженностью 818 км. Нефтепровод располагается в Центральной Сибири и проходит с севера по территории Александровского, Каргасокского, Парабельского, Колпашевского, Чаинского и Томского района Томской области до Анжеро-Судженска Кемеровской области.

Климат почти на всей территории района расположения резко конти-нентальный, характеризующийся продолжительной и холодной зимой, теплым но не продолжительным летом, короткой весной и осенью. В Томской области средняя температура января - самого холодного месяца - минус 20,60С, минимальные температуры могут опускаться до минус 550С.

Средняя температура июля ,самого жаркого месяца, составляет плюс 17,40С, максимальная температура достигает плюс 37 0С, минимальные температуры могут опускаться до минус 55 0С. Средняя температура июля, самого жаркого месяца, составляет плюс 18,3 0С, максимальная температура достигает плюс 37 0С.

 

8.1 Производственная безопасность

Приведем основные опасные и вредные факторы при выполнении ремонтных работ в таблице 23.

Таблица - 23. Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы при выполнении ремонтных работ

Наименование видов работ	Факторы (ГОСТ 12.0.003. - 74 ССБТ с измен. 1999 г.)
	Вредные	Опасные
1	2	3
Земляные работы; Погрузочно-разгрузочные работы; Очистные работы; Работа с герметиком, композитным составом и растворителем; Изоляционные работы.	1.Отклонение показателей климата на открытом воздухе; 2.Превышение уровней шума; 4.Тяжесть и напряженность физического труда. 5.Физические перегрузки.	1.Электрический ток; 2.Пожаро- и взрывоопасность;

8.2 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

8.2.1 Отклонение показателей климата на открытом воздухе

Отклонение показателей климата может привести к ухудшению общего самочувствия рабочего. Нормирование параметров на открытых площадках не производится, но определяются конкретные мероприятия по снижению неблагоприятного воздействия их на организм рабочего. При отклонение показателей климата на открытом воздухе, рабочие должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты, которые предусморены отраслевыми нормами и соответствуют времени года. При определенной температуре воздуха и скорости ветра в холодное время работы приостанавливаются.

Таблица - 23. Работы на открытом воздухе приостанавливаются при погодных условиях (Постановление от 16.12.2002 г. №370)

Скорость ветра, м/с	Температура воздуха 0С
При безветренной погоде	-40
Не более 5,0	-35
5,1-10,0	-25
10,0-15	-15
15,1-20,0	-5
Более 20,0	0

Работники, занятые на работах по замене дефектных участков нефтепроводов должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами защиты, согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи одежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты. Порядок выдачи и пользования средствами индивидуальной защиты определяется Правилами обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими СИЗ.

Применяемые спецодежда, спецобувь и другие СИЗ, должны иметь сертификаты соответствия.

Работники не должны допускаться к работе без положенной по нормативам спецодежды и СИЗ, во время работы должны их правильно применять.      Члены бригады, выполняющие газоопасные работы в котловане, траншее (линейные трубопроводчики, монтажники наружных трубопроводов и др.) должны обеспечиваться спецодеждой для защиты от повышенных температур, имеющей сертификат соответствия. Перечень рабочих, которым выдается такая спецодежда определяется лицом, выдающим наряд-допуск.

Работникам, производящим работы в лежачем положении или в положении “с колена”, выдаются маты или наколенники из материала низкой теплопроводности и водонепроницаемости.

Для защиты головы работника от механических повреждений, воды, повреждения электрическим током должны применяться каски. С целью выявления дефектов, каски подлежат ежедневному осмотру в течение всего срока эксплуатации. Каски не подлежат ремонту.

К средствам защиты лица, глаз и органов слуха работников, выполняющих ремонтные работы на нефтепроводах, относятся щитки защитные лицевые, очки защитные, противошумные наушники, вкладыши. При работах в траншеях и котлованах должны применяться коллективные средства защиты, к которым, в соответствии с ГОСТ 12.4.011, относятся:

-   средства нормализации воздушной среды

-        вентиляционные установки - при повышении загазованности в месте проведения работ сверх допустимой санитарной нормы (300 мг/м куб.);

         средства нормализации освещения рабочих мест - искусственное освещение - при работах в ночное время;

         средства защиты от поражения током - защитное заземление (зануление) электроустановок, изолирующие устройства и покрытия - от поражения током при пробое изоляции на корпус и отказе защиты, знаки безопасности, устройства защитного отключении.

8.2.2 Превышение уровней шума

Шум - это беспорядочное сочетание звуков различной частоты.

Источниками шума при работе по переизоляции магистрального трубопровода может быть работающая техника, шлифмашинка. Длительное воздействие шумов отрицательно сказываются на эмоциональном состоянии персонала, а также может привести к снижению слуха. Шум оказывает влияние на весь организм человека: угнетает ЦНС, вызывает изменение скорости дыхания и пульса, способствует нарушению обмена веществ, возникновению сердечно-сосудистых заболеваний, гипертонической болезни, может приводить к профессиональным заболеваниям.

Шум с уровнем звукового давления до 30...35 дБ привычен для человека и не беспокоит его. Повышение этого уровня до 40...70 дБ в условиях среды обитания создает значительную нагрузку на нервную систему, вызывая ухудшение самочувствия и при длительном действии может быть причиной неврозов. Воздействие шума уровнем свыше 75 дБ может привести к потере слуха - профессиональной тугоухости. При действии шума высоких уровней (более 140 дБ) возможен разрыв барабанных перепонок, контузия, а при еще более высоких (более 160 дБ) и смерть.

Специфическое шумовое воздействие, сопровождающееся повреждением слухового анализатора, проявляется медленно прогрессирующим снижением слуха.

У некоторых лиц серьезное шумовое повреждение слуха может наступить в первые месяцы воздействия, у других - потеря слуха развивается постепенно, в течение всего периода работы на производстве. Снижение слуха на 10 дБ практически неощутимо, на 20 дБ - начинает серьезно мешать человеку, так как нарушается способность слышать важные звуковые сигналы, наступает ослабление разборчивости речи.

Для предотвращения негативного воздействия шума на рабочих используются средства коллективной и индивидуальной защиты.

Коллективные средства защиты:

-   борьба с шумом в самом источнике;

-        борьба с шумом на пути распространения (экранирование рабочей зоны, постановкой перегородок, диафрагм, звукоизоляция). Измерение шума производят прибором шумомером.

Средства индивидуальной защиты: наушники(ГОСТ Р 12.4.208-9), противошумные наушники, смонтированные с защитной каской(ГОСТ Р 12.4.210-99), ушные вкладыши(ГОСТ Р 12.4.209-99).

8.2.3 Тяжесть и напряженность физического труда

В связи с большой протяженностью и удаленностью нефтепровода от населенных пунктов, работникам длительное время приходится проводить в командировках, что сопровождается тяжелым и напряженным физическим трудом. Тяжелый и напряженный физический труд может повлиять на общее самочувствие рабочего и привести к развитию различных заболеваний. У людей, занятых тяжелым и напряженным физическим трудом, должен быть 8-ми часовой рабочий день с обеденным перерывом (1300-1400) и периодическими кратковременными перерывами, а также должна быть увеличена заработная плата и продолжительность отпуска.

 

8.3 Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

.3.1 Электрический ток

Источником поражения электрическим током, при проведении работ по переизоляции, могут являться плохо изолированные токопроводящие части, элементы очистных и изолировочных машин, а также электроинструментов. Известно, что поражение человека электрическим током возможно лишь при замыкании электрической цепи через тело человека, т.е. при прикосновении человека к сети не менее чем в двух точках. Опасное воздействие на людей электрического тока проявляется в виде электротравм (ожоги, металлизация кожи, механические повреждения), электрического удара и профессиональных заболеваний. Все применяемое электрооборудование и электроинструменты должны иметь заземление и подлежат занулению отдельной жилой кабеля с сечением жилы не менее сечения рабочих жил.

Для защиты персонала от поражения электрическим током при пробое изоляции электрифицированных механизмов и электроинструмента они должны быть оборудованы устройствами защитного отключения УЗО. Заземление автономных передвижных источников питания с глухо-заземленной нейтралью для питания труборезных машин должно быть не более 4 Ом, электроустановок с изолированной нейтралью мощностью до 100 кВА не более 10 Ом. Значение напряжения в электрической цепи должно удовлетворять ГОСТу 12.1.038-82 ССБТ и быть не более 50 мА.

В качестве примера в табл. 24 приведена величина максимально допустимого времени воздействия электрического тока на тело человека при различных значениях напряжения прикосновения.

Таблица - 24. Характеристика электрического тока

Напряжение прикосновения [В]	Полное сопротивление тела человека [Ом]	Сила тока, протекающего через тело человека [мА]	Максимально допустимое время воздействия [с]
50	1725	29	(Более 5)
75	1625	46	0.6
100	1600	62	0.4
150	1550	97	0.28
230	1500	153	0.17
300	1480	203	0.12
400	1450	276	0.07
500	1430	350	0.04

Значение безопасного напряжения определяется на основании предельной величины тока, которую может выдержать тело человека в течение нескольких часов. Такой ток называют безопасным. Его значение составляет порядка 50.. .75 мкА. Безопасным для человека, согласно современным нормам электробезопасности, считается напряжение, не превышающее 50 В.

Максимально допустимое время воздействия электрического тока на тело человека, не вызывающее опасных физиологических последствий, зависит от величины напряжения прикосновения.

Полное сопротивление тела человека - величина непостоянная, зависящая от многих факторов. Так, увеличение напряжения, приложенного к телу человеку, или возрастание протекающего тока могут вызвать уменьшение сопротивления тела в десятки раз.

Стандартом МЭК 60479 определены зоны воздействия переменного тока на людей (Рис. 24), которые отличаются как величиной протекающего тока, так и временем его воздействия.[26]

Если воздействие определяется зоной 1, то человек обычно не испытывает никаких ощущений. Граница этой зоны (слабый зуд и легкое пощипывание) определяется ощутимым током, значения которого строго индивидуальны для каждого человека. Для большинства случаев его можно принять равным 0.5...1 мА. Но длительное (несколько минут) прохождение такого тока может отрицательно сказаться на состоянии здоровья, и поэтому недопустимо. Зона 2 также характеризуется отсутствием опасных последствий, но протекающий ток вызывает судороги мышц и болезненные ощущения. Зона 3 также характеризуется отсутствием органических повреждений, но возможно затруднение дыхания, а при воздействии более 2 с может наступить удушье и потеря сознания. Кроме того, возникает нарушение ритма сокращения сердца или временная остановка сердца. В зонах 4, 5 и 6 также появляются опасные для жизни физиологические нарушения, такие, как остановка сердца, прекращение дыхания, тяжелые термические ожоги. При этом в зоне 4 вероятность нарушения сердечного ритма составляет около 5%, в зоне 5 - до 50%, а в зоне 6 - свыше 50%.

Рисунок - 24. Зоны опасного воздействия переменного тока на людей

Для предотвращения негативного воздействия электрического тока на рабочих используются средства коллективной и индивидуальной защиты.

Коллективные средства электрозащиты: изоляция токопроводящих частей (проводов) и ее непрерывный контроль, установка оградительных устройств, предупредительная сигнализация и блокировка, использование знаков безопасности и предупреждающих плакатов, применение малых напряжений, защитное заземление, зануление, защитное отключение.

Индивидуальные средства защиты: диэлектрические перчатки, инструменты с изолированными рукоятками, диэлектрические боты, изолирующие подставки.

8.3.2 Пожаро- и взрывоопасность

Источниками возникновения пожара могут быть электрические искры, способные вызвать загорания горючих материалов, короткие замыкания, перегрузки. Источники взрыва - газовые баллоны, трубопровод под давлением.

Результатом негативного воздействия пожара и взрыва на организм человека являются ожоги различной степени тяжести, повреждения и возможен летальный исход.

Предельно - допустимая концентрация паров нефти и газов в рабочей зоне не должна превышать по санитарным нормам 300 мг/м3, при проведении газоопасных работ, при условии защиты органов дыхания, не должно превышать предельно - допустимую взрывобезопасную концентрацию (ПДВК), для паров нефти 2100 мг/ м3.[23]

К средствам тушения пожара, предназначенных для локализации небольших загораний, относятся пожарные стволы, огнетушители, сухой песок, асбестовые одеяла, вода и т. п. Для предотвращения взрыва необходимо осуществлять постоянный контроль давления по манометрам в трубопроводе.

Работы по нанесению изоляции на отремонтированный участок нефтепровода должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. Перед проведением работ по очистке и изоляции, необходимо провести контроль воздушной среды на загазованность.

Запрещается применение открытого огня при очистке нефтепровода от изоляции. При производстве изоляционных работ размещение битумоплавильного котла с применением открытого огня разрешается не ближе 50 м от нефтепровода. При приготовлении грунтовки битум, нагретый до температуры не выше 180 градусов, должен вливаться в бензин, а не наоборот.

При работе с грунтовками и растворителями запрещается: применять этилированный бензин и бензол; хранить и транспортировать их в открытой таре; бросать заполненную тару при погрузке и выгрузке, вывинчивать пробки и открывать крышки, ударяя по ним металлическими предметами, вызывающими искрообразование; перемешивать и переливать их ближе 50 м от открытого огня.[26]

В месте приготовления битумно-полимерной мастики постоянно должен находиться комплект противопожарных средств:     ящик с сухим песком; лопаты; технический войлок, брезент или асбестовое полотно; углекислотный огнетушитель ОУБ-7 (один на котел).

При возгорании в котле битумно-полимерной мастики необходимо плотно закрыть котел крышкой и потушить топку. Запрещается тушить горящий битум водой или снегом. Переноска разогретых битумно-полимерных мастик разрешается только в специальных бачках (усеченный конус с расширением книзу, с плотно закрывающейся и запирающейся крышкой).  Подача разогретой битумно-полимерной мастики в траншею в таре передачей из рук в руки - запрещается. Для подачи в траншею емкостей с разогретыми изоляционными мастиками, по возможности, должны применяться грузоподъемные механизмы.

При применении полимерных пленок запрещается:

-     разводить открытый огонь ближе 50 м от мест хранения пленки;

-        перевозить одновременно в кузове автомашины людей и пленку.

При осуществлении контроля сплошности нанесенного изоляционного покрытия искровым дефектоскопом, запрещается нахождение в траншее посторонних лиц. Дно траншеи должно быть спланировано; персонал, проводящий контроль, должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты от напряжения (диэлектрические боты и перчатки). Запрещается проведение работ по контролю сплошности изоляции искровым дефектоскопом во время дождя или снега. Работы по герметизации полости нефтепровода являются газоопасной работой и должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.

Срок единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе определяется нарядом-допуском, но не должен превышать 15 мин, с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.

В ночное время освещение рабочего котлована должно осуществляться прожекторами или светильниками во взрывобезопасном исполнении. Для местного освещения необходимо применять светильники напряжением не более 12 В, или аккумуляторные фонари (включать и выключать их следует за пределами взрывоопасной зоны).

8.4 Экологическая безопасность

В настоящее время большинство объектов нефтегазового профиля эксплуатируются более 20-25 лет и являются загрязнителями окружающей среды. Окружающей природной средой является вся совокупность природных элементов и их компонентов в зоне полосы работ по реконструкции подпорной насосной и прилегающих к ней территорий. Целью охраны окружающей среды является исключение или максимальное ограничение вредных воздействий ремонта, рациональное использование природных ресурсов, их воспроизводство. В подземные и поверхностные воды нефть попадает с нефтесодержащими сточными водами, при вымывании их с поверхности земли, в результате аварий и эксплуатации нефтетранспортных средств и систем. Загрязнение воды нефтью затрудняет все виды водопользования. Исследования показывают, что 1 г нефти портит 100 литров воды. В соответствии с ГОСТ 17.1.1.01 - 77 под предельно допустимым сбросом (ПДС) веществ в водный объект принимается масса вещества в сточных водах, максимально допустимая к отведению с установленным режимом в данном пункте водного объекта в единицу времени, с целью обеспечения норм качества воды в контрольном створе. [ПДС = СПДС•q], где q - произведение максимального часового расхода сточных вод, СПДС - концетрация загрязненных веществ в сточных водах.

8.4.1 Загрязнение грунтовой среды

Загрязнение грунтовой среды происходит с момента возникновения утечки до ее устранения. Разлившуюся нефть отводят в естественные понижения местности, защитные амбары, траншеи или сооружают земляные дамбы. Это выполняют наряду с основными работами по ликвидации аварии. В случаях, когда работы по ликвидации аварий выполняются со значительным опозданием, глубина загрязнения в результате инфильтрации нефти существенно возрастает, что вызывает соответственно увеличение объема и стоимости рекультивации. Рекультивация земель - это комплекс работ, направленный на восстановление продуктивности и народнохозяйственной ценности нарушенных и загрязненных земель, а также на улучшение условий окружающей среды. Рекультивация проводится с учетом местных природно-климатических условий, степени повреждения и загрязнения ландшафта, назначения участка грунта и требований нормативной документации РД «Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварий-ном и капительном ремонте МН». Технический этап предусматривает планировку, формирование откосов, снятие и нанесение плодородного слоя почвы, устройство гидротехнических и мелиоративных сооружений, а также проведение других работ, создающих необходимые условия для дальнейшего использования рекультивированных земель по целевому назначению или для проведения мероприятий по восстановлению плодородия почв (биологический этап).Биологический этап включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий по посеву и уходу за посевами. Сроки технического этапа рекультивации представлены в таблице 25.

Таблица - 25. Сроки технического этапа рекультивации

Время загрязнения в текущем году	Окончание технического этапа
Зима	Первая весна через осень после загрязнения
Весна	Весна следующего года
Лето	Весна следующего года
Осень	Первая весна через осень после загрязнения

На техническом этапе происходит выветривание нефти, испарение и частичное разрушение легких фракций, фотоокисление нефтяных компонентов на поверхности почвы, восстановление микробиологических сообществ, развитие нефтеокисляющих микроорганизмов, частичное восстановление сообщества почвенных животных.

Биологический этап включает две стадии - пробный посев трав и фитомелиоративный с внесением минеральных удобрений и посевом устойчивых к загрязнению многолетних трав.

Для выполнения ремонтных работ в период проведения переизоляции требуется выполнить отчуждение земель в краткосрочную аренду на период работ. При выполнении работ по переизоляции магистрального нефтепровода негативное воздействие произойдет на всей площади краткосрочной аренды земель. Тип воздействия на земельные угодья - механическое разрушение поверхности, нарушение рельефа местности и загрязнение поверхности отходами.

Источниками воздействия являются:

-   земляные работы;

-        установка временных отвалов грунта;

         устройство переездов и проездов;

         передвижение строительной техники;

         устройство бытовых помещений;

-        загрязнение территории отходами производства.

Воздействие на территорию, условия землепользования и геологическую среду будет допустимым.

Последствиями негативного воздействия на поверхность земли является изменение рельефа.

Для снижения воздействия на поверхность земель в период капитального ремонта рабочим проектом предусмотрены следующие мероприятия:

-   рекультивация нарушенных земель;

-        проезд строительной техники разрешается только в пределах краткосрочной аренды земель, а также по временным подъездам, постоянным проездам и переездам;

         для сохранения направления естественного поверхностного стока воды предусмотрена планировка полосы отвода после окончания работ;

         для исключения загрязнения территории отходами производства предусмотрена своевременная уборка мусора и отходов;

         запрещается использовать неисправные, пожароопасные транспортные и строительно-монтажные средства;

         строительные материалы, применяемые при ремонтных работах, должны иметь сертификат качества;

         запрещено размещение отвалов грунта за границами полосы отвод.

8.4.2 Загрязнение атмосферы

При проведении капитального ремонта в атмосферу выбрасываются загрязняющие вещества от работы строительной техники, при проведении сварочных и изоляционных работ, а также возможна утечка токсичных и вредных веществ в атмосферу.

С целью предотвращения негативного воздействия на атмосферу в месте производства работ должен постоянно производится анализ газовоздушной среды специальными приборами газоанализаторами. В случае повышенной концентрации токсичных и вредных веществ в атмосфере, необходимо обнаружить источник выбросов и ликвидировать его.

В процессе эксплуатации магистрального нефтепровода негативное воздействие на окружающую среду не производится.

Процесс переизоляции магистрального нефтепровода окажет незначительное негативное воздействие на окружающую среду и будет являться единовременным (краткосрочным). Проектом предусмотрено полное восстановление и благоустройство по снижению негативного воздействия в период капитального ремонта на земельные территории после завершения ремонтных работ, а также разработаны мероприятия по снижению негативного воздействия в период капитального ремонта на земельные ресурсы, атмосферу и водную среду.

8.5 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайные ситуации на трубопроводном транспорте могут возникнуть по различным причинам, например:

-     паводковые наводнения;

-        лесные пожары;

         террористические акты;

         по причинам техногенного характера (аварии) и др.

Аварии могут привести к чрезвычайным ситуациям. Возможными причинами аварий могут быть:

-     ошибочные действия персонала при производстве работ;

-        отказ приборов контроля и сигнализации;

         отказ электрооборудования и исчезновение электроэнергии;

         старение оборудования (моральный или физический износ);

         коррозия оборудования;

         факторы внешнего воздействия (ураганы, удары молнией и др.).

При взрыве паро- и газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом (R1), где происходит полное разрушение, и зону ударной волны, в которой происходят те или иные разрушения.

Радиус зоны детонационной волны определяется по формуле:

,             (51)

где  - количество газа, пара в тоннах.

Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле:

                                                                               (52)

Рисунок - 25. Зона воздействия при взрыве паровоздушной смеси

Примечание: 1 - Зона детонационной волны; 2 - Зона ударной волны; R1 - радиус зоны детонационной волны (м); Rспл - радиус зоны смертельного поражения людей; Rбу - радиус безопасного удаления, DР ф= 5 (кПа); RПДВК - радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации; r2 и r3 - расстояния от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны

С целью предотвращения чрезвычайных ситуаций, связанных с возникновением взрывов или пожаров необходимо применить следующие меры безопасности:

-   перед началом работ в ремонтном котловане переносным газоанализатором проверяется уровень загазованности воздушной среды, при этом содержание паров нефти и газов не должно превышать предельно - допустимой концентрации по санитарным нормам;

-        работа разрешается только после устранения опасных условий, в процессе работы следует периодически контролировать загазованность, а в случае необходимости обеспечить принудительную вентиляцию;

         для обеспечения пожаро- и взрывобезопасности работники должен быть оснащен спецодеждой, спецобувью и другие средства индивидуальной защиты (очки, перчатки, каски и т.д.), которые предусмотрены типовыми и отраслевыми нормами.

8.6 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварии

В предыдущем разделе предусмотрены меры безопасности труда ведения работ при вырезке «катушки», однако практика показывает, что, несмотря на принимаемые меры, остается риск возникновения ЧС (взрывы, пожары, аварии). Поэтому «Закон о промышленной безопасности» требует разработки планов ликвидации аварий.

Порядок локализации и ликвидации аварийных ситуаций, угрожающих жизнеобеспечению или жизнедеятельности населения и наносящих ущерб объектам экономики и окружающей природной среде определяется «Планом ликвидации возможных аварий».

В плане ликвидации возможных аварий отражено следующее:

распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;

организация управления, связи и оповещения должностных лиц структурных подразделений, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с указанием телефонов, домашних адресов;

порядок обеспечения готовности ремонтного персонала и технических средств с указанием ответственных за поддержание их готовности;

порядок действий группы патрулирования в начальный период после обнаружения аварии;

перечень мероприятий по спасению людей и оказанию медицинской помощи;

перечень сторонних организаций, предприятий, землевладельцев и других заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся при аварии нефти и о границах взрывопожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов и по защите окружающей природной среды;

маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного персонала АВС к месту аварии;

порядок организации материально-технического, инженерного обеспечения для ликвидации аварий;

порядок, формы и сроки оформления документации об аварии.

расчет объема предполагаемого стока и площадь распространения (растекания) нефти, методов задержания нефти, мест установки заградителей, способов сбора нефти, характеристик водоема или водотока;

расчет сил и средств для ликвидации аварии на объекте МН, выполняемых с учетом, что время локализации аварии, исключая время прибытия аварийно-восстановительных служб к месту разлива нефти, не должно превышать 4 ч при разливе нефти в акватории и 6 ч - при разливе на почве;

график выполнения работ по ликвидации аварий;

оперативный журнал ведения работ при ликвидации аварии;

перечень технической документации, необходимой для организации и выполнения работ по ликвидации аварии;

план и профиль участка нефтепровода с указанием всех подземных и надземных коммуникаций в техническом коридоре;

план объекта МН (резервуарного парка, помещения насосной, сливо-наливной эстакады, очистных сооружений, причала) с указанием мест размещения основного технологического оборудования, шкафов с газозащитной аппаратурой и инструментом, мест размещения материалов, используемых при аварии, щитов со средствами пожаротушения, пожарного извещателя и телефонов, а для закрытых помещений (насосной и т.п.) - расположения основных и запасных выходов, устройств включения вентиляции;

схему технологических и вспомогательных нефтепроводов, с указанием мест расположения и номерами задвижек, клапанов, кранов, вентилей, пунктов их управления и других устройств;

схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных потребителей;

описание методов ликвидации аварии на объекте МН;

перечень мероприятий по обследованию состояния нефтепровода после ликвидации аварии, порядок закрытия и открытия линейных задвижек;

перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой нефти, ликвидации последствий аварий;

перечень мероприятий по охране окружающей природной среды;

перечень мероприятий по сохранению качества нефти;

транспортную инфраструктуру в районе возможного разлива нефти;

обоснование времени доставки сил и средств для ликвидации аварийного разлива нефти к месту чрезвычайной ситуации.

Участок земли, который подвергается загрязнению, предполагается рекультивировать с применением сорбентов и бакпрепаратов.

Заключение

На основании анализа “пассивных” методов защиты от коррозии магистральных нефтегазопроводов выявлен ряд требований, предъявляемых к защитному покрытию, таких как: низкая влагокислородопроницаемость, высокие механические характеристики, высокая и стабильная во времени адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию, хорошие диэлектрические характеристики, устойчивость покрытия к УФ и тепловому старению. Изоляционные покрытия должны выполнять свои функции в широком интервале температур строительства и эксплуатации трубопроводов, обеспечивая их защиту от коррозии на максимально возможный срок их эксплуатации.

Несмотря на то, что на протяжении всей истории применения защитных покрытий трубопроводов (более 100 лет) изоляционные покрытия значительно совершенствовались, до сих пор не все вопросы в этой области благополучно решены. С одной стороны, постоянно повышается качество защитных покрытий трубопроводов, практически каждые 10 лет появляются новые изоляционные материалы, новые технологии и оборудование для нанесения покрытий на трубы в заводских и трассовых условиях. С другой стороны, становятся все более жесткими условия строительства и эксплуатации трубопроводов (строительство трубопроводов в условиях Крайнего Севера, в Западной Сибири, освоение морских месторождений нефти и газа, глубоководная прокладка, строительство участков трубопроводов методами "наклонно-направленного бурения", "микротоннелирования", эксплуатация трубопроводов при температурах до 100 °С и выше, и др).

В данной работе проведены исследования различных антикоррозийных покрытий заводского и трассового нанесения, на основе которых выявлено, что наиболее оптимальным на сегодняшний день является использование труб с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием, с последующей трассовой изоляцией зон сварных стыков термоусадочными муфтами(типа ТЕРМА-СТ).

В результате проведения экономического расчета стоимости работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода современным изоляционным покрытие(термоусаживающая лента) протяженностью 7000 метров было определено, что проведение данных работ будет являться целесообразным в связи с коротким сроком окупаемости проекта(1,04 г).

Также в ходе проведенных исследований выполнены расчеты срока службы различных изоляционных покрытий, на основе которых можно сделать вывод, что изоляционные покрытия, применяемые раньше при изоляции магистральных нефтегазопроводов, уже неспособны конкурировать с современными изоляционными покрытиями, являющимися более эффективными и долговечными.

В связи с постоянным совершенствованием конструкций изоляционных материалов, а также технологий их нанесения, постоянно повышается эффективность “пассивных” методов защиты от коррозии магистральных нефтегазопроводов, увеличивается долговечность покрытия, и, соответственно, срок службы трубопроводов, изолированных этими материалами, что приводит к существенному снижению затрат на их эксплуатацию.

Список использованной литературы

1.     Сваровская Н.А. Подготовка транспорт и хранение скважинной продукции - Томск: Изд. ТПУ,2004.-268с.

2.       ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция.

.        Хижняков В.И., Глазов Н.П., Налесник О.И. Исследование коррозии трубной стали во влажных грунтах Среднего Приобья // Коррозия и защита скважин, трубопроводов и морских сооружений в газовой промышленности. М.: ВНИИОЭГазпром, 1982.

.        РД 39P-00147105-025-02 Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов.

.        Рудаченко А.В. Эксплуатационная надежность трубопроводных систем: учебное пособие - Томск: Изд-во: Изд-во Томского политехнического университета, 2008.-118 с.

.        Р.Л. Будкевич. Защита оборудования от коррозии: Учебное пособие. - Альметьевск: Типография Альметьевского Государственного Нефтяного Института, 2007г. - 56 стр.

7.       Термоусаживающиеся полимерные изоляционные материалы производства ООО «ТЕРМА», Санкт-Петербург [Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: <http://www.terma-spb.ru>. Свободный.- Загл. с экрана.

.        ЗАО “АНКОРТ” Материалы для антикоррозионной защиты промышленных объектов[Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://www.ankort.ru. Свободный.- Загл. с экрана.

.        ОАО «НАПОР» Производство реагентов для нефтяной промышленности[Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://napor.ru. Свободный.- Загл. с экрана.

.        ООО «МЗМ» специализированное предприятие по нанесению полиэтиленовых покрытий обеспечивающих антикоррозионную безопасность и электрохимическую защиту на трубы всех диаметров. [Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://www.ooomzm.ru. Свободный.- Загл. с экрана.

.        Уральская промышленно-строительная компания “УПСК”[Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим

доступа: http://www.uralpsk.ru. Свободный.- Загл. с экрана.

.       СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов.

13.     ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

.        ГОСТ 9.602-2005 Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

.        Группа компаний “БИУРС”[Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://www.biurs.com. Свободный.- Загл. с экрана.

16.     ОТТ 04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 Технические требования на заводское полиэтиленовое покрытие труб.

.        ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-003-1-03 Технические требования на заводское полипропиленовое покрытие труб.

.        ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-004-1-03 Технические требования на заводское эпоксидное покрытие труб.

.        ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-006-1-03 Требования к защитным покрытиям фасонных деталей и задвижек.

.        ОТТ-04.00-45.21.30-КТН-002-1-03 Требования к покрытиям сварных стыков трубопроводов на основе термоусаживающихся полимерных лент.

21.     ГОСТ Р 52568-2006 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия.

.        ВСН 51-1-80 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности.

.        Нечваль А. М. “Проектирование нефтегазопроводов” // Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа» Уфимского государственного технического университета - 2007.- 169c.

.        Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров/ М. В. Кузнецов, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов и др.- М.: Недра, 1992.- 238 с.

.        СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы.

.        ТУ 2245-031-82119587-2009 Манжета термоусаживающая Терма-СТ.

27.   РД 102-011-89 Охрана труда. Организационно-методические документы.

.       Охрана труда. Антикоррозийные работы[Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://ohranatruda.org.ua. Свободный.- Загл. с экрана.

29.     ТУ 1390-007-86695843-2010. Трубы стальные электросварные диаметром до 1420 мм с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для строительства промысловых и магистральных нефтепроводов.

.        ТУ 1390-001-86695843-08. Трубы стальные диаметром 57-1420 с наружным двухслойным и трехслойным полиэтиленовым покрытием.

.        ТУ 1394-010-17213088-03. Трубы стальные диаметром 57-1420 с наружным покрытием на основе экструдированного полипропилена для строительства магистральных нефтепроводов.

.        ТУ 1390-014-86695843-2011. Трубы и детали трубопроводов стальные с наружным двухслойным эпоксидным антикоррозийным покрытием.

.        ТУ 1390-014-05111644-98. Трубы диаметром 57-530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием.

.        ТУ 1396-001-12617190-95. Узлы стальных трубопроводов с двусторонним стеклоэмалевым покрытием. Технические условия.