В 1968 г. в Портленде (штат Орегон, США) взорвался на завершающей стадии строительства стальной низкотемпературный резервуар сжиженных газов объемом 27,8 тыс. м3. Расследование обстоятельств и причин взрыва показало, что на одном из пяти трубопроводов, соединяющих почти готовый резервуар с системой переработки газа, были открыты две задвижки. Этот трубопровод диаметром 152 мм предназначался для отбора паровой фазы и был соединен с системой охлаждения. После взрыва обнаружили, что ближайшая к резервуару задвижка полностью открыта, а задвижка, расположенная на некотором расстоянии от резервуара, закрыта полностью. Ко времени взрыва резервуар еще не был заполнен. Однако некоторое количество газа, использовавшегося в ходе опробования отдельных узлов комплекса, проникло в резервуар, что и привело к образованию взрывоопасной смеси с воздухом. Погибшие во время взрыва рабочие вели приготовления к нанесению минеральной ваты на перекрытие внутренней алюминиевой оболочки и, вероятно, вызвали искры, от которых произошло воспламенение. Стоимость низкотемпературного резервуара составляла 1,2 млн. долл. Перед техническим освидетельствованием оборудование должно быть остановлено, надежно отключено от всех трубопроводов, соединяющих его с источниками давления, охлаждено, освобождено от заполняющей его рабочей среды, а поверхности, подлежащие осмотру, очищены до металла от загрязнений, накипи и т. п.
Разборка или вскрыше агрегата (или отдельного аппарата), остановленного для внутреннего осмотра чистки, ремонта и тому подобного, может производиться только после освобождения его от продуктов производства и отключения заглушками с ясно видимыми хвостовиками от всех трубопроводов, соединяющих его; источниками давления или с другими агрегатами. В зависимости от находившихся в агрегате (аппарате) продуктов он перед вскрытием должен быть продут инертным газом или острым водяным, паром и, если это требуется, промыт водой и продут чистым воздухом.
Перед внутренним осмотром и гидравлическим испытанием сосуд должен быть остановлен, охлажден (отогрет), освобожден от заполняющей его рабочей среды, отключен заглушками от всех трубопроводов, соединяющих сосуд с источником давления или с другими сосудами, очищен до металла.
При подготовке к осмотрам и гидравлическим испытаниям сосуд следует охладить (отогреть), освободить от заполняющей рабочей среды, отключить заглушками от всех трубопроводов, соединяющих его с источниками давления или другими сосудами, очистить от металла. Футеровка, изоляция и другая защита поверхностей сосуда частично или полностью удаляются в тех случаях, когда есть признаки дефектов в металле сосуда под защитным покрытием, например: не плотность футеровки, отдулин в гуммированном слое, следы пропуска изоляции и др. Вся арматура перед гидравлическим испытанием тщательно очищается и притирается, а крышки, люки и т. п. устанавливаются прочно и плотно, исключая возможность течи.
Гибкость трубопроводов, соединяющих цилиндры компрессора с аппаратурой (буферные емкости, холодильники), должна быть достаточной, чтобы компенсировать температурные деформации компрессора и трубопровода.
Гибкость трубопроводов, соединяющих цилиндры компрессора с аппаратурой (буферные емкости, промежуточные холодильники), должна быть достаточной для того, чтобы компенсировать температурные деформации.
Фонтанная арматура АФК6В-100х210К2 отличается от АФК6-100х х210ХЛ наличием задвижек ЗМС1Б-100Пх21К2 с пневмоуправлением и штуцером типа ШРА2К-100х21. Пневмопривод управляемой задвижки состоит из пневмоцилиндра с поршнем, соленоидного пилотного клапана, трубопроводов, соединяющих верхнюю и нижнюю полости пневмоцилиндра с соленоидными клапанами. Стационарная установка охлаждения резервуара состоит из горизонтального кольца орошения (оросительного трубопровода с устройством для распыления воды — перфорация, спринклерные или дренчерные головки и др.), размещаемого в верхнем поясе стенок резервуара, сухих стояков и горизонтальных трубопроводов, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода, и задвижек с ручным приводом для обеспечения подачи воды при пожаре на охлаждение всей поверхности резервуара и любой ее четверти (считая по периметру).
Перед внутренним осмотром и гидравлическим испытанием сосуд должен быть остановлен, охлажден (отогрет), освобожден от заполняющей его рабочей среды, отключен заглушками от всех трубопроводов, соединяющих сосуд с источником давления или с другими сосудами. Металлические сосуды должны быть очищены до металла.
Перед внутренним осмотром и гидравлическим испытанием сосуд должен быть остановлен, охлажден (отогрет), освобожден от заполняющей его рабочей среды, отключен заглушками от всех трубопроводов, соединяющих сосуд с источником давления или с другими сосудами, очищен до металла.
3.3 Ремонт оборудования
Неотъемлемой частью рациональной системы обслуживания трубопроводов является их своевременный ремонт по результатам диагностирования. Эффективность ремонта зависит как от получения достоверных данных о дефектах и местах их расположения на трубопроводе (это позволяет определять объемы ремонта, сроки и средства на его проведение), так и от используемой технологии работ.
Решить проблему массового ремонта трубопроводов и арматуры с коррозионными и другими повреждениями, ориентируясь только на традиционную технологию - электродуговая сварка с заменой поврежденных участков, - в масштабах России за короткий срок практически невозможно и экономически неэффективно. Даже при наличии труб и финансовых средств на реконструкцию замена всех изношенных трубопроводов в стране займет десятки лет. К тому же, с точки зрения трудо- и материалоемкости, а также технологичности, использование для устранения коррозионных, эрозионных и других дефектов на магистральных трубопроводах электродуговой сварки не всегда целесообразно, поэтому она применима преимущественно при реконструкции.
В ситуации, сложившейся сейчас в трубопроводном транспорте, требуется новый подход к решению проблем ремонта, использование современных технологий, а следовательно, и нетрадиционных материалов.
000 "Газнадзор", задача которого контролировать надежность эксплуатации газовых объектов, проанализировав состояние магистральных газопроводов, результаты их диагностики разными способами, а также методы, темпы и возможности ремонта, определило новые подходы к нему.
Прежде всего, технология ремонта должна быть универсальной и простой, обеспечивать массовый ремонт магистральных трубопроводов высокого давления и большого диаметра с повреждениями различного вида.
Необходимо, чтобы ремонт был выборочным и проводился без остановки эксплуатации газопроводов. Срок службы ремонтных конструкций должен быть сопоставим с остаточным ресурсом службы трубопровода. Важно, чтобы используемые в ремонтных конструкциях материалы изготовлялись преимущественно отечественными предприятиями. Ремонт должен быть экономичным, экологически безопасным.
Одним из современных способов ремонта труб и арматуры, удовлетворяющих указанным требованиям, является устранение дефектов по технологии "холодной" сварки с применением полимерных композитных материалов (ПКМ). На основе результатов многолетних исследований и полигонных испытаний 000 "Газнадзор" были опробованы различные материалы, определены эффективные технологии, разработаны конструкции с гарантийным сроком эксплуатации до 20 лет для ремонта трубопроводов и оборудования в нефтяной и газовой промышленности методом "холодной" сварки. "Холодная" сварка - это способ восстановления геометрии ремонтируемой трубы или оборудования, их прочностных характеристик, защита от коррозии и эрозии полимерными композитными материалами.
Совместно со специализированными институтами 000 "Газнадзор" разработал ВРД 39-1.10-013-2000 по применению композитных материалов для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности с дополнением "Оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов". Данный ведомственный документ был утвержден руководством ОАО "Газпром" 10 мая 2000 г., согласован с Госгортехнадзором РФ и введен в действие с 1 октября 2000 г. распоряжением № 426 от 27.09. 2000 г.
В соответствии с этой технологией сначала, исходя из результатов внутритрубной дефектоскопии, поврежденный участок газопровода шурфуется. После очистки трубы от старой изоляции дефект идентифицируется по местоположению и размерам непосредственно на самой трубе и классифицируется по степени опасности.
Согласно ведомственному руководящему документу ремонт магистральных газопроводов подразделяется на консервационный и восстановительный.
Консервационный - это выборочный ресурсосберегающий ремонт, проводится при неопасных дефектах методом "холодной" сварки с применением ремонтной конструкции незамкнутого типа (РКНЗ), позволяющей остановить развитие дефекта в процессе эксплуатации трубопровода.
Восстановительный - это выборочный ремонт при опасных дефектах методом "холодной" сварки с использованием многослойной конструкции замкнутого типа (РКЗ). В результате восстанавливается несущая способность участка трубопровода, где был дефект.
Разрабатывается технологическая карта ремонта, которая предусматривает: участие обученных специалистов в работе с ПКМ, применение подходящих для данного ремонта материалов и конструкций из стекло-полимерной композиционной ленты (СПКЛ). Далее, после подготовки поверхности участка с дефектом, восстанавливается геометрия трубы с использованием полимерного композитного материала. Затем на него с помощью ПКМ-адгезива накладывается СПКЛ, имеющая память диаметра трубы и прочностные свойства более высокие, чем у металла. Установка и закрепление ленты осуществляются на газопроводе только при снижении давления не менее чем на 30 % от рабочего и без прекращения эксплуатации газопровода. Снижение давления регламентируется нормативно-техническими требованиями, чтобы обеспечить безопасное проведение ремонта, а также включение в работу ремонтной конструкции. Для достижения необходимой адгезии, уложенная на дефект СПКЛ с помощью шаблона, соответствующего кривизне наружной поверхности трубы, закрепляется домкратом или другими приспособлениями, обеспечивающими усилие до 1,5 - 2,0 кН (магнитные пластыри, бандажные хомуты, центраторы, натяжные лебедочные устройства и др.).
Благодаря дифференциации дефектов по степени опасности данная технология по сравнению с другими методами более экономична, поскольку требует намного меньше материалов и трудовых затрат. Наибольший экономический эффект достигается за счет того, что ремонт производится без остановки эксплуатации магистрального газопровода и без стравливания огромного количества газа, соответственно исключается плата за выбросы углеводородов в атмосферу.
Методом "холодной" сварки с применением ПКМ можно ремонтировать и различные корпусные детали, оборудование, металлические резервуары и бетонные емкости. Так, ремонтировать шаровые краны можно не прибегая к вырезке "гитары" компрессорной станции, а резервуары с нефтепродуктами и другими жидкостями - без опорожнения и пропарки. По оценкам 000 "Газнадзор", стоимость ремонта нефтегазопроводов без их останова экологически чистым методом "холодной" сварки с применением ПКМ и конструкционных элементов на их основе ниже стоимости ремонта традиционными способами в 3 - 5 раз. Ремонт резервуаров дешевле в 25 раз, а запорной арматуры без демонтажа на "гитаре" КС - в 15 раз.
4. Контроль качества ремонта
Порядок контроля следующий:
а) в процессе монтажа и ремонта трубопроводов должен осуществляться систематический контроль качества сварочных работ: предварительный, пооперационный и контроль готовых сварных соединений;
б) при предварительном контроле подлежат проверке качество сварочных материалов и установление их соответствия требуемым нормам, квалификация сварщика, дефектоскописта, состояние сварочного оборудования, сборочно-сварочных приспособлений, аппаратуры и приборов для дефектоскопии;
в) при пооперационном контроле проверяется:
- соответствие материала свариваемых элементов принятым в проекте маркам стали;
- качество подготовки труб и деталей под сварку;
- качество сборки труб под сварку;
- в процессе выполнения сварки режим сварки, порядок наложения отдельных слоев, их форма, зачистка шлака между слоями, а также, нет ли надрывов, пор, трещин и других внешних дефектов в швах;
г) готовые сварные стыки трубопроводов подвергается следующему контролю:
- внешнему осмотру и измерению;
- ультразвуковой или радиографической дефектоскопии.
Оценка качества сварных соединений по результатам внешнего осмотра и измерения должна производиться всоответствии с требованиями PTM-1С-81.
Ультразвуковой или радиографической дефектоскопии вцелях выявления возможных внутренних дефектов (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) подлежат все сварные соединения, выполненные при монтаже и ремонте в период эксплуатации.
Ультразвуковая дефектоскопия сварных стыков производится в соответствии с ГОСТ 14782-76 и «Основными положениями по ультразвуковой дефектоскопии сварных соединений котлоагрегатов и трубопроводов тепловых электростанций (ОП № 501 ЦД-75)
Радиографическая дефектоскопия сварных соединений производится в соответствии с ГОСТ 7512-75, ОСТ 3-1458-80 и «Ведомственной инструкцией по радиографическому контролю сварных соединений металлоконструкций, трубных систем котлов и трубопроводов при изготовлении, монтаже и ремонте оборудования тепловых электростанций.
Оценка качества сварных соединений по результатам ультразвуковой и радиографической дефектоскопии должна производиться в соответствии с требованиями ОП № 501 ЦД-75 и PTM-1C-81.
Заключение
Проблемы обоснования, планирования, организации и выполнения капитального ремонта подземных нефтепроводов играют важнейшую роль в деле обеспечения надежной и безопасной работы крупных транспортных систем. В связи с этим особое значение приобретают вопросы, связанные с техникой и технологией ремонтных работ.
В целях обеспечения надежности нефтепроводов, увеличения межремонтного периода, повышения качества и безопасности капитального ремонта необходимо продолжить работы, ведущиеся в этом направлении, и в ближайшие годы решить ряд крупных задач. В первую очередь необходимо:
1. Пересмотреть СНиПы и другие нормативные документы на строительство магистральных нефтепроводов с внесением в них коррективов исходя из опыта эксплуатации и ремонта нефтепроводов, с учетом полученного и апробированного обширного научно-экспериментального материала института ИПТЭР и других научных и научно-производственных организаций.
Учитывая, что эксплуатационный персонал несет ответственность за надежность магистральных нефтепроводов, показатели которой заложены прежде всего в требованиях нормативных документов, а также осуществляет трудоемкие и много затратные работы по капитальному ремонту трубопроводов и т.д., необходимо, чтобы инициатором и организатором разработки, доработки, пересмотра и т.д. СНиПов и других нормативных документов в части, касающейся строительства магистральных нефтепроводов и продуктопроводов, выступали акционерные компании трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Соисполнителями разработки СНиПов и т.д. должны быть научно-исследовательские, проектные, опытно-конструкторские организации и предприятия, работающие в области проектирования и эксплуатации трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.
2. Разработать технику и технологию производства ремонтных работ в горных условиях.
Особое внимание следует уделить вскрышной технике, трубоукладчикам, передвижным лебедкам, сварочным агрегатам и т.д., которые должны быть оборудованы индивидуальными средствами якорения и стопорения для работы на склонах и косогорах.
3. Разработать комплект вскрышных экскаваторов, способных выполнять работы в грунтах повышенной категории, в мерзлых грунтах глубиной более 0,25 м, в горных условиях и т.д., так как от решения этого вопроса во многом зависят возможность, качество и безопасность производства работ.
4. Провести исследования и разработать технику и технологию капитального ремонта нефтепроводов диаметром 820 — 1220 мм с подъемом трубопровода.
5. Периодически, с участием всех заинтересованных лиц впускать сборник материалов, отражающих направления работ, достижения, опыт и предложения по вопросам капитального ремонта нефтепроводов.
Курсовая работа подробно рассматривает полный ремонт трубопроводов.
Литература
1. РД 153-39-030-98. Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики. - М.: АК Транснефть, 2000.
2. РД 39-00147105-016-98. Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании. - Уфа: ИПТЭР, 1998.
3. СП 34-101-98. Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте. — М.: АК Транснефть, 2000.
4. Инструкция по применению современных сварочных материалов и оборудования при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. -Уфа: Транстэк, 2000.
5. Методика определения эксплуатационно-технических параметров соединительных деталей трубопроводов и их паспортизация. - Уфа: ТОО Азат-2, 1998.
6. РД 102-011-89. Охрана труда. Организационно-методические документы. - М.: ВНИИСТ, 1990.
7. ВСН 014-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды. - М.: ВНИИСТ, 1990.
8. РД 39-0147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. - Уфа: ИПТЭР, 1998.
9. ВСН 004-88. Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация. - М.: ВНИИСТ, 1999.
29-04-2015, 00:56