Подготовка аварийного участка трубопроводных коммуникаций к ремонтным работам

Добавил пользователь Алексей Ф.
Обновлено: 19.09.2024

Анализ публикаций и патентный поиск по способам ремонта поврежденных магистральных и распределительных трубопроводов позволил все существующие способы укрупненно разделить по технологическим признакам и применяемому оборудованию на следующие четыре группы:

Первая группа способов ремонта является до настоящего времени традиционной технологией. Учитывая, что ремонт, связанный с заменой поврежденного участка новой трубой, достаточно дорогой, его целесообразность вытекает из наличия крупных дефектов трубопровода, или его полного износа. Рассматриваемые способы проще реализуются для открытых трубопроводов. Здесь основной трудностью является отсечение продукта перекачки на дефектном участке и удаление его остатков из зон сварки. В случаях подземных трубопроводов в основном требуется полное вскрытие поврежденного участка, что значительно увеличивает трудоемкость способов, особенно в труднодоступных местах.

Существуют технологии замены дефектного участка трубопровода новым трубопроводом без вскрытия. Суть этих технологий заключается в том, что старая труба разрушается с помощью специальных приспособлений, и ее измельченные сегменты либо удаляются, либо вдавливаются в грунт коническим расширителем, освобождая тем самым проход для укладывания новой трубы. Разрушение изношенных труб производят двумя способами - динамическим и статическим. Динамический способ осуществляется с помощью пневмопробойника, перемещающегося внутри старого трубопровода. Статический способ разрушения трубопроводов осуществляется с помощью режущего рабочего органа, выполненного либо в виде конусной головки, снабженной плоским ножом из высокопрочной стали, либо в виде роликового ножа (фрезы) с расширителем. Привод режущего рабочего органа осуществляется с помощью специального оборудования. В настоящее время оборудование для бестраншейного ремонта и замены трубопроводов изготавливается более чем двадцатью зарубежными фирмами. В России серийного изготовления такого оборудования нет. На Одесском заводе строительно-отделочных машин изготавливают комплексы типа МПС-01, МПС-01-01 для замены труб диаметром 150-250 мм.

Как можно заметить, данные технологии достаточно сложны они требуют сложных и дорогих механизмов для разрушения старой трубы и приспособлений для их проталкивания. Дефектный участок трубопровода должен быть ветхим для его полного и беспрепятственного удаления и, кроме того, не очень искривленным и протяженным.

При ремонте подводных трубопроводов трудоемкость рассматриваемых способов, относящихся к первой группе, еще более возрастает, что связано не только с освобождением дефектного участка трубопровода от грунта, но и часто с его подъемом над уровнем воды.

Решить проблему массового ремонта магистральных трубопроводов с коррозионными и другими повреждениями, ориентируясь только на технологию электродуговой сварки с заменой поврежденных участков в масштабах России за короткий срок практически невозможно и экономически не эффективно. 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 электродуговой сварки не всегда целесообразно, поэтому она применима преимущественно при реконструкции.

Несмотря на отмеченные недостатки, рассматриваемая технология является вполне приемлемой и эффективной для экстренного ремонта трубопроводов, у которых имеется доступ к поврежденным участкам для их удаления и замены.

Для устранения локальных и незначительных коррозионных, эрозионных и других дефектов широкое распространение получили способы восстановления трубопроводов снаружи. По сравнению с предыдущей группой эти способы являются менее дорогостоящими и требуют меньшего времени для их осуществления. Однако недостаток, связанный с вскрытием подземных трубопроводов остается. Герметизация снаружи может осуществляться различными методами в зависимости от диаметра трубопровода и материала, из которого он изготовлен, а также от состава и параметров транспортируемой среды.

Хорошо известны в качестве временной, но быстрой меры по ликвидации утечки жидкости или газа из металлических или пластмассовых труб методы с применением металлических хомутов, муфт, и других прижимных устройств. В качестве уплотнителя используют пластичные металлы, резиновые уплотнения, липкую синтетическую ленту, глиняный пластырь. При наличии мелких трещин ремонт может быть произведен с применением сварки (для газопроводов - с отключением подачи газа и соблюдением соответствующих правил безопасности). В качестве заплаты могут быть применены полумуфты, которые между собой сваривают продольными швами, а с трубопроводом - кольцевыми, или муфты со сквозными отверстиями для приварки к трубе. В некоторых случаях вокруг дефекта конструируется обшивка и в полость между ней и трубопроводом нагнетается затвердевающий полимерный материал. При этом роль муфты играет термоусадочная лента.

Описанные способы относятся к открытым способам, которые в случаях ремонта сетевых газопроводов в городах, населенных пунктах или вблизи них требуют вскрытия дорожного полотна, газонов, сноса зеленых насаждений, закрытия городских магистралей, с последующей рекультивацией и восстановлением нарушенного благоустройства. Как следствие, возникает нарушение привычного ритма жизни в районах, прилегающих к месту производства работ. Таким образом, рассмотренная группа способов ремонта из-за значительных затрат является неэкономичной.

Способы ремонта трубопроводов изнутри относятся к бестраншейным. Герметизация может осуществляться разными методами. Известны устройства для ремонта, позволяющие вводить в восстанавливаемую трубу кольцевые облицовочные вкладыши, специальные втулки, уплотнители в виде гибкого пластыря, с нанесенным на его поверхность быстро затвердевающим составом с повышенной адгезионной способностью или в виде шлангообразной фольги.

Наибольшее количество способов в 3-й группе - это способы, в которых герметизация трубопровода производится путем нанесения на его внутреннюю поверхность защитного восстанавливающего покрытия. Такое покрытие получают следующим образом. После предварительной очистки и сушки в дефектный участок трубопровода нагнетается затвердевающий материал, а затем через него протягивают формователь, который вытесняет излишки материала, а на внутренней поверхности трубы образуется со временем затвердевающий равномерный защитный слои этого материала. В ряде случаев материал защитного покрытия размещают на поверхности эластичной оболочки, которую вводят в поврежденную зону трубопровода и раздувают. Материал при этом прижимается к внутренней поверхности трубопровода. После отверждения материала эластичная оболочка удаляется.

В случаях ремонта рассматриваемыми способами трубопроводов больших диаметров предлагаются специальные устройства для нанесения покрытий на внутреннюю поверхность труб. Эти устройства содержат транспортный модуль, механизмы выдавливания полимерной наполнительной смеси, механизмы ее радиальной подачи и нанесения на внутреннюю поверхность, нагревательные элементы для полимеризации.

Несмотря на основное преимущество данных способов, заключающееся в ремонте без вскрытия трубопровода, они имеют следующие недостатки, ограничивающие их применение, особенно при ремонте газопроводов, где требуются высокая надежность и качество.

Необходимость применения сложного оборудования.
Необходимость попадания полимерного материала в нужное место и обеспечение полноценного и надежного контакта.
Прочность полимерного защитного покрытия в случаях высокого давления и существенных дефектов, а также большой изношенности трубы может оказаться недостаточной.
Невозможность контроля качества ремонтных работ по ходу их выполнения.
Невозможность качественного ремонта трубопроводов, проложенных в грунтах с повышенной влажностью, а также подводных трубопроводов.

Использование металлических труб в качестве ремонтных из-за их большой изгибной жесткости возможно только в случаях, когда изношенный участок трубопровода является практически прямолинейным, а также имеется пространство для образования шахтных стволов необходимой длины для ввода ремонтных труб. В силу отмеченных ограничений ремонт с применением металлических труб выполняется преимущественно на трубопроводах большого диаметра. С увеличением длины ремонтируемого участка трубопровода, даже если он имеет небольшую кривизну, растет усилие, необходимое для протягивания ремонтных труб. С целью уменьшения этого усилия применяются центрирующие направляющие роликовые элементы. Опорные элементы предлагается располагать на поверхности ремонтной трубы по винтовой линии, и при приложении осевого усилия к трубе ей обходимо придавать вращательное движение. В некоторых случаях для облегчения монтажа ремонтируемый участок трубопровода заполняется водой, а новая труба, поддерживаемая специальной плавучей трубой, или понтонами, вводится на плаву. После прокладки вода из трубопровода удаляется. В качестве тягового устройства обычно применяются лебедка и трос, протягиваемый через ремонтируемый трубопровод со второго вскрытого его конца. Вместо этого традиционного метода перемещения секций ремонтных труб можно осуществлять давлением, подаваемым во внутрь этих секций, передний конец которых временно закрывается заглушкой.

Применение пластмассовых, в частности, полиэтиленовых труб для ремонта рассматриваемым способом расширяет его возможности, так как такие трубы по сравнению с металлическими обладают большей гибкостью и меньшим весом, а значит позволяют ремонтировать более протяженные и имеющие достаточно большую кривизну трубопроводы. Однако, если вопрос получения необходимой гибкости пластмассовой трубы решается за счет уменьшения толщины стенки, то возникают проблемы, связанные с потерей прочности как на истирание при протягивании в ремонтируемый трубопровод, так и прочности при нагружении внутренним давлением. В этом заключаются основные недостатки применения пластмассовых труб. Предотвратить истирание ремонтной трубы о стенки изношенного, покрытого коррозией трубопровода невозможно, а для обеспечения прочности при перекачке среды под давлением необходима дополнительная непростая технологическая операция по заполнению межтрубного пространства тампонажным материалом, например, пеноцементом.

В качестве чулка используют, например, синтетический рукав с нанесенным на его наружной поверхности клеем. После протаскивания рукава его прижимают к внутренней стенке трубопровода специальными раскатчиками или подачей внутрь давления.

В других способах в качестве защитного покрытия предлагаются комбинированные рукава из композитных материалов. Эти рукава вводятся в трубопровод. Затем непосредственно в них или во вспомогательный рукав подается под давлением подогретая газообразная или жидкая среда. Прижатый к внутренней поверхности трубы комбинированный рукав полимеризируется и образует герметичную защитную пленку. Вспомогательный рукав удаляется.

Заслуживают внимания способы ремонта криволинейных трубопроводов, в которых в качестве ремонтной трубы используются гофрированные трубы. Гофрированные трубы или рукава имеют малую изгибную жесткость, поэтому их можно протягивать (проталкивать) в. дефектные участки сильно изогнутых трубопроводов, содержащих даже отводы и колена. Причина, ограничивающая применение гофрированных труб, та же, что для пластмассовых труб - их малая прочность. Здесь имеется в виду не только прочность на нагрузку от давления, но и контактная прочность, а также прочность на растяжение, необходимые при протягивании в ремонтируемую трубу. Этот недостаток устраняется путем их снабжения наружной проволочной оплеткой.

Описанные способы ремонта всех четырех групп, за исключением способов ремонта 2-й группы, для незначительных повреждений требуют обязательной остановки перекачки транспортируемого продукта. В то же время существует достаточно много ситуаций, когда, не смотря на обнаруженный дефект или сквозное повреждение трубопровода, остановка перекачки невозможна из-за возникновения значительных проблем технологического и социального характера (металлургическая, стекольная промышленность, нефтехимия, система охлаждения реакторов атомных электростанций, питание отопительных котельных в зимнее время и т.п.).

Способ аварийного ремонта трубопровода без остановки перекачки включает два основных этапа (рисунок ниже):

1. Аварийное перекрытие поврежденного участка трубопровода.

Схема ремонтных работ с монтажом байпасной линии

а - установка перекрывающих устройств для отсечения поврежденного участка от основной магистрали; б - монтаж байпаса; в - удаление поврежденного участка и замена его новым; г - демонтаж перекрывающих устройств и ввод в действие трубопровода

Основные же восстановительные работы по замене участка трубы выполняются в обычном ритме, что способствует повышению качества монтажных работ. Одновременно с началом аварийно-восстановительных работ по вскрытию участка трубопровода, сбору и откачке вытекающего нефтепродукта с обеих сторон удаляемой секции трубопровода (без его опорожнения) устанавливают перекрывающие устройства для отсечения поврежденного участка от основной магистрали, для чего выполняются два вида сложных и ответственных операций:

Вырезка отверстий в трубопроводе.
Ввод через них перекрывающих устройств.

Для этого в месте ввода перекрывающих устройств к трубопроводу привариваются два патрубка или разрезных тройника, во фланцах которых имеются специальные пазы для установки заглушек после окончания ремонтных работ. К патрубкам присоединяют специальную запорную арматуру, к которой монтируют механизм для вырезки отверстия. Конструкция механизма позволяет вырезать отверстия в трубопроводе, находящемся под давлением перекачиваемого продукта. Сверление отверстий производят цилиндрической трубчатой фрезой с торцевой рабочей частью. Фрезу необходимо устанавливать очень точно по оси предполагаемого отверстия, а раму крепят к фланцу.

Фрезерный шпиндель снабжен специальным устройством, которое удерживает вырезанный кусок металла и позволяет его извлечь. Вращательное движение фрезы и ее подача обеспечиваются встроенным в рамку пневмо- или гидроприводом. После вырезки отверстий механизм демонтируют, арматуру закрывают и на его место устанавливают приспособление для ввода перекрывающих устройств. Перекрывающее устройство представляет собой заглушку в форме ребристого конуса, смонтированную на тягах, и позволяет удерживать рабочее давление жидкости в трубопроводе.

После вырезки отверстий в трубопроводе и демонтажа сверлильного устройства к запорной арматуре подсоединяют байпас, по которому и направляется поток перекачиваемого продукта. Поврежденный участок удаляют и заменяют новым, затем перекрывающие устройства демонтируют, патрубки заглушают специальными сегментными заглушками, запорную арматуру на обводной линии перекрывают, и поток нефтепродукта направляется по основному трубопроводу.

С целью соблюдения требований техники безопасности и противопожарных норм при проведении монтажных работ проводят герметизацию полости трубопровода различными герметизирующими устройствами.

При утечке нефти или газа велика вероятность дальнейшего развития повреждения, трещин, негативного развития аварии, что может привести к недопустимому прекращению перекачки по поврежденному участку трубопровода, в связи с чем вопрос сокращения времени перекрытия поврежденного трубопровода и строительства временной обводной линии является весьма актуальным.

Вырезка отверстий с помощью торцевой трубчатой фрезы должна производиться на малых оборотах с тем, чтобы не произошел перегрев зубьев фрезы, их заклинивание или поломка, в связи с чем на этом технологическом этапе нет резерва для сокращения времени аварийного ремонта трубопровода.

Таким образом, только за счет уменьшения времени монтажа временной обводной линии возможно уменьшение общего времени локализации и ликвидации аварийной ситуации без остановки перекачки, возникшей на трубопроводе.

Необходимо также попытаться улучшить первый технологический этап - аварийное перекрытие поврежденного участка трубопровода с возможностью дальнейшего проведения ремонтных работ в обычном режиме.

Исследование существующих способов ремонта подземных трубопроводов выявило, что достаточно хорошо разработаны и с успехом применяются для ремонта трубопроводов технологии, предусматривающие вскрытие и ремонт дефектных участков с остановкой перекачки. Но эти технологии достаточно дорогие и не во всех случаях возможны.

Транспортировка сырой нефти осуществляется по сети трубопроводов, которые поставляют нефть от скважин к хранилищам на промысле или к магистральным терминалам. По магистральным трубопроводам нефть перекачивают к нефтеперерабатывающим заводам или терминалам танкеров. Переработка нефти осуществляется либо в районах ее добычи, либо на значительных расстояниях от нее вблизи главных потребителей и рынков сбыта.

Линии газопроводов подразделяются на газосборные, магистральные и распределительные. Транспортирующие, или магистральные, трубопроводы поставляют газ местным службам, которые распределяют его для промышленного и коммунального использования, а также для других нужд.

Нефтесборные трубопроводы имеют обычно диаметр 5–20 см; диаметр протяженных магистральных нефтепроводов иногда достигает 120 см. Самый длинный трубопровод этого типа в США имеет длину 4650 км и диаметр 110 см; он проложен от Хьюстона (шт. Техас) до Нью-Йорка. Имеется тенденция строительства крупных трубопроводов для сырой нефти и продуктов ее переработки. Параллельные и обводные трубопроводы увеличивают пропускную способность построенных ранее и имеющих меньший диаметр трубопроводов. Газопроводы, как правило, более крупные по сравнению с нефтепроводами. Система магистральных трубопроводов Ямбург – Западная граница СНГ имеет общую протяженность 28,7 тыс. км с диаметром труб 142 см. Некоторые сборные трубопроводы проложены на поверхности земли, но бóльшая их часть, как и всех магистральных линий, являются подземными.

Использование цельнотянутых бесшовных, тонкостенных и упроченных труб, введение компьютерного контроля, дистанционное обслуживание с помощью мониторов, улучшение технологии сварки – главные составляющие прогресса в строительстве и эксплуатации трубопроводов. Трубопроводы приходится строить через неровности рельефа, леса, болота, в экстремальных климатических условиях. Нефть и продукты ее переработки перекачиваются насосными станциями, расстояние между которыми определяется рельефом, скоростью транспортировки и другими факторами. Различные виды сырой нефти или, в случае продуктопроводов, продукты ее переработки, обычно транспортируются с минимальным смешением. Компрессорные станции поддерживают давление, необходимое для постоянного движения природного газа. Диаметр трубопровода, число и мощность насосных и компрессорных станций определяют производительность трубопровода.

Задачей курсовой работы - является выяснение вопросов по организации ремонтных работ оборудования по перекачке нефти и газа, анализ технологической цепочки по ремонту, монтажу и пуску оборудования после ремонта.

Цель курсовой работы – рассмотреть характер износа оборудования, контроль величины износа. В работе подробно рассмотрено техническое обслуживание и ремонт оборудования. А так же в курсовой работе представлен порядок контроля качества ремонта трубопроводов.

1.Характер износа оборудования

В процессе эксплуатации трубопроводы и их элементы изнашиваются. Характер износа может быть самым различным и определяется условиями эксплуатации, свойствами материала, из которого выполнен трубопровод, его конструктивными особенностями, качеством изоляции и т. д. Часто нарушение условий эксплуатации приводит к разрушению неизношенного трубопровода: разрыву трубы, отрыву фланца, выбиванию прокладки, ослаблению болтовых соединений и др. В основном трубопроводы подвержены коррозионному и эрозионному износу, поэтому главная задача заключается в устранении его причин. Преждевременный износ можно предотвратить также, если правильно выбрать материал труб и вид изоляции.

Чаще всего ремонтируют трубопроводы, служащие для транспортирования сырья, полупродуктов и готовой продукции. Эти вещества могут быть коррозионно-активными, огне- и взрывоопасными и токсичными. Они могут также содержать абразивные включения или быть легко застывающими. Конструкция трубопровода должна учитывать свойства транспортируемого вещества.

Состояние трубопровода систематически, контролируется ответственным персоналом. Трубопроводы всех категорий подвергают, наружному осмотру не реже одного раза в год. В особо важных случаях состояние трубопровода контролируется непрерывно. Данные наблюдений и контрольных измерений размеров, характеризующие состояние трубопровода, заносят в эксплуатационный журнал. Толщина стенки трубопровода, полученная при замерах, должна быть не ниже отбраковочной, за которую принимают расчетную толщину, вычисленную для данных условий эксплуатации. Однако остаточная толщина стенки трубы не должна быть ниже: для диаметров 25; 45; 89; 108; 273; 325 мм соответственно 1,0; 1,5; 2,0; 3,0; 4,0; 4,5мм.

Трубопровод бракуется и тогда, когда установленная при ревизии толщина стенки несколько выше допустимой, но вследствие коррозии и эрозии к моменту проведения следующего ремонта она станет ниже допустимой.

Проверку и испытание трубопроводов, подведомственных органам Госгортехнадзора, производят в сроки, оговоренные в регистрационном журнале.

Тщательная ревизия трубопроводов осуществляется при плановых ремонтах. Однако трубопровод по тем или иным причинам может выйти из строя и во время работы, т.е. в межремонтный период, поэтому за трубопроводом должно быть установлено столь же тщательное наблюдение, как и за другим технологическим оборудованием. Действующий трубопровод может быть не только разрушен, но и забит твердыми отложениями или застывшим продуктом (например, парафином, битумом, различными мономерами или полимерами или льдом и др.). Пропуски в действующих трубопроводах определяют визуально, по появлению запаха или изменению режима перекачивания (например, снижению давления в трубопроводе, изменению количества принимаемого и расходуемого продукта и т. д.).

Ремонтируемые трубопроводы должны быть полностью освобождены от продукта. Для ревизии трубопроводов их обстукивают молотком и проводят контрольную сквозную засверловку с измерением остаточной толщины стенки. Дефекты могут быть быстро выявлены при измерении толщины стенки ультразвуковыми дефектоскопами, а также по показаниям стационарных датчиков (обычно монтируемых на крупных трубопроводах), передающих показания на контрольную панель Замеры производят по всему периметру трубопровода. Особенно тщательно измеряют толщину стенки труб на крутых изгибах, где износ обычно происходит раньше, чем на прямых участках.

Не обнаруженный своевременно дефект приводит к аварии, т.е. к внезапному нарушению герметичности трубопровода. Большинство аварий сопровождается полным или частичным разрушением сварных стыков, разгерметизацией фланцевых соединений и разрушением трубы. Эти аварии могут быть вызваны самыми различными причинами.

Большинство из них обусловлено некачественным монтажом: плохой подгонкой сварных стыков и фланцев, плохой сваркой, недостаточной компенсацией температурных деформаций, неустойчивостью несущих опор, жестким креплением трубопровода к опорам и др Часты случаи аварийного выхода из строя трубопровода из-за несвоевременно замеченного износа, а также вследствие неправильной эксплуатации (например, резкие изменения давления или температуры).

Любая авария трубопровода должна быть ликвидирована после его остановки и соответствующей подготовки. Однако в некоторых случаях можно избежать полного отключения трубопровода и обеспечить нормальную эксплуатацию его до очередного планового ремонта с помощью временных мер. К таким случаям относится ликвидация пропусков на поверхности трубы или в сварных швах наложенных хомутов. Для этого по форме трубы изготавливают хомуты или скобы с накладками.

Их устанавливают на дефектный участок так, чтобы при стягивании хомутов или скоб прокладка (асбест, паронит, резина, свинец, фторопласт и др.) оставалась зажатой между трубой и хомутом (накладкой) и заполняла не плотность в трубе или сварном шве Ширина хомута или накладки должна быть такой, чтобы при стягивании не раздавить трубу.

Хомут и накладка должны обладать достаточными жесткостью и прочностью; в соответствии с этим выбирают их толщину. Иногда для большей надежности хомут или планку приваривают к трубе.

Практикуется также установка свинцовой пробки. На болт со сферической головкой, вставляемый в отверстие на теле трубы, надевается свинцовая пробка. Последняя, деформируясь при затягивании гайки, заполняет отверстие и обеспечивает плотность.

Часто авария возникает в результате разрыва сварного шва. Для устранения аварии шов вырубается и после зачистки заваривается вновь. При этом следует принять необходимые меры безопасности. Например, газопроводы можно заваривать только при обязательном протекании газа по трубе при давлении не менее 1 кПа, так как при отсутствии избыточного давления газа в трубу может попасть воздух, что приведет к образованию взрывоопасной смеси.

Если дефектный участок большой или образовавшийся дефект нельзя устранить наложением хомутов или латок (например, разрыв трубы по образующей), такой участок заменяют. Для этого трубопровод освобождают от продукта, участок длиной, равной не менее чем одному диаметру трубы, вырезают газовым резаком или, если среда огне- и взрывоопасная, с помощью ручного или механического трубореза. Заранее приготовленный кусок трубы (катушку) вставляют вместо вырезанного участка и приваривают к трубопроводу после проверки стыков.

Для проведения сварочных работ по обе стороны от свариваемых швов в трубопроводе устанавливают глиняные пробки, надежно защищающие участок сварки от попадания продукта Установка пробок обязательна, если по трубопроводу подается огне- или взрывоопасный продукт. В трубопроводах больших диаметров устанавливают специальные шаровые запорные устройства (17.3). Запирающим элементом является полый резиновый шар, который при нагнетании в него воздуха или жидкости раздувается и плотно прижимается к стенкам трубы. Для установки в трубопроводе таких запорных устройств в нужных местах механически вырезают окна.

Пропуски во фланцевых соединениях обусловлены плохой подгонкой соприкасающихся поверхностей, поврежденностью этих поверхностей, некачественной прокладкой и недостаточной подтяжкой болтов и шпилек. Для ликвидации пропуска сначала подтягивают болты (это часто эффективно для горячих трубопроводов, где регулярная подтяжка является обязательной).

Если таким путем пропуск не устраняется, заменяют прокладку. Для этого разъединяют фланцевое соединение, фланцы раздают на ширину, несколько большую толщины новой прокладки, с помощью распорного клина. На практике часто клин забивают вручную молотком, однако это опасно: клин может выскочить и причинить увечье рабочему. На 17.4 показано винтовое приспособление для раздвижки фланцев, исключающее эту опасность. Перед установкой новой прокладки привалочные поверхности тщательно очищают и проверяют отсутствие на них раковин или забоин. Если фланцы имеют дефекты, пни должны быть заменены.

Плановый ремонт трубопроводов предусматривает замену определенных участков с трубами, фланцами и крепежными деталями. Технология ремонта такая же, как и монтажа. Трубы отбраковывают, если в результате износа их толщина не обеспечивает заданные параметры эксплуатации. Для каждого трубопровода должны быть установлены отбраковочные нормы.

Технологические трубопроводы диаметром более 75 мм при остаточной толщине стенок 2 мм и менее бракуются без предварительного расчета.

Все технологические трубопроводы надежно заземляются для предотвращения образования зарядов статического электричества.
При плановых ремонтах проверяют опоры и подвески трубопроводов: плотность прилегания трубы к подушке, подвижность опор, целостность поверхностей скольжения и перекатывание пружин и т. д.

Разработчики: А.Г. Гумеров, М.Г. Векштейн, Р.С. Гумеров, В.А. Гараева, М. X . Султанов, Г.К. Ермилина, Г.Р. Бадритдинова, Р.Ф. Гайфуллин.

Правила согласованы с Госгортехнадзором России (письмо от 09.08.1999 г. № 10-03/526)

ПРИНЯТЫЕ В ПРАВИЛАХ СОКРАЩЕНИЯ

ВОХР - Военизированная охрана

ВПО - Ведомственная пожарная охрана

ГПС - Государственная противопожарная служба

ГСМ - Горюче-смазочные материалы

КИП - Контрольно-измерительный пункт

КР - Капитальный ремонт

ЛПДС - Линейно-производственная диспетчерская станция

ЛЭП - Линия электропередач

МНПП - Магистральный нефтепродуктопровод

МЧС - Министерство по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий

НТД - Нормативно-техническая документация

ОАО - Открытое акционерное общество

ПД - Пожарная дружина

ПДВК - Предельно допустимая взрывобезопасная концентрация

ПО - Производственное отделение

ПОС - Проект организации строительства

ППР - Проект производства работ

ПС - Перекачивающая станция

ПСД - Проектно-сметная документация

РСК - Ремонтно-строительная колонна

РСУ - Ремонтно-строительное управление

ЭХЗ - Электрохимическая защита

1. Общие положения . 3

2. Оценка технического состояния нефтепродуктопровода . 4

3. Виды и способы капитального ремонта нефтепродуктопроводов . 5

4. Организационно-техническая подготовка капитального ремонта . 14

5. Земляные работы .. 19

6. Подъем и укладка трубопроводов . 29

7. Очистка наружной поверхности трубопровода . 33

8. Сварочные работы .. 33

9. Противокоррозионная изоляция . 39

10. Монтаж защитного кожуха . 43

11. Испытание отремонтированного участка нефтепродуктопровода . 44

12. Порядок сдачи и ввод отремонтированного участка в эксплуатацию .. 46

13. Меры безопасности . 47

14. Пожарная безопасность . 50

15. Охрана окружающей среды .. 53

Приложение 1 Перечень рекомендуемых машин и механизмов . 56

Приложение 2 Передача рекультивированных земель землевладельцам .. 59

Приложение 3 Исполнительная документация, представляемая при сдаче отремонтированного участка нефтепродуктопровода в эксплуатацию .. 61

ПРАВИЛА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ,
ПРОЛОЖЕННЫХ ПО ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ,
НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ И ЗАХОДЯЩИХ НА ТЕРРИТОРИИ
НЕФТЕБАЗ И ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Дата введения 1999-11-01

В Правилах изложены основные положения механизированного ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных по территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций по замене изоляционного покрытия, восстановления стенки трубы или полной замене дефектного участка.

Правила разработаны с учетом опыта проведения капитального ремонта нефтепродуктопроводов, а также замечаний и предложений акционерных обществ магистральных нефтепродуктопроводов и Центрального округа Госгортехнадзора России по улучшению содержания указанного документа.

1.1. Требования настоящих Правил распространяются на капитальный ремонт магистральных нефтепродуктопроводов (далее МНПП), проложенных по территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций.

Специфическими условиями капитального ремонта являются: близость строений, насаждений и деревьев; ограниченная величина полосы отвода земли; наличие сооружений и сетей, пересекающих МНПП или проходящих в одном техническом коридоре, а также другие факторы.

Капитальный ремонт МНПП с заменой труб - это комплекс операций по замене дефектного участка трубопровода с целью восстановления его исправности до состояния, определенного проектными технико-экономическими показателями и характеристиками.

Капитальный ремонт МНПП с заменой изоляционного покрытия с восстановлением стенки трубы - это комплекс операций по замене поврежденного (не соответствующего требуемым техническим характеристикам) изоляционного покрытия и проведение, при необходимости, сварочных и других работ по устранению дефектов стенки трубы с целью восстановления его исправности до состояния, определенного проектными технико-экономическими показателями и характеристиками.

1.3. Целью капитального ремонта МНПП с заменой труб является приведение его технического состояния в соответствие требованиям проекта и действующих на момент строительства нормативных документов (ГОСТ, СНиП, ВСН и др.) путем замены дефектных труб и других конструкций на новые.

Экономическая и техническая целесообразность замены, приводящая к изменению технических характеристик ремонтируемого участка трубопровода должна быть обоснована в рабочем проекте на капитальный ремонт (пояснительной записке).

1.4. Целью капитального ремонта МНПП с заменой изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления стенки трубы является приведение его технического состояния в соответствие требованиям проекта и действующих нормативных документов путем замены старого изоляционного покрытия на новое, а при наличии дефектов стенки трубы - ремонт путем шлифовки, заварки (наплавки), приварки накладных элементов (муфт) или другими методами.

При производстве ремонтных работ подрядным способом такая ответственность возлагается на должностное лицо подрядной организации, оформленное соответствующим приказом.

1.6. Ответственность за соблюдение требований НТД по охране труда, пожарной безопасности и охране окружающей среды при выполнении ремонтных работ несет инженерно-технический работник организации, производящей ремонт (РСУ или подрядной организации), назначенный соответствующим приказом.

2.1. Для оценки технического состояния МНПП необходимо провести следующие мероприятия:

- выявить наиболее опасные участки МНПП в отношении:

а) внешней коррозии;

б) внутренней коррозии;

в) напряженного состояния МНПП;

- осуществить ревизию наиболее опасных участков МНПП;

- осуществить ревизию запорной арматуры, установок электрохимзащиты (ЭХЗ), защитных противопожарных средств, линий технологической связи, сооружений линейной производственно-диспетчерской службы;

- провести испытания МНПП на прочность и проверку их на герметичность в соответствии с ВСН 011-88;

- принять решение по отбраковке труб и деталей и ремонту МНПП.

2.2. Критериями опасности в отношении внешней коррозии являются:

- высокая коррозионная агрессивность среды (грунт, грунтовые и другие воды) по ГОСТ 9.602-89;

- наличие дефектов изоляционного покрытия по результатам обследования;

- для МНПП, проложенных в зоне действия блуждающих токов, опасное (по ГОСТ 9.602-89) смещение разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения;

- величина замеренного коррозионного износа по данным толщинометрии или определенного с помощью внутритрубной диагностической аппаратуры;

- отказы по причине наружной коррозии.

2.3. Наиболее вероятными местами проявления внутренней коррозии являются:

- пониженные места по рельефу МНПП со скоростью течения рабочей среды ( V ), не обеспечивающей вынос водных скоплений. Скорость течения ( V _кр ), достаточная для выноса водных скоплений, определяется по следующей формуле [ 46]:

где i - геометрический уклон восходящего участка, град.;

l - коэффициент гидравлического сопротивления;

r - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м 3 ;

D - разность плотностей воды и перекачиваемой жидкости, кг/м 3 ;

k - коэффициент поправки к теоретической формуле;

g = 9,8 м/с 2 - ускорение свободного падения;

D - внутренний диаметр трубы, м.

Коэффициент поправки определяется по формуле:

k = 0,564 - 0,133 × ln(n) + (2,437 - (i) 0,272 - 1) × (0,06 × ln(n) - 0,278),

где п - отношение кинематических вязкостей перекачиваемого продукта и воды.

Читайте также: