Техническое обслуживание и ремонт оборудования (трубопроводы)

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 в соответствии с требованиями PTM-1С-81.

Ультразвуковой или радиографической дефектоскопии в целях 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.