теория большого взрыва. Документ Microsoft Word. Дефекты стенки трубы Дефекты стенки магистральных трубопроводов
 Скачать 26.65 Kb.
|
|
Вариант 14 Дефекты стенки трубы; Дефекты стенки магистральных трубопроводов.Дефекты стенки трубы - это дефекты, не приводящие к изменению проходного сечения трубы. Они делятся на следующие группы: потеря металла (коррозия, эрозия, вмятина в прокате, забоина, задир, рванина) - изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления; риска (царапина) - потеря металла стенки трубы, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с перемещающимся по ней твердым телом; расслоение - несплошность металла стенки трубы; обычно является раскатанным скоплением неметаллических включений; изменение толщины стенки - плавное утонение стенки трубы, образовавшееся в процессе изготовления трубы или листового проката; трещина - разрыв основного металла стенки трубы, характеризующейся малым поперечным размером; дефект св. шва (непровар, пора, шлаковое включение, подрез, трещина сварного шва) - дефект в самом св. шве или ОШЗ, возникший вследствие нарушения технологии сварки. По степени влияния на несущую способность нефтепровода дефекты классифицируются на опасные и неопасные. К опасным дефектам относятся: дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или непосредственно на швах, если их измеренная глубина превышает по величине 3% от номинального наружного диаметра трубы; дефекты, опасные по результатам расчета на статическую прочность (расчетное давление разрушения дефектной трубы ниже заводского испытательного давления); дефекты стенки, связанные с потерей металла, с остаточной толщиной стенки трубы на уровне технически возможного минимального предела измерения снаряда-дефектоскопа. Опасные дефекты подлежат выборочному ремонту в соответствии с установленными методами ремонта опасных дефектов. К неопасным относятся дефекты, для которых расчетное давление разрушения дефектной трубы не ниже заводского испытательного давления. Эксплуатация НП при наличии неопасных дефектов допускается без ограничений на режимы перекачки в межинспекционный период. По критерию необходимости проведения дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) дефекты подразделяются на требующие ДДК и не требующие ДДК. 4.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ Результаты внутритрубной диагностики показывают, что процентное содержание дефектных труб на магистральных нефтепроводах велико и оно растет с увеличением срока эксплуатации. Эта зависимость, построенная по самым сдержанным данным, приведена на рис. 4.1. Ранее приведенные данные (см. табл. 2.10) показывают, что на некоторых трубопроводах картина еще хуже. Например, отношение количества обнаруженных дефектов к количеству труб (длиной 11 м) на УБКУА достигает 80 %, а на ТУ-II превышает 100 %. В таких условиях ремонтировать все дефектные трубы становится бессмысленным; легче заменить весь трубопровод. Но, даже если построить абсолютно новый трубопровод, количество дефектных труб (с расслоениями, включениями, дефектами сварки) окажется порядка 10−30 % (экспертные данные). Поэтому ликвидировать все дефекты невозможно Возникает задача − отобрать для ремонта только те дефекты, которые действительно представляют реальную опасность. Если общее количество опасных дефектов превышает определенный допустимый предел, экономически выгоднее Рис. 4.1. Усредненная зависимость количества дефектных труб на магистральных нефтепроводах (по данным внутритрубной диагностики) 158 строить параллельную линию. Поэтому стоит важная задача − классифицировать обнаруженные дефекты по признакам, приближенным к нуждам эффективного ремонта (обеспечение наибольшей безопасности при наименьших затратах). Основными такими признаками являются: необходимость дополнительного обследования дефектных участков, обнаруженных внутритрубными инспекционными снарядами; степень опасности дефектов; возможность ремонта без остановки работы нефтепровода. Дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК) Такой контроль проводят после пропуска внутритрубных снарядов и анализа полученной информации. Контроль осуществляют методом шурфовки нефтепровода на дефектных участках. Методы ДДК определяют эксперты и экспертные организации на основе нормативных требований. ДДК проводят, когда для достоверной оценки опасности дефектов недостаточно информации, полученной внутритрубным обследованием. Выделить дефекты для ДДК и грамотно провести контроль − тоже непростые задачи. В последние годы участились случаи, когда аварии с разрывом трубопровода произошли именно после проведения ДДК до выполнения ремонта. Необходимость выполнения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов, обнаруженных внутритрубными снарядами, диктуется следующими обстоятельствами: возможно расхождение данных внутритрубного обследования с реальными параметрами дефекта из-за технических особенностей дефектоскопа; вероятно существование сочетания дефектов различных видов, не определяемых использованным набором внутритрубных снарядов; прочность и остаточный ресурс дефектных участков зависят от ряда параметров, не контролируемых внутритрубными снарядами. Дополнительному дефектоскопическому контролю подлежат: дефекты, определенные как «опасные» по результатам расчетов прочности нефтепровода на дефектном участке; дефекты, расчетные параметры которых определены недостаточно точно при внутритрубном обследовании нефтепровода; 159  дефекты, вид которых не определен по результатам внутритрубной диагностики. При использовании ультразвуковых внутритрубных снарядов «Ультраскан» дополнительному дефектоскопическому контролю подлежат дефекты со следующими параметрами по данным внутритрубного обследования: вмятины и гофры глубиной (высотой) более или равной 2t (t − номинальная толщина стенки трубы); вмятины и гофры глубиной (высотой) более или равной толщине стенки, примыкающие к сварным швам; расслоения металла, примыкающие к сварному шву; расслоения металла с выходом на поверхность стенки; риски и царапины на поверхности трубы длиной более 2 Dt; коррозионные дефекты (потери металла) глубиной более 0,1 номинальной толщины стенки, примыкающие к сварным швам. Выбор методов дополнительного дефектоскопического контроля − задача экспертов и экспертной организации. По ст епени опасност и дефект ов для нормальной эксплуа- тации нефтепровода обнаруженные дефекты делятся на три группы: недопустимые дефекты; опасные дефекты; неопасные дефекты. К недопустимым дефектам относятся: сквозные дефекты; дефекты, создающие препятствие для нормальной эксплуатации нефтепровода по технологическим признакам (например, сужения поперечного сечения трубы выше допуска, застрявшие посторонние предметы внутри трубы и др.); дефекты, являющиеся источником значительного риска аварии (усталостные трещины, опасные дефекты на подводных переходах и др.). В частности, недопустимы следующие дефекты: сужения проходного диаметра более 85 % номинального; вмятины и гофры с риской (трещиной) глубиной (риски или трещины) более 0,3 толщины стенки трубы; вмятины и гофры с дефектами сварного шва общей дли- ной (вмятины или гофра) более 2 Dt и максимальной глубиной более толщины стенки; коррозия на внешней и внутренней поверхностях трубы глубиной более 0,8 толщины стенки; 160 риски (царапины) на внешней и внутренней поверхностях трубы глубиной более 0,65 толщины стенки. трещины любого происхождения, расслоения с выходом на поверхность глубиной более 0,5 толщины стенки. К недопустимым дефектам также следует отнести обнаруженные дефекты, степень опасности которых невозможно установить. К опасным дефектам относятся: дефекты, которые могут привести к разрушению нефтепровода при испытательном давлении, превышающем максимальное рабочее давление на 25 % (по критерию прочности); дефекты, которые могут привести к разрушению нефтепровода при эксплуатации в рабочем режиме за счет роста дефекта в межинспекционный период (критерий остаточного ресурса). К неопасным дефектам относятся все остальные обнаруженные дефекты. Причем одни и те же дефекты могут перейти из группы опасных в группу остальных (неопасных) при понижении допустимого рабочего давления. Недопустимые дефекты нефтепровода подлежат немедленной ликвидации. Участки нефтепровода с опасными дефектами подлежат обязательному ремонту. Режим эксплуатации до выполнения ремонта участков с опасными дефектами должен исключать возможность аварий на этих участках. Для этого существуют следующие способы: ограничение рабочего давления наименьшим допустимым давлением на дефектных участках; остановка перекачки продукта по дефектным участкам. Участки с неопасными дефектами не требуют обязательного ремонта в межинспекционный период при условии, что будет установлен контроль за их возможным развитием (мо- ниторинг). Ремонт с ост ановкой работ ы нефт епровода проводится в следующих случаях: потеряна герметичность трубопровода на дефектном участке; сужение проходного сечения нефтепровода на дефектном участке выходит за пределы допустимого; невозможно обеспечить требуемую прочность дефектного участка другими способами; невозможно обеспечить безопасность работ другими методами; затруднено полное обследование обнаруженного дефекта. 161 Давление при ремонте нефтепровода должно быть не более 75 % по отношению к допустимому давлению дефектного участка. Основные типы внутритрубных инспекционных снарядов; Виды ремонтов трубопровода и их периодичность; Эксплуатация трубопровода перекачивающих станций и нефтебаз; Пассивная защита трубопроводов от коррозии; Особенности коррозии резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. |