|
|
Особенности ремонта трубопроводов в экстремально низких температур. Курсовая. Технология ремонта газопроводов в условиях экстремально низких температур
При эксплуатации систем газоснабжения встречаются следующие виды закупорок газопроводов: водяные, ледяные, смоляные или нафталиновые и закупорки посторонними предметами
При наличии в составе газа определенного количества капельной воды в системе газоснабжения при соответствующих величинах температуры и давления газа образуются гидраты углеводородов (кристаллогидраты - твердые вещества, напоминающие своей структурой снег или пористый лед). Скапливаясь в арматуре и газопроводах, кристаллогидраты образуют пробки, препятствующие прохождению газа. Наличие водяных закупорок характеризуется пульсацией давления газа в газопроводах. Это объясняется тем, что из-за уменьшения проходного сечения газопровода уменьшается количество проходящего газа вследствие чего давление газа перед местом образования закупорки увеличивается, а после закупорки - уменьшается. Газ проходит до тех пор, пока его давление достаточно, чтобы преодолеть сопротивление, создаваемое водяной пробкой. Гидратообразование происходит в результате охлаждения газа при дросселировании. (При снижении давления при дросселировании газа до 1,0 МПа температура его понижается приблизительно на 5,5°С). Большое влияние на охлаждение газа оказывают тепловые потери на участке газопроводов от ГРС до регулирующих клапанов, установленных на ГРП. Устойчивое существование кристаллогидратов природного газа возможно при температуре от минус 5°С до 10°С и при давлениях соответственно 0,6-2,0 МПа. При более высоких температурах или при более низких давлениях газа кристаллогидраты не образуются. При давлении газа (0,6 МПа) процесс гидратообразования наступает при охлаждении газа до температуры минус 5-7°С. Дальнейшее понижение температуры интенсифицирует процесс образования кристаллогидратов. Углеводородные кристаллогидраты являются стойкими соединениями: при нагреве они легко разлагаются и переходят в газообразное состояние.
Ледяные пробки могут образовываться в зоне мерзлого грунта или в тех случаях, когда заполненный водой участок газопровода зимой оказался открытым. Ледяные пробки возникают при транспортировке влажного газа через неутепленные места газопроводов (в местах раскопок, на наружных газопроводах и т.д.). В этом случае конденсирующие водяные пары выпадают в виде инея и постепенно уменьшают проходное сечение газопровода.
Смоляные или нафталиновые пробки встречаются на газопроводах, транспортирующих различные виды искусственных газов. Закупорки состоят из смолы и нафталина, а также из различных взвешенных частиц, выпадающих на стенках газопровода. Они образуются на открытых участках газопроводов при снижении температуры газов.
Закупорка газопроводов посторонними предметами происходит из-за плохого качества очистки газопроводов после окончания монтажа или ремонтных работ на газопроводах (остался строительный мусор, сварочный грат, инструмент и т.п.). В процессе эксплуатации вокруг этих предметов скапливаются переносимые газом мелкие вещества (песок, окалина и т.п.). По мере накопления этих веществ и с увеличением расхода газа образуются закупорки.
Характерным признаком образования закупорок (пробок) в газопроводах является пульсация давления газа в газопроводах (гидроудары малой интенсивности) с понижением давления газа на участке (по ходу газа), База нормативной документации: www.complexdoc.ru 3 расположенном после образовавшихся пробок. При дальнейшем увеличении размера пробок и, следовательно, уменьшения проходного сечения может наступить полное прекращение поступления газа в котельное отделение. Контроль за давлением в системе газоснабжения позволяет своевременно выявить и принять меры по устранению нарушений работы системы.
Меорприятия по удалению закупорок газопроводов
Ликвидацию образовавшихся закупорок (пробок) в газопроводах следует производить способами, исключающими применение открытого огня (паровой обогрев, злектрообогрев и др.).
Меры к отысканию и устранению конденсатных и гидратных пробок должны приниматься в аварийном порядке.
При снижении давления газа на входе в ГРП следует: - проверить, полностью ли открыты все отключающие устройства на газопроводах, и убедиться в том, что снижение давления газа не произошло по другой причине (появление неплотностей, разрывов и т.п.); - сообщить о случившемся руководству ТЭС, ответственному за газовое хозяйство, и в диспетчерскую службу газоснабжающей организации; - принять меры к переводу котельной на другой вид топлива; - вызвать ремонтную бригаду газовой службы (мастерского участка ЦЦР).
Ликвидацию водяных или конденсатных пробок следует осуществлять путем опорожнения конденсатосборников подземных газопроводов и слива конденсата или воды из наружных и внутренних газопроводов через дренажные устройства. Конденсат должен сливаться через шланг в герметичную специальную емкость.
Ликвидацию гидратных, ледяных, смоляных или нафталиновых пробок следует производить путем обогрева участков газопроводов или газового оборудования с помощью технических средств, исключающих применение открытого огня. При прогревании газопровода разжиженную массу следует сразу же удалять через ближайшие конденсатосборники или дренажные устройства.
Смоляные или нафталиновые пробки, а также закупорки посторонними предметами можно ликвидировать, пропуская ерш, или прочисткой участка газопровода стальной проволокой диаметром 5-8 мм. (Пропуск ерша применяется редко, так как он связан с трудоемкими операциями разрезания отдельных участков газопровода).
Ликвидацию гидратных пробок можно производить путем ввода в газопровод ингибиторов (спирты, гликоли). В качестве спиртов могут использоваться: этиловый или метиловый спирты, а из гликолей применяются диэтиленгликоль или триэтиленгликоль. Наибольшее распространение для этих целей получил метиловый спирт - метанол. Метанол (СНОН) представляет собой жидкость с удельным весом 0,78 кг/см и температурой кипения минус 64,7°С. Плотность паров метанола по отношению к воздуху - 1,1. С воздухом образует взрывоопасные смеси (пределы взрываемости 5,5-36,5%). Обладает цветом, запахом и вкусом, сходным с винным (этиловым) спиртом. Смертельная доза при приеме внутрь равна 30 г, меньшие дозы вызывают тяжелые отравления, сопровождающиеся слепотой. Метанол может проникать в организм даже через неповрежденную кожу. При работе с метанолом должны строго соблюдаться «Общие санитарные правила по хранению и применению метанола» и «Указания о порядке получения, транспортировки, хранения и использования метанола». Работы по ликвидации закупорок в газопроводах с применением метанола могут производиться только аварийно-диспетчерской службой газоснабжающей или газосбытовой организации. Использовать метанол для ликвидации закупорок газопроводов персоналу газовой службы ТЭС не разрешается. 3.8. Устранение закупорок, не поддающихся растворению, производится путем: - вырезки специальных окон в газопроводах; - демонтажа соответствующих участков газопроводов; - продувки газопровода инертным газом под давлением. Указанные работы могут проводиться персоналом аварийно-диспетчерской службы газоснабжающей или газосбытовой организации по специальному договору.
8. 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. Бахмат, Г.В. Транспорт и хранение нефти и газа / Г.В. Бахмат, В.А. Стариков, Г.В. Старикова. – М: Недра, 1976. – 224 с.
2. Башкин, А.В. Устройство геотекстильных якорей на арках газопроводов: Транспорт и подземное хранение газа / А.В. Башкин – М.: ООО «ИРЦ Газпром». – №3. – 2004. – 37 с.
3. Березин, В.Л. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов / В.Л. Березин, К.Е. Ращепкин, Л.Г. Телегин–М.: «Недра», 1978. – 364 с.
4. Борисов, В.В. Ремонт магистральных трубопроводов / В.В. Борисов– М: ГосНаучтехн.изд. нефтяной и газодобывающей промышленности, 1958. – 354;
5. Бородавкин, П.П. Механика грунтов: Учеб. для вузов / П.П. Бородавкин – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2003. – 349 с.
6. РД 153-39-030-98. Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики. - М.: АК Транснефть, 2000.
7. 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.
8. СП 34-101-98. Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте. — М.: АК Транснефть, 2000.
9. Инструкция по применению современных сварочных материалов и оборудования при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. -Уфа: Транстэк, 2000.
10. Методика определения эксплуатационно-технических параметров соединительных деталей трубопроводов и их паспортизация. - Уфа: ТОО Азат-2, 1998.
11. РД 102-011-89. Охрана труда. Организационно-методические документы. - М.: ВНИИСТ, 1990.
12. ВСН 014-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды. - М.: ВНИИСТ, 1990.
13. РД 39-0147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. - Уфа: ИПТЭР, 1998.
14. ВСН 004-88. Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация. - М.: ВНИИСТ, 1999. |
|
|
Скачать 157.69 Kb.