Технология ремонта оборудования трубопроводов

Ремонт трубопроводов

В процессе эксплуатации трубопро­воды изнашиваются от механического (в основном эрозионного), теплового и коррозионного воздействия. При ремонте выполняются следующие основные работы:

1) замена износившихся деталей и узлов или исправление их до соответствующих норм, допусков и размеров;

2) выверка трубопроводов, а в случае не­обходимости подгонка опор и подвесок;

3) модернизация или реконструкция трубопроводов с возможной унификацией сменных частей;

4) изоляция трубопроводов;

5) испытание на прочность и плотность;

6) окраска трубопроводов.

За 2 – 3 ч до разборки фланцевых соединений трубопроводов резьбовую часть крепежных деталей необходимо смочить кероси­ном. Отворачивание гаек проводится в два приема: сначала все гайки ослабляются поворотом на 1 /8 оборота, затем отворачиваются полностью в любой последовательности. При разборке трубопро­водов с целью замены прокладок весьма трудоемка раздвижка фланцев. Для раздвижки фланцев используются специальные приспособления.

Рисунок – Винтовое приспособление для раздвижки фланцев

Рисунок – Приспособление для замены прокладки

1 – хомут; 2 – винт; 3 – болт.

Для вырезки прокладок применяются специальные приспо­собления.

Рисунок – Приспособление для вырезки прокладок

1 – конус; 2 – нож.

При ремонте технологических трубопроводов изношенные участки заменяются новыми, дефектные сварные стыки удаляются, а вместо их ввариваются катушки. Перед удалением участка тру­бопровода необходимо закрепить разделяемые участки так, чтобы предупредить их смещение. Участок, подлежащий удалению, крепится в двух местах.

После демонтажа участка трубо­провода свободные концы оставшихся труб необходимо закрыть пробками или заглушками. При установке ново­го участка его сначала укрепляют на опорах, а затем сваривают.

Сборка коллектора состоит из сое­динения отдельных участков, блоков (плетей), деталей и крепления его к опорам и подвескам. Отдельные узлы перед сборкой располагаются в цехе между аппаратами, насосами, арматурой. Сначала сборка выполняется «начерно», т.е. свариваемые детали соединяются при­хваткой, фланцевые соединения собираются на монтажных болтах. После такой сборки и выверки горизонтальных и вертикальных участков осуществляется окончательная сварка стыков, а во фланцевых соединениях монтажные болты заменяются шпильками или постоянными болтами с окончательной их затяжкой. После этого трубопровод закрепляется на опорах.

Подъем и укладка узлов и деталей трубопроводов проводятся с помощью стационарных или передвижных грузоподъемных устройств. При сборке отдельных участков трубопроводов пере­дача их веса на насосы и компрессоры должна быть исключена.

На вертикальных аппаратах заменяемые узлы и детали тру­бопроводов закрепляются стропами в двух местах для их подве­шивания.

При подсоединении к другим узлам перестроповка исключается. Поднятый узел или деталь при помощи оправки подгоняется к присоединительному фланцу, а затем устанавливается прокладка и закрепляются все шпильки и болты. После проведения указан­ных операций стропы снимаются. Если новый узел трубопровода присоединяется на сварке, то стропы снимаются после приварки его первым швом.

При ремонте фланцевых соединений зеркало фланца, нахо­дившегося в эксплуатации, очищается от старой прокладки, следов коррозии и т.д.

Перпендикулярность уплотнительной поверхности фланца к оси трубы проверяют при помощи специального приспособления.

Рисунок – Проверка перпендикулярности уплотнительной поверхности фланца

При ремонте межцеховых тру­бопроводов замена изношенных участков надземных трубопроводов может выполняться потрубно. Воз­можна также сборка участков из секций, которые собирают и сваривают из отдельных труб и их элементов вблизи трассы или в трубозаготовительной мастерской. В условиях эстакад, насыщен­ных большим количеством трубо­проводов, ремонт становится более сложным. В этом случае замена изношенных участков или проклад­ка дополнительных линий возмож­на лишь отдельными трубами не­большой длины. Трубы поднима­ются краном или лебедкой и через верх или бок эстакады заводятся на место. Сборка ведется в направ­лении, противоположном уклону трубопровода. При укладке трубо­проводов на эстакадах, в каналах или лотках окончательное закреп­ление начинают с неподвижных опор.

При замене участков трубопроводов, работающих при высокой температуре, а также при прокладке дополнительных линий про­водится растяжка компенсаторов температурных удлинений.

Растяжка компенсаторов осуществляется с помощью специальных приспособлений, вместе с которыми ком­пенсатор монтируется. После закрепления концов трубопровода на неподвижных опорах приспособление удаляется.

Рисунок – Винтовое приспособление для растяжки компенсаторов

1 – распорка; 2 – натяжная гайка; 3 – винт; 4 – хомут; 5 – труба.

Линзовые компенсаторы устанавливаются на трубопроводах, имеющих продольное и поперечное перемещения. Для предотвра­щения разрыва линз при сдвиге трубопровода в поперечном направлении на компенсаторах ставятся стяжки. Линзовые компенсаторы растягиваются на половину их компенсирующей способности.

Рисунок – Линзовые компенсаторы со стяжками

1 – тяга; 2 – лапа.

При ремонте трубопроводов, уложенных в грунт, выполняются следующие основные работы:

1) вскрытие засыпанных траншей; отсоединение участков трубопроводов;

2) подъем этих участков на поверхность;

3) очистка наружной поверхности от следов кор­розии и остатков старой антикоррозионной изоляции;

4) замена изношенных участков трубопроводов новыми;

5) наложение новой изоляции;

6) укладка трубопровода в траншею.

При наличии мелких повреждений (трещины, раковины, потения и т.д.) трубопровод из работы не выключается. При нетоксичных продуктах ремонт осуществляется наваркой заплат. Разрывы стыков и круп­ные трещины временно изолируются наложением хомутов. После освобождения трубопровода от продукта поврежденные места вырезаются и ввариваются катушки.

Трубопроводы диаметром до 300 мм, уложенные на глубине не более 1,2 м, ремонтируются с подъемом и укладкой их над траншеей на лежаки. При диаметре более 300 мм ремонт осуще­ствляется непосредственно в траншее с подъемом трубопрово­дов на высоту 60 – 70 см от дна траншеи с укладкой их на ле­жаки.

Основным видом ремонта подземных трубопроводов является замена изношенного участка новым. При этом способе извлечен­ный из траншеи трубопровод разрезается на отдельные части и увозится на ремонтную базу. Новая секция вваривается в кол­лектор. При подъеме и опускании трубопровода в траншею наи­более напряженные сварные стыки усиливают муфтами или планками. Для лучшего прилегания планок к трубопроводу в середине планок делается выгиб. При усилении муфтами их длина принимается равной 300 мм для труб диаметром 200 – 377 мм и 350 мм для труб диаметром 426 – 529 мм. Диаметр муфты прини­мается на 50 мм больше диаметра трубопровода. Толщина стенки муфты и трубопровода должна быть одинакова. Допускаемый зазор между муфтой и трубой составляет 2 мм.

При ремонте иногда нужно подключиться к действующим тру­бопроводам соседних цехов. Такая необходимость возникает и при подключении нового аппарата к действующим цеховым трубопро­водам. Подобные врезки чаще всего осуществляются в период остановочных ремонтов. Врезка в действующий трубопровод вы­полняется с использованием специального приспособления. К трубопроводу в месте врезки подгоняется и приваривается патрубок с фланцем. К этому фланцу на шпильках присоединяется задвижка требуемой серии. К задвижке на фланце крепится приспособление, состоящее из сверла и ко­ронки, на которой укреплены резцы, шток, сальник, грундбукса, упорный шарикоподшипник и штурвал. Вращением коронки при помощи штурвала в стенке основ­ного трубопровода вырезается отверстие требуемого диаметра. После этого шток с коронкой поднимается выше клинкета задвижки и последняя закрывается. Затем с задвижки снимается приспособление и к отводящему патрубку присоединяется новый трубопровод.

Рисунок – Приспособление для врезки отвода в действующий трубопровод

1 – трубопровод; 2 – сверло; 3 – резец; 4 – коронка; 5 – патрубок; 6,9 – фланцы;

7 – шток; 8 – задвижка; 10 – сальник; 11 – грундбукса;

12 – упорный шарико­подшипник; 13 – штурвал.

После окончания капитального ремонта трубопроводов про­водятся проверка качества работ, промывка или продувка, а затем испытание на прочность и плотность. Технологическая аппаратура перед испытанием отключается, концы трубопровода закрываются заглушками. Заглушаются все врезки для контрольно-измери­тельных приборов. В наиболее низких точках ввариваются шту­церы с арматурой для спуска воды при гидравлическом испытании, а в наиболее высоких – воздушки для выпуска воздуха. В на­чальных и концевых точках трубопровода устанавливаются манометры с классом точности измерения не ниже 1,5.

Гидравлическое испытание на прочность и плотность обычно проводится до покрытия тепловой и антикоррозионной изоляцией. Величина испытательного давления должна быть равна 1,25 максимального рабочего давления, но не менее 0,2 МПа для стальных, чугунных, винипластовых и полиэтиленовых трубопроводов. Давление при испытании выдерживается 5 мин. После этого оно снижается до рабочего значения. Трубопровод тщательно осматривается. Сварные швы обстукиваются легким молотком. После проведения испытания открываются воздушки и трубопро­вод полностью освобождается от воды.

Пневматическое испытание осуществляется воздухом или инертным газом. При этом выдерживается давление, равное 1,25 макси­мального рабочего давления, но не менее 0,2 МПа для трубопро­водов из стали.

Испытание на прочность чугунных и пластмассовых надземных трубопроводов не проводится. Пневматическое испытание трубо­проводов на прочность не проводится также в действующих цехах, на эстакадах, в каналах, т.е. там, где находятся действующие трубопроводы. Газопроводы, работающие при давлении до 0,1 МПа, испытывают давлением, которое устанавливается проектом.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий регламент определяет состав технологических трубопроводов, порядок проведения технического обслуживания и ремонта технологических трубопроводов, а также перечень операций при выполнении указанных работ.

Читайте также  Как выбрать инвертор?

1.2. Регламент разработан на основании положений РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2.1. Технологические трубопроводы включают и себя внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорно-регулирующую арматуру, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

2.2. Техническое диагностирование — комплекс работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов технологических трубопроводов, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации.

2.3. Техническое обслуживание — комплекс операций по поддержанию работоспособности трубопроводов и входящих в его состав устройств при их эксплуатации.

2.4. Текущий ремонт — ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности технологических трубопроводов и входящих в его состав устройств.

2.5. Капитальный ремонт — комплекс мероприятий по восстановлению исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса технологических трубопроводов и входящих в его состав устройств с заменой или восстановлением любых элементов, включая базовые, и их регулировка.

3. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Техническое обслуживание и ремонт технологических трубопроводов и устройств производится в соответствии с РД 153-39ТН-008-96 («Руководство по эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»). В период эксплуатации обслуживающий персонал осуществляет контроль за состоянием наружной поверхности участков трубопроводов, проложенных открытым способом, их деталей, сварных швов, фланцевых соединений, арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д.

Результаты осмотра фиксируются в журнале не реже одного раза в смену. Обслуживание технологических трубопроводов НПС производится согласно графику ППР, разработанного инженером-механиком НПС, и утвержденного главным инженером РНУ (Приложение 2 ).

Для определения технического состояния технологических трубопроводов проводится их диагностика. Диагностику рекомендуется проводить акустико-эмиссионным методом. Диагностика проводится по методике, согласованной с отделами ОГМ, ТТО, ТБиПБ, инспекцией по надзору за магистральными нефтепроводами и утвержденной главным инженером ОАО МН. Диагностика выполняется собственными силами эксплуатирующей организации или подрядчиком при условии наличия лицензии на право выполнения данных работ, необходимого оборудования и квалифицированных кадров.

На основании результатов проведенной диагностики разрабатываются планы и мероприятия по устранению выявленных дефектов и определяется срок повторной диагностики.

3.2. Испытания технологических трубопроводов проводятся не реже 1 раза в 8 лет. Давление и режим испытаний устанавливается в зависимости от срока и параметров эксплуатации трубопровода согласно документам, регламентирующим проведение испытаний на действующем трубопроводе.

По результатам испытаний составляется акт и принимается решение о проведении ремонтных работ.

3.3. Текущий ремонт выполняется по наряду-допуску, утвержденному руководством НПС, согласованному с начальниками служб НПС, инженером ОТ.

Капитальный ремонт производится согласно мероприятиям, подписанным главным инженером РНУ, заместителем начальника РНУ по ТТО, начальником ОГМ РНУ, начальником ОТБ РНУ, согласованных с ВПЧ и инспекцией по надзору за магистральными трубопроводами, ОГМ, ОТБ, ТТО ОАО МН и утвержденных главным инженером ОАО МН или заместителем генерального директора по производству.

3.4. Вывод в текущий ремонт оборудования камеры регуляторов давлений осуществляется по разрешению руководства РНУ (начальник, главный инженер, зам. начальника по производству, зам. начальника по ТТО) на основании письменного запроса руководства НПС, согласованного с начальником соответствующей службы РНУ.

Капитальный ремонт, связанный с перемонтажем или заменой регулирующих заслонок производится согласно мероприятиям. Разрешение на производство работ дается на основании письменного подтверждения за подписью руководства РНУ о выполнении подготовительных работ и готовности к проведению основных работ. Разрешение на производство работ дает главный инженер ОАО МН, заместитель генерального директора по производству, заместитель генерального директора по ТТО ОАО МН.

3.5. Вывод в ремонт клапана, аккумулятора одной струны блока гашения ударной волны производится с разрешения руководства РНУ по письменному запросу за подписью руководителя НПС при наличии отсекающих задвижек на струне. Работы выполняются по наряду-допуску. Вывод из работы всей системы производится по разрешению руководства ОАО МН на основании запроса за подписью руководства РНУ.

3.6. Вывод в ремонт фильтра-грязеуловителя производится по разрешению руководства РНУ на основании письменного запроса руководства НПС.

3.7. Вывод в ремонт или ревизию предохранительного клапана блока предохранительных клапанов при наличии на нем отсекающих задвижек производится по разрешению руководства РНУ на основании письменного запроса руководства НПС, согласованного с начальником ОГМ РНУ. При отсутствии отсекающих задвижек выполнение работ по ремонту и ревизии предохранительных клапанов производится в период плановой остановки НПС.

4. ПЕРЕЧЕНЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РАБОТ ПО ТО И РЕМОНТУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Оценка работоспособности блока гашения ударной волны осуществляется согласно инструкций заводов изготовителей, кроме того, производится контроль уровня жидкости в разъединительной емкости (уровень жидкости считается допустимым при давлении в приемном трубопроводе ниже 1,5 МПа из открытого среднего вентиля потечет антифриз), а также контроль исправности клапанов сброса нефти и подпорного устройства, обеспечивающего прижатие втулок клапанов в закрытом положении. Контроль осуществляется по давлению воздуха в системе и изменению уровня нефти в емкостях сброса и гашения ударной волны. Система находится в работоспособном состоянии при условии нахождения в работе не менее 4-х клапанов из 6-ти нефтепровода Æ 1200 мм и 3-х из 4-х нефтепровода Æ 1000 мм.

В объем ТО блока гашения ударной волны входят: внешний осмотр установки для проверки возможных утечек жидкости, воздуха и уровня жидкости в разделительном баке, устранение обнаруженных дефектов, контроль герметичности дросселирующего клапана. При текущем ремонте БГУВ производятся все операции ТО, а также: устраняются все течи на технологических узлах, емкостях, задвижках, воздухопроводах; ремонт или замена неисправных клапанов, камеры гидроаккумулятора, промывка огневых предохранителей, очистка отстойника разделительной емкости от механических примесей. При капитальном ремонте выполняются все операции текущего ремонта, а также: обследование состояния емкостей сброса и гашения ударной волны, обследование и очистка аккумуляторов, разделительной емкости, ремонт компрессора, разделительной системы, замена огневых предохранителей.

4.2. Система фильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправного фильтра. Работоспособное состояние системы фильтров характеризуется перепадом давления на фильтре и уровнем вибрации. При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств осуществляется непрерывный контроль работоспособности фильтров. Увеличение перепада давления на фильтре до величины более 0,05 МПа или уменьшение перепада давления до величины менее 0,03 МПа свидетельствует о засорении или повреждении фильтрующего элемента. Перепад давления определяется по показаниям манометров, установленных на входе и выходе каждого фильтра. Перепад измеряется манометрами класса точности не ниже 1,5 с пределом измерений от 0 до 4,0 МПа. В объем ТО входят проверка и устранение утечек по нефти во фланцевых и резьбовых соединениях, проверка перепада давления в каждом фильтре. При текущем ремонте производятся: проверка герметичности узлов трубопроводов, герметичности задвижек, очистка фильтров от грязи и парафина, ремонт или замена фильтрующих элементов, чистка дренажей, проверка технического состояния патрубка воздушника. При капитальном ремонте выполняются: замена фильтрующих элементов на новые, замена или ремонт задвижек, заварка дефектов корпуса, нанесение коррозионных покрытий и покраска корпусов фильтров, наземных трубопроводов. После проведения капитального ремонта, связанного с заваркой дефектов корпусов, фильтры испытываются на прочность и плотность водой давлением 1,33 Рном.

4.3. Оценка работоспособности предохранительных клапанов осуществляется дежурным и инженерно-техническим персоналом при оперативном контроле, ревизии при эксплуатации, проведении ТО и ТР, проверки на специальном стенде. Признаками неработоспособности клапана и необходимости выполнения ремонтных работ являются: негерметичность — утечка среды через затвор клапана при давлении более низком, чем установочное давление; пульсация — быстрое и частое открытие и закрытие клапана; вибрация; отсутствие срабатывания при заданном установочном давлении. Неработоспособный клапан заменяется новым, отрегулированным на стенде или производится его ремонт по месту при наличии отсекающих задвижек на клапане. В объем ТО предохранительных клапанов входят: внешний осмотр, очистка от загрязнений наружных поверхностей, контроль герметичности, пульсации и вибрации. При текущем ремонте предохранительных клапанов производится устранение неисправностей, выявленных при ревизии, а также проверка величины давления срабатывания клапана и контроль пружины и уплотнительных поверхностей сопла золотника. При капитальном ремонте производится полная разборка, дефектация и восстановление изношенных деталей, замена крепежных деталей с неисправной резьбой, притирка уплотнительных поверхностей золотника и сопла, контроль и испытание пружины, сборка, регулировка, переиспытание на стенде. Капитальный ремонт предохранительных клапанов рекомендуется совмещать с их переиспытанием.

4.4. Контроль работоспособности и надежность срабатывания автоматических регуляторов давления осуществляется оператором НПС по показаниям контрольно-измерительных приборов. При обнаружении неисправностей оборудование регулирующих заслонок должно быть выведено в ремонт. При ТО осуществляется: внешн ий осмотр блока регуляторов давления, контроль за отсутствием утечек, контроль за наличием смазок, контроль и подтяжка контактных соединений, контроль точности и срабатывания заслонок с аппаратурой, задающей режим ее работы. При текущем ремонте производятся операции ТО, а также проверка состояния и очистка поверхностей подводящих трубопроводов, разборка, осмотр и очистка поверхностей регулирующих заслонок. В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также: опорожнение трубопровода от нефти, вскрытие регулирующих заслонок, дефектация всех узлов и деталей и замена изношенных элементов; ревизия технического состояния и проверка работоспособности привода заслонок.

Читайте также  Как выбрать воздушный компрессор?

4.5. Результаты выполненных ТО и ремонтов технологических трубопроводов и устройств, входящих в состав трубопроводов, отражаются в ремонтном журнале (Приложение 1 ). Результаты диагностики и капитальных ремонтов технологических трубопроводов прикладываются к исполнительской документации НПС. Ведение журнала учета ТО и ремонтов технологических трубопроводов осуществляет начальник службы НПС, эксплуатирующей трубопроводы. Изменение в исполнительной документации после реконструкции и капитального ремонта, вносит заместитель начальника НПС (главный инженер НПС).

5. ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТАЦИИ И ПОРЯДОК ЕЕ ОФОРМЛЕНИЯ

Перечень документации, порядок и сроки ее составления, а также порядок утверждения, согласования и хранения указаны в табл. 1 .

6. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

1. РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

2. «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» РД 39-30-114-78. Утв. Миннефтепром 14.12.78 г.

3. «Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов». Утв. Миннефтепром 07.12.85 г.

Говорим про трубопроводы и методы их ремонта

Трубопроводы, их виды и особенности, а также методы их ремонта – тема нашего сегодняшнего материала. Своей компетенцией в данном вопросе с нами и нашими читателями поделился специалист одной из профильных белорусских компаний.

Трубопроводы – инженерные сооружения, с помощью которых осуществляется транспортировка различных веществ (жидкости, газы, растворы и т.п.). Трубопроводы применяются в самых разных сферах, поэтому имеют различные параметры. Часто они приходят в негодность и требуют обслуживания.

По словам нашего сегодняшнего собеседника, приводящего в пример данные собственного предприятия, диагностирование трубопроводов осуществляет специализированных компаниях имеющая лицензию.

Классификация

В зависимости от давления транспортируемого вещества:

От агрессивности транспортируемых веществ:

Исходя из места расположения:

По способу расположения:

По материалу исполнения:

Разделение на группы и категории

Все трубопроводы делятся на три группы (А, Б, В) и подгруппы (а, б, в), а также пять категорий (I, II, III, IV, V).

Группы разделяют транспортируемые вещества по степени опасности: пожароопасность, взрывоопасность, вредность.

Категории позволяют разделить транспортируемые вещества, исходя из их давления и температуры.

Диагностика

Обязательная составляющая эксплуатационных мероприятий – диагностирование технологических трубопроводов, которое включает:

  • контроль состояния и толщины материала трубопровода;
  • контроль сварных швов;
  • капиллярный контроль;
  • ультразвуковую проверку кольцевых сварных швов;
  • проверку вертикальных и горизонтальных отметок;
  • вибродиагностический контроль;
  • иные виды наблюдений.

Ремонт

Способы, позволяющие выполнить ремонт трубопроводов:

  1. Замена дефектного участка.
  2. Герметизация места повреждения снаружи.
  3. Герметизация места повреждения изнутри.
  4. Ремонт «труба в трубе».
  5. Смежные технологии: «чулок», U-лайнер.

Замена дефектного участка – самая распространенная технология ремонта. Как правило, этот способ применяется при наличии больших повреждений или существенного износа отдельного участка. Проще использовать этот способ на открытых трубопроводах. Данная технология весьма дорогостоящая и не всегда применима, однако, является эффективной при необходимости проведения экстренных работ.

Второй способ ремонта применяется, когда необходимо быстро локализовать утечку без замены полностью участка трубопровода. Здесь могут использоваться разные приспособления: металлические хомуты, муфты или иные прижимные устройства. В качестве уплотнителя могут использоваться резиновые прокладки, полимерные материалы, липкая лента, металлы. Если необходимо устранить мелкую трещину – применяется сварка. При этом большое распространение получил метод «холодной» сварки.

Третий вариант – это также устранение локальной утечки путем восстановления герметичности трубы, однако все работы выполняются изнутри. В трубу вводятся специальные вкладыши, кольцевые уплотнители, втулки. Другой вариант – нанесение на внутреннюю поверхность трубы восстанавливающего покрытия.

Четвертый способ ремонта – «труба в трубе» – является относительно дешевым (по сравнению с предыдущими тремя). Принцип этого метода заключается во введении внутрь поврежденного трубопровода новой трубы меньшего диаметра. Однако он имеет присущий только ему недостаток – уменьшение сечения трубопровода. При ремонте криволинейных участков вместо металлической используется гофрированная труба.

Существуют еще смежные технологии. Например, протягивание специального рукава или чулка, который с помощью клея или полимерных материалов прижимается к стенкам трубы изнутри – так называемая «чулочная технология». Другой вариант – технология «U-лайнер», которая заключается в том, что внутрь трубы на поврежденном участке вводится U-образная (или другой формы) полиэтиленовая плеть. В последствии под воздействием температуры она становится пластичной и облегает трубу изнутри.

По словам нашего приглашенного эксперта, какой бы способ ремонта не применялся, после окончания всех ремонтных работ обязательна промывка и продувка трубопровода для того, чтобы удалить остатки ремонтных веществ (песок, глина), сварную окалину или иные механические загрязнения.

Современные решения для ремонта трубопроводов

Ни для кого не секрет, что общее состояние основной сети трубопроводов в России далеко не безупречно. Изза частых аварий предприятия несут большие экономические потери, и порой непонятно, что выгоднее — чинить существующие трубы или прокладывать новые. Специалисты хорошо понимают, что в первую очередь следует предотвратить поломку, а если это невозможно, то устранить ее, подобрав для этого самый надежный и быстрый способ.

Холдинг «ИНТРА ТУЛ» предлагает своим клиентам решения для задач любого уровня сложности. Компания, сотрудники которой за время ее существования хорошо изучили потребности и особенности нефтегазодобывающей отрасли России, c 2002 года является одной из ведущих на рынке ремонтных технологий для промышленных предприятий. В своей работе специалисты «ИНТРА ТУЛ» используют комплексный подход и современные технологии, многие из которых могут применяться для восстановления и ремонта трубопроводных систем. Это, прежде всего, новая технология армированных трубопроводов FlexSteel и композитные материалы для ремонта напорных трубопроводов INTRA КРМ.

ТЕХНОЛОГИЯ FLEXSTEEL — НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Гибкие армированные сталью трубопроводы высокого давления FlexSteel предназначены для использования в самых тяжелых природно-климатических и ландшафтных условиях, которыми характеризуется разработка нефтяных и газовых месторождений, и способны решать широкий круг проблем, возникающих при транспортировке нефти, газа или воды. В частности, благодаря применению в конструкции трубопроводов FlexSteel полиэтилена высокой плотности обеспечивается надежная защита трубопроводных систем от коррозии. Также с их помощью можно проводить ремонт и восстановление (санацию) поврежденных участков стальных трубопроводов.

Технология FlexSteel — это принципиально новое решение в области строительства трубопроводов. В нем сочетаются лучшие качества труб, имеющихся на данный момент в промышленности: прочность стали, простой монтаж, эксплуатационные и экономические преимущества, транспортировка трубы на катушках.

Труба FlexSteel на площадке «Интратул»

Применение нового поколения труб FlexSteel дает возможность повысить культуру производственных работ, существенно сократить затраты на установку и уменьшить экологические риски. Здесь можно привести следующий пример. Перед одним из дочерних предприятий крупной нефтяной компании встала задача минимизировать затраты на ремонт и обслуживание проблемного участка высоконапорного водовода. Проблема заключалась в частых поломках (отказах/порывов), связанных с коррозией, обусловленной высоким содержанием сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в транспортируемой среде.

Специалистами компании «ИНТРАЛАЙН» было предложено решение поставленной задачи при помощи новой технологии FlexSteel. В результате проведенных работ проблемный участок стального сварного трубопровода протяженностью 1000 м (диаметр 89 мм) был заменен на гибкий армированный сталью трубопровод FlexSteel диаметром 75 мм.

Работы, включая подготовительный этап, заняли всего три дня, так как гибкий трубопровод FlexSteel не требует разработки траншеи с привлечением экскаватора. Сам процесс по развертыванию и укладке занял два часа, что в разы меньше по сравнению со стальными трубопроводами.

Специалисты компании-заказчика подтвердили, что применение нового поколения труб FlexSteel дает возможность повысить культуру производства работ, существенно сократить затраты на установку и уменьшить риск нанесения вреда окружающей среде.

ТЕХНОЛОГИЯ УСТРАНЕНИЯ УТЕЧЕК БЕЗ ОСТАНОВКИ ПРОИЗВОДСТВА

Предлагаемая технология устранения утечек основывается на инновационном подходе к технологическому обслуживанию трубопроводов, работающих под давлением, в межремонтный период.

Устранение утечки пара

Ее суть заключается в комплексном применении специального бандажа (кожуха) и уникальных компаундов (заполнителей на основе синтетического каучука, свойства которых зависят от характера устраняемой утечки — температуры, физико-химических характеристик среды, давления). Специальный зажим устанавливается на место протечки и создает вокруг него герметичную полость. Далее с помощью специального гидравлического инструмента в полости создается более высокое давление, чем давление в системе, после чего полость заполняется герметизирующим компаундом. В результате более высокого давления и вулканизации под воздействием температуры образуется новая герметизирующая структура. Зажимы и защитные кожухи рассчитываются и выполняются как дополнительный элемент трубопровода, способный выдержать все возникающие на конкретном производстве технологические нагрузки на трубопровод. Таким образом, после установки они могут работать как дополнительный укрепляющий элемент трубопровода.

Читайте также  Как правильно залудить паяльник?

ПРЕИМУЩЕСТВА ТЕХНОЛОГИИ

Применяемая технология позволяет на действующем оборудовании устранить утечки практически любой среды при давлении более 100 МПа и температуре от 118 до +1200°С. Компания имеет успешный опыт устранения утечек сред с примесями (воздух и вода с агрессивными и взрывоопасными средами), легких и тяжелых углеводородов, нефтепродуктов, кислот, щелочей, химически агрессивных сред (аммиак, фенол и т.п.).

При заказе на проведение работ заказчику высылается опросный лист для обязательного заполнения, что позволяет до начала работ учесть все варианты и условия требуемых мероприятий. Согласно требованиям технологии, анализу развития утечки и состоянию оборудования выполняются индивидуальный подбор компаундов, разработка и изготовление требуемого оборудования и оснастки. На каждый вариант утечки разрабатываются минимум два технических плана работ.

Для устранения утечек предназначено 24 универсальных и более 60 специализированных компаундов. На складах в Санкт-Петербурге и региональных центрах базирования ремонтных бригад постоянно имеется весь перечень компаундов в требуемом количестве.

КОМПОЗИТНЫЕ МАТЕРИАЛЫ INTRA КРМ

Технология ремонта напорных трубопроводов с использованием композитных материалов уже давно доказала свою высокую эффективность, однако особую популярность она стала набирать лишь в последние 5–10 лет.

Отвод до и после проведения ремонта композитной муфтой КРМ

Что такое композитный материал и как он применяется в ремонтных работах? По общему определению композитный материал состоит из двух или более материалов с взаимоусиливающим их свойства эффектом. В случае с композитными ремонтными муфтами INTRA КРМ комбинация армирующего волокна и полиуретанового/эпоксидного связующего дает возможность достичь максимальных прочностных характеристик, в 1,5-2 раза превышающих таковые у стали. В зависимости от задачи в качестве армирующего компонента используется стекловолокно либо углеволокно двухосевого плетения.

Стандартный и эффективный метод ремонта с применением композитных материалов предусматривает использование трехкомпонентной системы, включающей армирующую волокнистую ткань, связующее вещество для сцепления композитного материала с трубой и каждым последующим витком ткани и наносимый на зону дефекта состав (праймер), имеющий высокую прочность на сжатие (для передачи нагрузки). Сфера применения композитных материалов в качестве средства ремонта трубопроводов и различных несущих конструкций достаточно широка. Данная технология может решать, в частности, следующие задачи:

  • ремонт внутренних и внешних дефектов;
  • устранение изгибов;
  • ремонт сварных швов;
  • устранение последствий механических повреждений;
  • установка опор трубопроводов;
  • устранение заводских дефектов;
  • ремонт в условиях высокой температуры трубопровода;
  • ремонт при отрицательных температурах;
  • усиление конструкции;
  • остановка распространения трещины;
  • ремонт коррозионных повреждений.

ХК ИНТРА ТУЛ предлагает композитные муфты INTRA КРМ — это современное технологичное средство для ремонта трубопроводов и соединительных деталей трубопроводов (СДТ) с геометрией любой сложности (отводы, переходы, тройники, крестовины и т.п.).

Следует, впрочем, разделять муфты КРМ-С (стандартная) и КРМ-У (усиленная), так как они отличаются типом полимерного связующего, равно как и многими другими основными эксплуатационными характеристиками.

Расчет обеих композитных ремонтных конструкций производится по стандартам ISO 24817 и ASME PCC-2, регламентирующим размеры муфт (толщина и осевая длина) в зависимости от типа дефекта, параметров трубопровода и перекачиваемой среды (температура, давление, число циклов и т.п.). Нанесение возможно как на прямые участки, так и на геометрически сложные (отводы, тройники, крестовины и т.п.), при этом не требуется использование специального оборудования, а сам процесс намотки ткани можно осуществлять силами двух человек (на малых диаметрах — даже одного). Таким образом, даже масштабные ремонтно-восстановительные работы не потребуют привлечения большого количества рабочего персонала. Процедура нанесения материала несложна и не требует специальной квалификации (в отличие от сварки), однако для успешного применения необходимы теоретическое и практическое обучение, а также дальнейший супервайзинг проводимых работ.

Технология герметизации утечек успешно применяется и остается обязательной составляющей при внеплановом ремонте на таких предприятиях как Royal Dutch Shell (Голландлия), ВР (Великобритания), «ЛУКОЙЛ Оверсиз» (заводы в Европе), AGIP (Италия) и др.

Преимущества использования технологии герметизации протечек значительны как в рамках одного отдельно взятого предприятия, так и в рамках промышленности в целом. При ее использовании: сокращается количество простоев, которые влекут колоссальные издержки, сохраняется целостность систем и установок предприятий, увеличивается срок эксплуатации основных фондов, достигается значительная экономия материалов, вырабатываемых продуктов и энергии.

Наконец к весомым преимуществам технологии можно отнести и ее промышленную и экологическую безопасность. Во время работы предприятия, на котором имеются неликвидированные протечки, уровень шума значительно возрастает, превышая допустимые нормы. После проведения работ по герметизации протечки уровень шума снижается до нормативных показателей. Кроме этого, следует отметить и снижение выбросов вредных веществ в окружающую среду на предприятиях нефтехимической промышленности, достигаемое за счет применения данной технологии.

Ремонт трубопроводов

Повреждения трубопроводов пара и горячен воды происходят как в сварных соединениях, так и в наружных поверхностях трубных элементов. Ремонту подлежат сварные соединения паропроводных труб равной толщины. Его выполняют тремя способами.

1. Удаление поврежденного участка без подварки мест выборки возможно при следующих условиях:

  • повреждение развивалось снаружи сварного соединения;
  • толщина ремонтируемого участка соединения в зоне выборки равна или больше минимально допустимой толщины трубного элемента;
  • на поверхности выборки отсутствуют макродефекты, не допустимые по РД 153-34.1-003-01.

Поверхностный металл удаляют только механическим способом (вышлифовкой). Края выборки следует сглаживать с радиусом скругления не менее 30 мм.

2. Подварка места выборки с термической обработкой возможна при условиях:

  • трещины развивались с наружной поверхности сварного соединения:
  • протяженность местной выборки составляет не более 1/3 периметра трубы, а глубина — не более 50% расчетной толщины стенки трубы;
  • кольцевая выборка по всему периметру стыка имеет глубину до 25% расчетной толщины стенки трубы;
  • поверхность металла выборки соответствует требованиям РД 153-34.1-003-01 но макродефектам и микроповреждениям.

Поврежденный металл удаляют механическим способом (вышлифовкой). Заполняют выборку многослойной наплавкой кольцевыми валиками.

Термообработку после подварки ведут по режиму высокого отпуска 720-750 °С с выдержкой 1-5 ч (РД 153-34.1-003-01).

Для сварных соединении трубопроводов с температурой эксплуатации ниже 510°С удалению подлежит только поврежденный металл, а участок подварки может ограничиваться одной-двумя зонами соединения. например, металлом шва или участком шва с одной из прилегающих зон термического влияния (ЗТВ).

3. Переварке подлежат сварные соединения с трещинами, которые развивались с внутренней поверхности. Переварку выполняют в следующей последовательности: вырезают патрубок — устанавливают новый патрубок — выполняют сварку — термическую обработку.

Устранение дефектов

Для паропроводов, эксплуатируемых при температуре ниже 510°С

Несквозные трещины в металле шва

Выборка вышлифовкой с плавными радиусами переходов

Выборку заваривают многослойными швом

Несквозная трещина в зоне термического влияния

Выборка — по шву и в основном металле

Заварка выборки с плавным переходом к металлу старого шва и основному металлу

Сквозная трещина в зоне тремического влияния

Глубина выборки на 2-3 мм меньше толщины стенки

Подварочный шов многослойный, с тщательной зачисткой поверхности предыдущего слоя

*Обозначения: СШ — старый шов, ПШ — подварочный шов.

Для сварных тройников паропроводов, эксплуатируемых при температуре ниже 510 °С

Кольцевая трещина в зоне термического влияния

Поврежденный (металл удаляют шлифовкой абразивным инструментом. Многослойная сварка валиками толщиной 5 — 8 мм и шириной 12 — 20 мм

Кольцевая трещина на штуцере

Края выборки допускается оставлять на старом шве. Подварка — электродом диаметром 3 — 4 мм

Поперечные трещины в металле шва

Ширина выборки может быть ограничена размерами поврежденного металла

Ремонт стыковых соединений паропроводов, эксплуатируемых при температуре 510-560°С

Поверхностные трещины в металле шва и в зоне термического влияния

Поврежденный металл удаляют не менее чем на 5 мм глубже вершины самой удаленной трещины. Выборку заполняют кольцевыми валиками толщиной 5-8 мм и шириной 10-20 мм (при любом S/Dн).

Поверхностная трещина глубиной более четверти толщины металла

Выборку делают на глубину более 1/4 толщины стенки и дополнительно вышлифовывают кольцевое углубление глубиной 8-10 мм но периметру шириной, равной ширине выборки.

Сквозная трещина в зоне термического влияния

Перед сваркой в трешиис но концам и длине просверливают отверстия диаметром 2-3 мм для устранения ее развития, проверки глубины дефекта и лучшей переплавки поврежденного металла.

Ремонт участков паропроводных труб

Валиками толщиной 6-10 мм, шириной 20 — 30 мм, длиной 100 — 150 мм обратноступенчатым способом. Заплавленная выборка должна иметь выпуклость 3 — 5 мм с шириной перекрытия 8-10 мм по всему контуру в сторону основного металла наружной поверхности трубы.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: