Курсовая работа: Техническое обслуживание и ремонт оборудования (трубопроводы)
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6 |