Е. А. Богданов Основы технической
Диагностирование линейной части стальных
жүктеу/скачать 6.94 Mb.
|
| 13.2. Диагностирование линейной части стальных газонефтепроводов и арматуры
Газонефтепроводы разделяют на промысловые и магистральные. Требования к проектированию, изготовлению, монтажу и эксплуатации промысловых и магистральных газонефтепроводов, периодичности и объему их освидетельствования и технического диагностирования содержатся в различных отраслевых и ведомственных документах. Газонефтепроводы представляют собой систему последовательно соединенных элементов: труб, трубных деталей, запорно-регулирующей арматуры, насосно-компрессорных станций (НКС) и др. Благодаря резервированию основных элементов НКС надежность газопровода меньше зависит от работоспособности НКС, чем от состояния линейной части (см. 1.4). Нарушение работоспособности линейной части газонефтепроводов может происходить как вследствие нарушения технологии производства работ, так и из-за накопления дефектов элементами трубопровода в период эксплуатации. К технологическим причинам нарушения работоспособности линейной части относят гидратные и газовые пробки, засорения трубопроводов и др. Они выявляются методами функциональной (оперативной) диагностики и устраняются оперативным обслуживающим персоналом. Основными видами дефектов, возникающих в процессе эксплуатации газонефтепроводов, являются: коррозия металла, эрозионный износ стенок, трещины в сварных швах и основном металле, нарушение защитных свойств изоляционных покрытий, изменение пространственного положения элементов трубопровода. Соотношение различных дефектов определяется в основном климатическим районом расположения трубопровода, свойствами фунта (пучинистостью, просадочностью, набухаемостью и т. п.) в зоне его прокладки и наличием участков с высоким уровнем грунтовых вод. Так, для средней полосы типичными являются отказы трубопровода, вызванные развитием коррозии. Для трубопроводов, эксплуатируемых в северных районах России, характерным является усталостное разрушение труб, обусловленное необратимым изменением механических свойств и снижением характеристик трешиностойкости сварных соединений и основного металла. Усталостные трещины, развивающиеся при этом в результате циклических температурных напряжений и пульсации рабочего давления, возникают в зоне технологических дефектов сварных швов (непровар корня шва, поры, шлаки и т.д.) и далее переходят на основной металл труб. В связи с тем, что стенки трубопроводов вследствие их упругой деформации аккумулируют большое количество энергии перекачиваемого продукта, возникновение усталостных трещин в условиях пониженных температур может вызвать квазихрупкие или хрупкие разрушения большой протяженности. На каждый газонефтепровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает: • карту-схему газонефтепровода с указанием потенциально опасных участков и отдельных элементов, которые в силу особенностей их конструкции или условий эксплуатации наиболее подвержены появлению повреждений и отказов; план обследования, включающий порядок и последовательность проведения диагностических работ, методы и аппаратуру, использующиеся в процессе диагностирования; меры безопасности при проведении диагностирования; методы обработки результатов диагностирования и порядок их представления. Эффективным методом интегральной оценки состояния магистральных трубопроводов в труднодоступных местностях является аэрокосмическая съемка трасс с использованием инфракрасной, цветной, многозональной и других методов съемки. Такая съемка позволяет оценить состояние и динамику развития тех или иных геологических и биологических процессов на трассах (осыпи, обрушения, обводнение, осушение и др.), а также на сопутствующих инженерных сооружениях. Обязательным при диагностировании газонефтепроводов в доступных местах является визуальный и измерительный контроль. При этом помимо поверхностных дефектов определяют пространственные перемещения, характеризующие напряженное состояние линейной части. Для организации и проведения контроля за положением и перемещениями линейной части наземных газонефтепроводов необходимо создать плановое и высотное геодезическое обоснование. Различают два вида обоснования: опорную геодезическую сеть и рабочее обоснование. Пункты опорной геодезической сети закрепляют опорными реперами, неизменность пространственного положения которых обеспечивается на весь период эксплуатации объекта. Вертикальные перемещения определяют нивелированием от неподвижных реперов в середине пролета и на опорах на прямолинейных и компенсационных участках. Горизонтальные смещения трубопроводов измеряют обычно относительно опор по рискам. На подземных и наземных в насыпи участках продольные и поперечные смещения измеряют на углах поворота трассы и на прилегающих к ним прямолинейных участках. С этой целью на углах поворота устраивают шурфы для измерительной аппаратуры. Индивидуальная программа диагностирования может также включать в себя: обследование (при наличии технико-экономической целесообразности) линейной части газонефтепроводов приборами внутритрубной диагностики; тешювизионный контроль отдельных элементов; акустико-эмиссионный контроль потенциально опасных участков газонефтепровода (переходы через железные и автомобильные дороги, овраги, водные преграды); приборный контроль параметров вибрации виброопасных участков трубопроводов и др. Для магистральных газонефтепроводов, имеющих большую протяженность, наиболее технологичным является проведение диагностики с помощью внутритрубных инспекционных приборов (ВИП). Технология внутритрубной диагностики регламентирована рядом нормативно-технических документов, наиболее подробным из которых является РД 153-39.4-035-03, разработанный центром технической диагностики «ДИАСКАН» акционерной компании «Транснефть». Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя: пропуск скребка-калибра для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера; пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами; пропуск профилемера для контроля проходного сечения трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа и определения глубины вмятин; пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от парафин осмол истых отложений, глиняных тампонов, а также удаления посторонних предметов; пропуск дефектоскопа. Для проведения внутритрубной диагностики магистральный трубопровод должен отвечать следующим требованиям: все соединительные элементы и запорная арматура участка трубопровода должны быть равнопроходными с трубопроводом. Каждый участок диагностируемого магистрального трубопровода (в том числе лупинги и Резервные нитки подводных переходов) должен быть оборудован камерами пуска, приема и очистки ВИП. жүктеу/скачать 6.94 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|