Эффективность работы магистрального газопровода

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рисунок 5 – Снаряды-дефектоскопы типа ДМТ

ДМТП-1

ДМТП-2

Рисунок 6 – Снаряды-дефектоскопы поперечного намагничивания типа ДМТП

Основные характеристики снарядов-дефектоскопов и дефекты с особенностями приведены в таблице 2 и 3, соответственно.

Лист

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таким образом, все магнитные методы, используемые для контроля состояния стенок магистральных трубопроводов, обычно сводятся к следующей последовательности действий:

промагничивание стенки трубы в процессе движения снарядадефектоскопа;

съем информации с датчиков магнитного поля;

накапливание данных на борту дефектоскопа;

анализ полученной информации в стационарных условиях, решение так называемой “обратной задачи”, т.е. восстановление реальной картины аномалий стенки трубы по отснятым магнитограммам.

Устройство внутреннего магнитного контроля позволяет индикаторным способом обнаружить следующие дефекты: коррозия, царапины, вмятины, гофры, твердые точки, особенно чувствительные к дефектам, вызываемым коррозией (например, язвенная коррозия или механические дефекты, имеющие трехмерное измерение). Однако это устройство ненадежно при обнаружении дефектов в форме трещин, особенно ориентированных вдоль образующей трубы, т.к. такие дефекты не вызывают достаточно высокое возмущение поля магнитного потока. Вмятины, гофры, ненормативные изгибы обнаруживаются, т.к. “ласты” датчиков, содержащие чувствительные катушки, отслаивают поверхность трубы и создают тем самым сигнал. Твердые точки обнаруживаются, т.к. имеют магнитную проницаемость, отличную от проницаемости металла. Регистрация данным устройством коррозионных дефектов в значительной степени зависит от глубины дефекта.

Лист

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Устройство измерения толщины стенки предназначено для обнаружения дефектов посредством прямого измерения толщины стенки, но при этом необходима жидкостная пленка между датчиком и трубой.

Одним из способов использования данного устройства на газопроводе может быть перемещение устройства по газопроводу в потоке жидкости между двумя поршнями.

Ультразвуковая технология имеет целый ряд преимуществ:

o ультразвуковые устройства не зависят от скорости перемещения в трубопроводе;

o эти устройства могут обнаруживать все виды трещин;

o ультразвуковые устройства могут проводить измерения абсолютной толщины, позволяют определить большие перспективы этого метода обнаружения и регистрации большинства типов дефектов.

При использовании устройств внутреннего контроля необходимо выполнение следующих основных условии (на примере газопровода):

газопровод должен быть оборудован камерами запуска и приема, а также линейными кранами с полным открытием;

газопровод должен иметь повороты с радиусом не менее ограниченного размерами самого устройства;

газопровод должен обеспечивать определенный, технически необходимый для получения истинных сигналов, режим движения устройства с определенной скоростью. При этом верхний предел ограничивается примерно 10—12 км/час, что в значительной степени снижает производительность газопровода (примерно в 3-4 раза);

обнаружение большинства дефектов в сварных швах и прилегающей за ними зоной практически невозможно;

на газопроводе должны отсутствовать все внутренние вмятины величиной более толщины стенки;

Лист

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

5 Методы ремонта газопроводов газораспределительных сетей

Ремонт магистрального газопровода представляет собой комплекс технических мероприятий, направленных на восстановление основных фондов объектов магистрального газопровода. Его цель поддержание и восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик объектов газопровода.

Ремонт линейной части магистрального газопровода подразделяется на плановый и внеплановый (аварийный).

Плановый ремонт осуществляется в соответствии с «Положением о планово-предупредительном ремонте линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов».

Система ППР – совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, техническому обслуживанию и ремонту оборудования, проводимых по заранее составленному плану и способствующих увеличению долговечности его работы, предупреждению аварий, повышению культуры эксплуатации и уровня организации ремонта оборудования. Сущность ее заключается в том, что после отработки каждой единицы оборудования заданного числа часов, независимо от ее технического состояния, проводят определенный вид планируемого обслуживания.

Структура ремонтного цикла определяет перечень видов ремонта и последовательность их выполнения в период между капитальными ремонтами или между вводом в эксплуатацию оборудования и первым капитальным ремонтом. Длительность ремонтного цикла – время между двумя очередными капитальными ремонтами или между вводом в

эксплуатацию и первым капитальным ремонтом. Длительность межремонтного периода – время непрерывной работы оборудования между очередными плановыми ремонтами и осмотром или осмотром и ремонтом.

Лист

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

дефектный участок. Проведение такого вида ремонта возможно только на основе проведения сплошного диагностического контроля трубопровода с применением ВИС, позволяющих выявлять дефекты трубопровода, требующие ремонта.

Внеплановый, или аварийный ремонт, представляет собой работы, связанные с ликвидацией аварий и повреждений магистрального газопровода. К внеплановому ремонту относятся: ликвидация аварий, возникающих вследствие действия подземной коррозии и из-за разрывов сварных стыков и газопровода по телу трубы; закупорки газопровода, приводящие к полной или частичной его остановке; неисправности оборудования и др.

Взависимости от сложности, объема и сроков ремонта эксплуатирующая организация привлекает определенные силы и средства для ликвидации аварий.

Впроцессе аварийного ремонта особое внимание уделяют соблюдению требований техники безопасности.

Лист

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

уплотнение – 8, тем самым перекрывая свищевое отверстие. После перекрытия гайка – 9, шпильки – 7 отвинчивается и приспособление снимается.

Поверхность трубы, прилегающая к перекрытому свищевому отверстию, зачищается от грязи и остатков изоляции и упрочняется полимерным композиционным материалом, армированным стеклотканью. После отвердения упрочняющего полимерного покрытия срезается свободный конец шпильки – 7 и восстанавливается изоляционное покрытие.

Ремонтный хомут ВГ-101 представлен на рисунке 10.

Применение ремонтного хомута целесообразно при перекрытии свищевых повреждений и единичных сквозных коррозийных каверн диаметром до 25 мм независимо от места их расположения на поверхности трубопровода.

Хомут надевается на трубу в непосредственной близости от дефекта. На нем устанавливается при помощи стяжных болтов полностью собранный стакан – 1. Перемещением по трубе стакан надвигается на дефект. Правильность установки стакана в зоне определяется по началу интенсивного выхода газа из отводного шланга. После фиксации стакана и хомута натяжными шпильками выход газа в приямок должен полностью прекратиться. После прекращения выхода газа из-под зафиксированного стакана, завинчивается до упора затвор – 3, при этом полностью прекращается выход газа из отводного шланга.

После окончания работы на поверхности трубы должны быть устранены повреждения изоляции, а приямок засыпан мягким грунтом.

Ремонтная муфта представлена на рисунке 11.

Ремонтная муфта предназначена для перекрытия свищевых коррозийных повреждений, размеры которых не позволяют использовать для их ремонта устройство для заделки свищей и ремонтного хомута.

При монтаже полумуфты располагаются таким образом, чтобы дефектное место оказалось внутри уплотняющего кольца – 5

Лист

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

нормативно-технических документов (СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.- М. : ГУП ЦПП, 1998; СНиП 111-42-80*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.- М. : ГУП ЦПП, 1998).

Ремонт композиционными материалами осуществляется без остановки газопровода при снижении рабочего давления. На участках где идет ремонт при несквозных и других повреждениях (гофр, механических повреждениях и т. п.), проходное давление снижается не менее чем на 30% от максимального разрешенного давления на этом участке.

Восстановление (ремонт) изоляции и засыпку вскрытого участка газопровода, не имеющего повреждений металла труб, необходимо проводить вручную при снижении давления газа не менее чем на 10%.

Для ремонта дефектов трубопроводов применяются два типа полимерных композиционных материалов: заливной и муфтовый. Заливной ПКМ используется для заполнения дефектов, связанных с потерей металла по толщине стенки трубы. Муфта ПКМ обеспечивает восстановление несущей способности труб с дефектами.

Заливные ПКМ: клей '' Монолит'' ( ВНИИГАЗ) и молекулярметаллы фирмы '' Диаманто'' – '' Металлопластик'' ГМбХ ( Германия), показавшие наилучшие адгезионные и прочностные характеристики.

Муфтовые ПКМ: гибкий анизотропный рулонированный стеклопласт (ГАРС), композиционная спиральная муфта ( КСМ), углеродно однонаправленная (УОЛО-300-1).

Поставка ПКМ производится в соответствии с данными сертификатов качества завода-изготовителя. Ширина муфтовой композиционной ленты составляет 300_+ 20 мм. Длина стандартных муфт рассчитана на восемь слоев намотки. Заливной ПКМ применяется для дефектов небольшой площади (царапины, задиры, дефекты типа каверны, питтинговая коррозия).

Ремонт труб с применением полимерных композиционных материалов производится для следующих типов дефектов:

- общая коррозия ( наружная и внутренняя);

Лист

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ЛИТЕРАТУРА

1СНиП 2.05.06.85* Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР.-

М.: ГП ЦПП,1985.- 72с.

2ОНТП -51-1-85 Магистральные трубопроводы /Госстрой СССР. - М.:

ГП ЦПП, 1985.- 97с.

3Правила технической эксплуатации Магистральных газопроводов.

ВРД 39-1.10-006-2000*

4Земенков Ю.Д., Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. – Тюмень, ТюмГНТУ, 2002.-525с.

5Громов В.В., Козловский В.И. Оператор магистральных газопроводов.- М.,Недра»,1981.-245с.

6Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебное пособие. Уфа: ООО «ДПС», 2001.-168с.

7Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К., Нечваль. А.М., Лаврентьев А.Е. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учебное пособие.- С-П, Недра, 2006.-824с.

Лист