Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

6.1. Общие сведения об обслуживании и ремонте линейной части магистральных газонефтепроводов

Надежное функционирование линейной части магистральных трубопроводов, в числе других факторов, определяется также качеством их технического обслуживания и ремонта.

Техническое обслуживание – комплекс мероприятий по содержанию исправного или работоспособного состояния магистрального трубопровода или его элементов.

Исправное состояние – это состояние трубопровода, при котором он соответствует всем требованиям нормативной и конструкторской документации.

Работоспособное состояние – это состояние трубопровода, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданную функцию, соответствует нормативной и конструкторской документации.

Техническое состояние – состояние оборудования или трубопровода, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях окружающей среды, определенными значениями параметров, зафиксированными в технической документации.

Техническое диагностирование – определение технического состояния объекта, включающее: контроль технического состояния, поиск места и причин отказа, прогнозирование технического состояния.

Контроль технического состояния – проверка соответствия значений параметров трубопровода или оборудования требованиям нормативнотехнической документации и определение на этой основе одного из видов технического состояния (исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное, аварийное).

Ремонт – комплекс мероприятий по восстановлению исправности и работоспособности, исправного и работоспособного состояния, а также ресурса магистрального трубопровода и его элементов.

Капитальный ремонт – ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного (или близкого к полному) восстановления ресурса трубопровода.

*) Материалы разделов 6.3-6.7, 6.8.1 предоставлены сотрудниками ГУП «ИПТЭР» д.т.н., проф. Гумеровым А.Г., д.т.н., проф. Гумеровым Р.С., д.т.н., проф. Азметовым Х.А.

589

Средний ремонт – ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры (для линейной части магистральных газопроводов не рассматривается).

Текущий ремонт – ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности трубопровода и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.

Аварийно – восстановительный ремонт – ремонтно-восстановительные работы, выполняемые после наступления аварийного отказа трубопровода (полного отказа функционирования).

Система технического обслуживания трубопроводов включает основные составляющие:

•контроль за нормальным функционированием трубопровода и проверка соответствия условий эксплуатации установленным нормам и регламентам;

•капитальный, средний и текущий (профилактический) ремонты трубопроводов или оборудования;

•аварийно-восстановительные работы.

Первая из составляющих имеет важнейшее профилактическое значение, так как в зависимости от конкретных условий эксплуатации в данный момент определяет потребности в обслуживании и профилактических мерах в полосе трубопровода. Изменение внешних условий эксплуатации трассы может привести к значительным изменениям безотказности, долговечности и безопасности трубопроводов. Например, размывы берега на подводном переходе или траншеи трубопровода на склоне из-за водной эрозии могут привести к разрыву или потере устойчивости трубопровода. Заболачивание территории может вызвать уменьшение интегральной защищенности трубопровода от коррозии и т. п.

Методы капитального ремонта магистральных нефтепроводов классифицируются следующим образом.

1.Ремонт с заменой труб, выполняемый следующими способами:

•путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего;

•путем укладки в отдельную траншею, в пределах существующего технического коридора коммуникаций, вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажем заменяемого;

•путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.

2.Ремонт изоляционного покрытия, выполняемый следующими

способами:

•с подъемом трубопровода в траншее;

•с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее;

•без подъема с сохранением положения трубопровода.

590

3.Выборочный ремонт включает:

•ремонт участков, прилегающих к узлам линейной арматуры;

•ремонт участков длиной до 20 Dу, где Dу – условный диаметр трубопровода, м;

•ремонт протяженных участков методом последовательных захваток или с использованием грунтовых опор;

•ремонт участков с заменой «катушки», трубы, узлов линейной арматуры.

Ремонт линейной части магистральных газопроводов подразделяется на следующие основные виды: аварийный, текущий и капитальный.

Аварийный ремонт – ликвидация аварий и повреждений на газопроводах.

Текущий ремонт – комплекс работ по систематическому и своевременному проведению профилактических меропроятий:

•ремонт изоляционных покрытий на участке трубопровода протяженностью до 500 м;

•подсыпка площадок;

•ремонт ограждений площадок;

•восстановление вдольтрассовах дорог;

•восстановление проектной глубины заложения трубопровода;

•устранение утечек газа.

Капитальный ремонт газопровода – комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого газопровода до проектных характеристик.

По характеру выполняемых работ капитальный ремонт линейной части газопроводов подразделяется на следующие виды:

•замена старой и дефектной изоляции;

•замена изоляции и восстановление стенки трубы или частичная замена труб;

•полная замена труб.

Ремонт методом полной замены труб может выполнятся по схемам, сходным со способами аналогичного метода ремонта нефтепроводов.

6.2. Определение основных параметров организации капитального ремонта линейной части магистральных трубопроводов

При разработке проекта производства ремонтных работ должны быть решены следующие задачи [8]:

1)определено число линейных объектных ремонтно-строительных потоков (ЛОРСП);

2)определена структура ЛОРСП, т. е. количество частных потоков,

специализирующихся на выполнении отдельных видов работ

591

(подготовительных, вскрышных, подъемно-очистных работ (ПОР), сварочновосстановительных работ (СВР), изоляционно-укладочных работ (ИУР), очистки и испытания), их структура и оснащение техникой ;

3) определена продолжительность капитального ремонта (КР) трубопровода.

Число ЛОРСП определяется по формуле:

где Li – общая протяженность подлежащих ремонту в течении года участков трубопровода данного диаметра, с учетом сложности трассы, км; Рi – среднегодовая продолжительность ЛОРСП при КР трубопровода данного диаметра, км/год:

где lj – суммарная протяженность подлежащих ремонту в течении года участков трубопровода данного диаметра, с одинаковой сложностью трассы, км; kj – коэффициент, характеризующий сложность производства работ в различных условиях (пересеченая местность, болота, пустыни м т. д.).

Производительность ЛОРСП определяется к наиболее трудоемким процессам, какими обычно являются вскрышные работы (в скальных либо обводненных грунтах), но чаще ИУР. Тогда производительность ЛОРСП принимается равной производительности наиболее трудоемкого частного потока.

Среднегодовая производительность частного потока вскрышных работ при ремонте трубопроводов данного диаметра:

где k – коэффициент организационных перерывов (k=0,6-0,8); N – число рабочих смен (см) в году, см/год; Рм, Рр – нормативная сменная производительность вскрышных работ соответственно механизированным способом и вручную, км/см; Lм, Lр – соответственно суммарная протяженность участков трубопроводов данного диаметра, разрабатываемых механизировано и вручную, км/год.

Среднегодовая производительность частного потока ИУР при ремонте трубопроводов данного диаметра

где Рн, Рус – нормальная сменная производительность ИУР при нормальном и усиленном типе изоляции, км/см; Lн, Lус – соответственно суммарная протяженность участков с нормальными и усиленными типами изоляции, км/год.

Обычно при определении оснащенности частных потоков исходят из того, что производительность потоков ИУР известна, она определяется характеристиками использованных изоляционных и очистных машин. Тогда и

592

остальные частные потоки комплектуются таким образом, чтобы их производительность соответствовала производительности ИУР в различных условиях трассы.

Продолжительность капитального ремонта участка трубопровода определяется по формуле:

где Тпр – приведенная продолжительность КР данного участка трубопровода, см; ∑∆Т – суммарное сближение между частными потоками ИУР и

подготовительных работ, см.

Для определения ∑∆Т существует методика синхронизации

производства работ при капитальном ремонте магистральных трубопроводов. Так как ведущим частным потоком является поток ИУР, то Тпр

определяется для этого потока:

Тпр = (∑tнj +∑tнj k j ) kпог +∑tнj kусj +∑tпрj +∑tпбj +∑tИСПj −∑tпрj Lусj , (6.6)

где ∑tнj – продолжительность производства ИУР в нормальных условиях, см;

kпог – коэффициент, учитывающий увеличение продолжительности ИУР в зависимости от погодных условий; kусj – коэффициент, учитывающий увеличение продолжительности ИУР при нанесении усиленной изоляции;

– увеличение продолжительности КР при пересечений препятствий по трассе (дороги, овраги, водотоки и т. п.), см; ∑t пбj – продолжительность перебазировок ЛОРСП, см; ∑t ИСПj – продолжительность очистки и испытания

отремонтированных участков трубопровода, см, при ремонте нефтепроводов без остановки перекачки

∑tИСПj = 0 ;

– нормативная продолжительность производства ИУР на участке длиной 1 км, см/км; Lусj – протяженность j – го участка с усиленной изоляцией, км.

где Lj – протяженность j – го участка с нормальной изоляцией, км.

При планировании производства капитального ремонта участка

где Тпл – плановая продолжительность капитального ремонта, которая зависит от важности трубопровода, метода ремонта и т. д. и устанавливается эксплуатирующей организацией.

Для определения продолжительности капитального ремонта участка трубопровода необходимо установить суммарное сближение между частными потоками ИУР и подготовительных работ ∑∆t . Синхронизация при

капитальном ремонте заключается в выравнивании темпов отдельных видов работ и установке допустимых сближений между частными потоками для равномерного расходования ресурсов (рис. 6.1):

593

где t2 – продолжительность СВР на участке длиной L2, см; t3 – продолжительность ПОР на участке длиной L3, см; τ12 – продолжительность ИУР на участке длиной L12, см; τ23 – продолжительность СВР на участке длиной L23, см; τ34 – продолжительность ПОР на участке длиной L34, см; t4 – продолжительность вскрышных работ на участке длиной L4, см; τ45 – продолжительность вскрышных работ на участке длиной L45, см; t5 – продолжительность подготовительных работ на участке длиной L5, см.

Считается, что t5 = 0, τ45 = 0, т.е. подготовительные и вскрышные работы ведутся одним потоком. При синхронизации работ принимается, что всегда

где y(r) – среднеарифметическое значение числа повреждений на 1 м трубопровода, дефект/м; Ncв – число звеньев сварщиков в потоке СВР; Scв – нормальная выработка звена сварщиков в смену, дефект/см.

где ПТ – число трубоукладчиков в потоке ПОР; L0 – среднее расстояние между соседними трубоукладчиками, м; Рсм.ПОР – сменная производительность потока ПОР, м/см.

где lв – длина захватки вскрышных работ, м, зависит от принятой схемы производства вскрышных работ и схемы ТБ; mв – коэффициент, учитывающий колебания объема вскрышных работ (m = 1,3); Lx – расстояние между соседними сварными стыками, м, входит в формулу (6.14) для того, чтобы обеспечить безопасное производство СВР при наварке муфты на дефектный стык; Рсм.в – сменная производительность потока вскрышных работ, м/см.

где ρi – коэффициент, учитывающий плановое задание по повышению производительности труда при выполнении i – го вида работ; кi – коэффициент, учитывающий трудоемкость i – го вида работ.

594

Формулы (6.15) – (6.17) обеспечивают выравнивание темпов отдельных частных потоков, причем за основу берется производительность потока ИУР. Однако добиться абсолютно одинаковой производительности отдельных частных потоков практически невозможно. Поэтому при синхронизации производства работ добиваются того, чтобы темп каждого из частных потоков не уступал темпу потока ИУР:

где x΄ – расстояние между последней лежкой, на которой лежит трубопровод, и

первым трубоукладчиком в колонне ИУР, м; l΄ – расстояние между соседними лежками, м;

где х˝ – расстояние между последним трубоукладчиком в колонне ПОР и первой лежкой, на которую уложен трубопровод, м;

где tc – нормальное время по сварке на дефектный сварной стык муфты одним звеном сварщиков, см; 1,25 – коэффициент, учитывающий стесненность производства работ в траншее; х′′′ – расстояние от места защемления трубопровода до первого трубоукладчика, м.

Рис. 6.1. Схема синхронизации работ при КР:

l12 – сближение между колоннами ИУР и СВР, м; l23 – сближение между колоннами СВР и ПОР, м; l34 – сближение между колоннами ПОР и вскрышных работ, м; l2 – длина колонны

СВР, м; l3 – длина колонны ПОР, м; l4 – длина колонны вскрышных работ, м; l5 – подготовительных работ, м; Э – экскаватор; Л – лежки; Б – бульдозер; СА – сварочный агрегат; очистная машина; ИМ – изоляционная машина; Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т6 – краны – трубоукладчики

595

Рис. 6.2. Схема определения продолжительности КР участка трубопровода:

Частные потоки: 1 – ИУР, 2 – СВР, 3 – ПОР, 4 – вскрышных работ, 5 – подготовительных работ; L – длина участка трубопровода, км; Тi – продолжительность работы i – го частного потока, см; Тi+1 – продолжительность работы i+1 – го частного потока, см; τ΄i – начальное сближение между потоками i и i+1; τi – сближение между потоками i и i+1 в период их свёртывания, см

6.3. Нагрузки, действующие на трубопровод при капитальном ремонте

Выполнение технологических операций ремонта связано с возникновением в ремонтируемом нефтепроводе значительных напряжений, поэтому одним из важнейших факторов, в значительной степени определяющих возможность применения тех или иных способов ремонта нефтепровода, является расчет напряженно деформированного состояния.

596

Расчет ремонтируемого нефтепровода на прочность и устойчивость производится в целях определения и назначения технологических параметров ремонтных колонн, исключающих возникновение опасных напряжений, способных привести к появлению остаточных деформаций, образованию трещин и разрушению труб.

Расчет включает определение нагрузок и воздействий, возникающих при ремонте нефтепровода, выбор и определение предельных значений усилий, напряжений и деформаций, а также выбор основных технологических параметров капитального ремонта магистрального нефтепровода [54].

Проверка прочности ремонтируемого нефтепровода заключается в сравнении расчетного сопротивления металла труб с фактическими напряжениями, возникающими при ремонте.

При расчете нефтепроводов на прочность и устойчивость следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании, эксплуатации и ремонте. При производстве ремонтных работ нефтепровод находится под воздействием поперечных нагрузок от собственного веса, ремонтных машин, а также подвергается осевым усилиям от внутреннего давления, температурного перепада, изменения высотного положения, предварительного изгиба (полученного в процессе строительства) и т.д.

Коэффициенты надежности по нагрузке и воздействию на нефтепровод, учитывающие возможные изменения (превышения) этих нагрузок и воздействий по сравнению с нормативным, паспортным, расчетным и т.д., следует принимать по табл. 6.1, [101].

597