ЛЕКЦИЯ ПО ЭМН 1
.pdf
Применение сварочных
центраторов
|
Центраторы сварочные используются для |
|
|
создания надежного и качественного соединения |
|
наружные (ЦН) |
труб в процессе их сварки. |
внутренние (ЦВ) |
Центраторы наружные с гидродомкратом предназначены для центровки перед сваркой неповоротных стыков труб при сооружении и ремонте трубопроводов. За счет увеличенного усилия обжатия и
дополнительных винтов центраторы наружные с гидродомкратом обеспечивают
центровку деформированных труб. Конструкция жимков позволяет выполнять непрерывное наложение сварочных швов.
Центраторы наружные звенные предназначены для центровки торцов труб перед сваркой при невозможности использования внутренних центраторов. Механизм стяжки – винтовой.
ЦВ предназначены для центровки торцов отдельных труб и секций при сборке неповоротных и поворотных стыков при строительстве МН ЦВ придают торцам собираемых труб
форму окружности, обеспечивают их концентричную сборку, равномерно распределяя разность периметров. Преимущество состоит в том, что стык, оставаясь полностью открытым, позволяет вести сварку первого слоя непрерывно и использовать сварочные автоматы.
Контроль качества сварных соединений,
при ремонте с заменой «катушек» и участка
КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
|
операционным |
- соответствие разделки кромок соединительных концов деталей и |
|
|
контролем, |
||
|
арматуры условиям сварки; |
||
|
осуществляемым в |
||
: |
- качество зачистки кромок и прилегающих к ним наружной и внутренней |
||
производится |
процессе сборки и |
||
поверхностей; |
|||
сварки |
|||
|
|||
|
- соблюдение допустимой разнотолщинности свариваемых элементов |
||
|
трубопроводов; |
||
|
(труб, труб с деталями трубопроводов и труб с арматурой); |
||
|
|
||
|
визуальным |
- величина смещения стыкуемых кромок; |
|
|
- величина технологических зазоров в стыках; |
||
трубопровода, |
контролем и |
||
- величина смещения продольных заводских швов ремонтируемого |
|||
швов |
|||
|
обмером сварных |
- длина и количество прихваток, отсутствие трещин в прихватках; |
|
|
соединений |
- соответствие температуры предварительного подогрева температуре |
|
|
окружающего воздуха, эквиваленту углерода стали, толщины стенки |
||
|
|
||
|
проверкой сварных |
трубы; |
|
|
неразрушающими |
трубопровода и «катушки». |
|
|
методами контроля |
|
|
|
(радиографическим, |
- наличие клейм сварщиков, выполнявших сварку, в соответствии с п. 4.6 |
|
|
СНиП III-42-80*; |
||
|
ультразвуковым). |
||
|
|
||
|
|
- отсутствие трещин, незаплавленн ы х кратеров и выходящих на |
|
Все монтажные сварные |
поверхность дефектов, недопустимых подрезов, наплывов; |
||
соединения, выполненные |
- соответствие геометрических размеров и формы сварного стыка |
||
дуговой сваркой, при замене |
нормативно-техническим требованиям; |
||
дефектного участка, |
- отсутствие следов зажигания дуги на теле трубы; |
||
подлежат 100 % контролю |
- смещение кромок труб после сварки; |
||
физическими методами |
- отсутствие брызг металла в околошовной зоне. |
||
ЗАПОЛНЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА НЕФТЬЮ ПОСЛЕ
ОКОНЧАНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ И ПУСК НЕФТЕПРОВОДА
подготовительные операции к пуску нефтепровода:
-приоткрытие клиновых задвижек вручную;
-открытие линейных задвижек с пульта РДП;
-открытие рабочими группами вантузов для выпуска газовоздушной смеси;
-выполнение оперативным персоналом технологических переключений по подготовке к запуску насосной станции и камер пуска и приема очистного устройства для приема герметизаторов или фрагментов глиняных пробок.
В процессе пуска нефтепровода следует:
-организовать контроль за прохождением герметизирующего устройства или остатков глиняного тампона по трубопроводу вплоть до приема в камеру приема очистных устройств;
-организовать пропуск потока нефти в момент подхода остатков глиняной пробки, минуя
промежуточные НП С в отдельный резервуар, минуя средства учета, контроля и регулирования перекачки нефти;
-организовать контроль за технологическими параметрами процесса пуска;
-провести очистку нефтепровода (участка НП) пропуском очистных устройств для более полного удаления из нефтепровода остатков глиняных тампонов;
-организовать выполнение мероприятий по исправлению качества нефти, ухудшающегося изза пропуска очистного устройства или герметизатора, с учетом требований Регламента планирования работ по очистке внутренней полости МН ОАО « АК «Транснефть».
Откачка нефти из амбара в
отремонтированный или в действующий нефтепровод
Закачка нефти из амбара в нефтепровод выполняется в следующем порядке:
-врезается вантуз и монтируется обратный клапан на месте закачки;
-прокладывается трубопровод от места откачки до основного насосного агрегата и от основного насосного агрегата до места закачки;
-производится испытание на прочность и герметичность трубопровода закачки
нефти давлением равным 1,25 Рраб основного агрегата, где Рраб - рабочее давление основного насосного агрегата;
-соединяются откачивающие трубопроводы с насосными агрегатами
Выпуск газовоздушной смеси из заполняемого участка нефтепровода производится через вантуз.
После окончания закачки производится демонтаж всасывающего и напорного трубопроводов, сливается нефть из насосов в предназначенную для этого специальную емкость.
Загрязнение почвы при выполнении этих работ не допускается.
Место производства работ должно очищаться от замазученности. Производится засыпка амбара с последующей рекультивацией с учетом требований раздела
Схема подключения агрегатов для откачки нефти из амбара и закачки ее в магистральный нефтепровод передвижными агрегатами
1 - магистральный нефтепровод; 2 - амбар - хранилище нефти; 3 - подпорный агрегат; 4 - полустационарные линии приема нефти Ду 150 с задвижками Ру 2,5 МПа; 5 - гибкий металлорукав Ду 150, Ру 2,5-6,3 МПа с переходником; 6 - металлорукав Ду 150, Ру 6,3 МПа с переходником-наконечником ПМТ; 7 - трубопроводы ПМТ Ду 150 Ру - 6,3 МПа; 8 - металлорукав Ду 150, Ру 2,5 МПа с переходником; 9 - насосный агрегат; 10 - гибкий металлорукав Ду 150, Ру 6,3 МПа; 11 - обратный клапан Ду 100-150, Ру 6,3 МПа; 12 - задвижка Ду 100-150, Ру 6,3 МПа; 13 - коллектор высокого давления Ду 250, Ру 6,3 МПа; 14 - вантуз Ду 100-150, Ру 6,3 МПа
Схема откачки нефти из амбара параллельно включенными подпорными насосами на прием одного основного агрегата и закачка нефти в магистральный нефтепровод одним и двумя основными агрегатами (через один коллектор)
1 - магистральный нефтепровод; 2 - амбар - хранилище нефти; 3 - приемная линия нефти с задвижками Ду 150, Ру 2,5 МПа; 4 - подпорный насос НЦС 15050; 5 -металлорукав Ду 150, Ру 2,5 МПа; 6 - трубопровод ПМТ Ду 150; 7 - обратный клапан и задвижка Ду 150, Ру 2,5 МПа; 8 - коллектор Ду 250, Ру 2,5 МПа; 9 - металлорукав Ду 150, Ру 2,5 МПа с наконечниками; 10 - передвижная насосная установка; 11 - рукав с металлооплеткой Ду 100-150, Ру 6,3 МПа с наконечником-переходником; 12 - трубопровод Ду 150, Ру 6,3 МПа; 13 - обратный клапан Ду 150, Ру 6,3 МПа; 14 - вантуз, узел подключения Ду 150, Ру 6,3 МПа к магистральному нефтепроводу
