База книг в электронке для ЭНН УТЭК / трубопроводы / krets_v_g_shadrina_a_v_antropova_n_a_sooruzhenie_i_ekspluata

Рис. 6.2.5. Кинематическая схема контроля магистрального насоса: I 1—4 — номера опор; точки установки датчиков указаны стрелочками

Рис. 6.2.6. Схема разметки корпуса магистрального насоса при магнитометрическом методе контроля и установки преобразователей акустической эмиссии

В первую очередь оценивается состояние корпусов машин, валов роторов, соединительных муфт и других быстроизнашивающихся деталей. Выявляется наличие дефектов в зоне концентраторов напряжений, измеряется износ трущихся поверхностей. Предельные значения износа при отбраковке элементов машины принимают по данным руководства по эксплуатации машины или технических условий на его ремонт. Диагностика корпусов роторных машин осуществляется магнитометрическим или акустикоэмиссионным методом НК. По результатам диагностирования может проводиться дополнительное обследование корпуса другими методами НК. Диагностирование корпуса магнитометрическим методом осуществляется в

291

следующей последовательности: на корпус наносится разметка из вертикальных и горизонтальных линий, размещаемых с равным шагом. В качестве примера на рис 6.2.6. показана разметка корпуса магистрального насоса в соответствии с действующим в ОАО «АК «Транснефть» РД 153- 39.4Р-124-02. Диагностирование осуществляется на неработающей машине независимо от величины остаточного внутреннего давления; производится путем сканирования поверхности датчиком прибора (индикатором концентрации напряжений) вдоль горизонтальных линий разметки. При пересечении датчика цифровой и алфавитной сеток фиксируются и записываются максимальные значения напряженности магнитного поля рассеяния со знаком плюс или минус. Скачкообразное изменение величины напряженности магнитного поля с одновременным изменением знака указывает на концентрацию остаточных напряжений и является признаком возможного дефекта.

Измерения толщин стенок и твердости металла корпусов машин осуществляются в местах с концентраторами напряжений или источников сигналов АЭ II, III, IV классов. Кроме этого измерения выполняются в зонах, где при визуальном контроле обнаружено уменьшение толщины стенок от абразивного, эрозионного или коррозийного факторов воздействия. При неразрушающем контроле валов роторов с применением визуального и измерительного, ультразвукового, вихретокового и магнитопорошкового методов выявляются поверхностные, подповерхностные и внутренние дефекты: трещины, раковины, забоины, риски, следы фреттинга, недопустимые металлургические дефекты и другие нарушения сплошности материала. Контролируются поверхности вала под рабочим колесом и полумуфтой; в местах расположения галтелей, проточек, резьб, шпоночных пазов, переходов прямолинейного участка боковой стенки шпоночного паза к цилиндрическому участку и дна к боковой стенке.

При росте температуры подшипников и увеличении вибрации машины из-за возникающих дефектов в подшипниковых узлах машина выводится в ремонт и выполняется контроль технического состояния всех элементов подшипникового узла. Обследование технического состояния соединительных муфт проводят при росте вибрации роторной машины из-за возникающих в муфтах дефектов или визуальном обнаружении неисправностей или их признаков. В первую очередь при этом контролируется точность центровки соединяемых валов. Далее проверяется плотность посадки полумуфт на валы, биение полумуфт, состояние зацепления, твердость зубьев втулок и обойм. При признаках поверхностных и подповерхностных дефектов в районе шпоночных пазов и в зубьях выполняют их дефектоскопический контроль вихретоковым, капиллярным, магнитопорошковым методами. По результатам диагностирования и

292

дефектоскопии материала элементов машины неразрушающими методами контроля проводится оценка их технического состояния, выполняются расчеты на прочность. Для корпусов машин продление ресурса определяют на основе фактически полученных величин утонения стенок и свойств материала с учетом скорости коррозийно-эрозионного износа, малоцикловых нагружений, статистических данных о показателях надежности, интенсивности роста вибрации. Продление ресурса подшипников, муфт, торцевых уплотнений осуществляется по результатам контроля их технического состояния при разборке машины, а также по скорости роста ее вибрации. Процедура прогнозирования остаточного ресурса роторной машины по изменению уровня вибрации осуществляется графоаналитическим методом с использованием результатов обследования объекта, статистических данных по надежности аналогичных типов машин и сводится к экстраполяции найденного тренда (скорости изменения вибрации) и определению момента его пересечения с линией предельного состояния машин данного типа.

6.2.3. Диагностирование вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов

Общие технические требования к конструкции, устройству, изготовлению, монтажу, эксплуатации и испытаниям резервуаров установлены ПБ 03-605—03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов».

В зависимости от вместимости и места расположения резервуары подразделяют на три класса:

•класс I — особо опасные резервуары вместимостью 10 000 м3 и более, а также резервуары 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;

•класс II — резервуары повышенной опасности вместимостью от 5000

до 10 000 м3;

•класс III — опасные резервуары вместимостью от 100 до 5000 м3. Степень ответственности (опасности) учитывается при проектировании

специальными требованиями к материалам, объемами контроля в рабочей документации, а также коэффициентом надежности по назначению при выполнении технических расчетов. Диагностика резервуаров осуществляется в соответствии с РД 08-95—95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов». Положение распространяется на стальные сварные цилиндрические резервуары вместимостью 100 до 50 000 м3 следующих типов: со стационарной крышей, со стационарной крышей и понтоном, с плавающей крышей. Положение предусматривает порядок оценки

293

технического состояния резервуаров по совокупности диагностических параметров с целью выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей безопасной эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих диагностических обследований либо о необходимости проведения ремонта или исключения их из эксплуатации. На основе и в дополнение к РД 08-95—95 некоторыми организациями разрабатываются свои ведомственные документы. Так, в ОАО «Акционерная компания трубопроводного транспорта нефтепродуктов «Транснефтепродукт» подготовлены согласованные с Госгортехнадзором РФ РД153-312-017—97 «Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров».

Система технического диагностирования вертикальных стальных резервуаров включает два уровня проведения работ:

•частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны (без выведения его из эксплуатации один раз в пять лет);

•полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации (один раз в десять лет). Зачистка и дегазация резервуаров является трудоемким процессом. Технология механизированной зачистки с обеспечением требований охраны труда, экологической и пожарной безопасности приведена в разработанной СКБ «Транснефтеавтоматика» Инструкции по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов.

Проведение полного технического обследования в общем случае предусматривает выполнение следующих работ:

•ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар, включающее анализ конструктивных особенностей резервуара; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара;

•составление индивидуальной программы обследования;

•натурное обследование резервуара, включающее визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши); измерение толщины поясов стенки, кровли, днища, понтона (плавающей крыши); контроль геометрической формы стенки, нивелирование днища; измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара; проверку состояния основания и отмостки;

•контроль ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами неразрушающего контроля, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам визуального осмотра;

294

•определение при необходимости механических свойств материала и его структуры (методами неразрушающего контроля или лабораторного исследования вырезанных образцов);

•выбор расчетных схем и оценка остаточного ресурса работы металла с учетом скорости коррозии в местах уменьшения толщин элементов, изменения механических свойств металла или сварных соединений, объема и характера циклических нагружений; работы резервуара при отрицательных температурах (ниже 40 °С);

•разработка прогноза о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара (в том числе периодичности и методах последующего контроля) с выдачей заключения.

6.3. Ремонт трубопроводных систем

Под эффективным ремонтом трубопроводных систем следует понимать своевременность выполнения выборочного и капитального ремонта по результатам оценки технического состояния средствами диагностики с использованием современных интеллектуальных технологий и средств механизации с полным восстановлением проектных показателей прочности, работоспособности, способности выполнения технологических функций (1). Обследованиями технического состояния трубопроводов, проводившимися в разные периоды времени с использованием различных технических средств, установлено, что старение изоляционного покрытия, возникновение и накопление дефектов в стенках труб зависит от почвенноклиматических условий прокладки трубопроводов, качества выполнения строительно-монтажных работ и исходных материалов, условий эксплуатационной загруженности участка трубопроводов и других факторов. До появления внутритрубной диагностики применявшиеся традиционные методы обследования и оценки состояния трубопроводов (контрольные шурфовки, измерение потенциалов электрохимзащиты, учет аварий и их последствий) позволяли получить лишь ориентировочную оценку их технического состояния, в связи с чем принятие решений по выбору участков для капитального ремонта было затруднительно. Использование диагностической информации обеспечивает возможность дифференцированного подхода к проведению ремонта, заключающегося в рациональном сочетании капитального (со сплошной заменой труб и изоляции) и выборочного ремонтов. Получение в результате диагностики достоверной информации по дефектным участкам позволяет при тех же затратах на

295

капитальный ремонт увеличить протяженность отремонтированных трубопроводов.

Наибольшее количество дефектов связано с коррозионными процессами (70-90%), браком строительно-монтажных работ около16% и механические повреждения составляют 4%

Классификация дефектов по происхождению приведена в табл.

6.3.1 (1)

Таблица 6.3.1

296

Рис. 6.3.1. Классификация основных методов ремонта(1)

Ремонтные работы на нефтегапроводов ведутся в соответствии с различного рода нормативно-технической документацией, планами предупредительных работ, возникшими ситуациями и имеется большое количество разработанных и разрабатываемых технологий и технических средств ремонта, которые условно могут быть сведены к следующему (рис.

6.3.1, 6.3.2):

•вырезка дефектных участков труб (полностью замена участка трубопроводакапитальный ремонт); врезка «катушек»-выборочный капитальный ремонт;

переизоляция участка трубопровода (капитальный ремонт);

•ремонт в местах аварий и утечек с помощью наложения заплат, хомутов, прижимных устройств;

•ремонт при помощи полноохватывающих стальных муфт, устанавливаемых на дефектные участки трубопровода (выборочный капитальный ремонт);

•намоточные ремонтные конструкции (бандажирование) из композиционных материалов или стальной проволоки, ленты;

•ремонт мелких дефектов на наружной поверхности трубы — шлифовка, заварка (наплавка).

297

конструкции, должны быть вырезаны или отремонтированы другими методами постоянного ремонта.

Бандажирование с помощью намоточных конструкций. Существует несколько способов ремонта труб намоткой с предварительным натягом: намотка стальной проволоки или ленты; намотка стеклово-локнистых материалов с пропиткой их связующей композицией; намотка лент из композиционных материалов.

Полноохватные стальные муфты. Муфты состоят из 2-х цилинд-

рических полумуфт, которые устанавливаются на ремонтируемую трубу, полностью охватывая ее. Затем обе полумуфты свариваются встык продольными швами с предварительной разделкой кромок или же соединяются накладкой, которая приваривается к полумуфтам угловыми швами внахлест. В зависимости от типа дефекта, его опасности, геометрических параметров (длина, глубина) могут применяться различные по конструкции и назначению муфты:

•без герметизации (короткие и длинные);

•герметизирующие (приварные): герметичные (короткие и длинные, с заполнением и без заполнения), галтельные, усиленные, бутылочные. Каждая из этих муфт предназначена для ремонта дефектов определенного типа и определенной длины. С помощью набора таких муфт могут быть отремонтированы такие дефекты, как коррозия, царапины, расслоения, дефекты сварных швов, вмятины. По способу установки на трубу конструкции муфт можно разделить на 2 основных типа — приварные и неприварные. В свою очередь и те и другие муфты подразделяются на обжимные и необжимные. Неприварная обжимная муфта усиливает дефектный участок, но не герметизирует его. Приварные муфты привариваются к трубе герметизирующими кольцевыми швами Рассмотренные методы ремонта с установкой стальных муфт имеют серьезные недостатки:

•необходимость применения сварки на теле трубопровода, заполненного продуктом (для приварных муфт);

•отсутствие универсальности конструкции для дефектов любых типов;

•невозможность ремонта трещин в основном металле и сварных

швах;

•проблема ремонта труб с овальностью (даже величиной до 1% от диаметра трубы);

•возможность возникновения коррозионных процессов в пространстве между трубой и муфтой (для приварных муфт), что вызывает необходимость заполнения этого пространства антикоррозионными жидкостями.

300