1.3 Порядок подготовки оборудования к проведению технология диагностики.
Первичная
подготовка (проведение мероприятий по
технике безопасности): а) аппарат
отключают от действующих агрегатов,
ставят заглушки на трубопроводы; б)
предварительно продувают паром или
инертным газом и выпускают отработанную
смесь из аппарата через "свечу";
в) среду в аппарате проверяют на вспышку
и токсичность (берут пробу). Предварительная
очистка аппарата: а) кислотную аппаратуру
промывают слабым раствором щелочи, а
потом водой; б) щелочную – горячей водой
или паром; 55 в) аппараты с горючим газом
или воспламеняющимися жидкостями –
горячей водой, паром или инертным газом.
Окончательная очистка аппарата
производится а) химическим; б) термическим;
в) механическим способами. Легированные
стали чистят химическим путем чаще
всего. При этом используют пасту состоящую
из соляной кислоты – 30 %, глины – 60 %,
воды – 9,9 % и ингибитора – 0,1 %. Паста
наносится на поверхность слоем в 8...10
мм и снимается через 8...20 часов в
зависимости от слоя окислов. Затем
поверхность промывают 10...15 % раствором
Na2
CO3
или 2...3 % раствором NаOH.
В качестве примера рассмотрим химический
способ очистки трубчатки. Для этой
очистки применяют 8...10 % раствор HCl
с ингибитором при температуре 60 C.
Раствор циркулирует по прямому и
обратному ходу. Термическая очистка
поверхности – основана на использовании
различия коэффициентов линейного
теплового расширения металла и
загрязняющей его накипи. При изменении
температуры поверхности загрязнения
отслаиваются и уносятся струёй воздуха
или воды. На практике эту очистку
осуществляют прогревом поверхности
специальными кислородными горелками
или резкими изменениями температуры
теплоносителя. Механический способ
очистки – широко распространен, т.к.
исключает коррозию металла и обеспечивает
наиболее полное удаление всех загрязнений,
в том числе химически нерастворимых
кокса, пеков, силикатных отложений и
т.п. Недостатки этого способа – малая
производительность и трудоемкость. Он
может проводиться с помощью гидромонитора.
Ручная
очистка поверхности производится
щетками, копьями, ершами. Для механизации
этого процесса используют гидропистолет
для проталкивания ершей, а также
специальные устройства, работающие на
принципе вращательного бурения. [4.стр
87]
1.4 Требования мтд к проведению диагностики
Программа
диагностики технологических и
вспомогательных нефтепроводов НПС
разрабатывается подрядной организацией,
согласуется с ОАО ЦТД «Диаскан» и
утверждается главным инженером ОАО МН.
Программой
диагностики должно быть предусмотрено:
Проверка
соответствия фактических толщин стенок
труб, в том числе определенных при
проведении толщинометрии, фактических
параметров сертификатов труб проектным.
При
их несоответствии - выполнение расчетов
по фактическим значениям технических
характеристик труб в соответствии с
требованиями СНиП
2.05.06-85*.
Обследование
всех тройников и соединительных деталей
незаводского изготовления и определение
допустимого срока их эксплуатации.
Обследование отборов давления от места
приварки к трубопроводу до измерительного
прибора (включая коренной вентиль),
термокарманов.
Обследование
тупиковых и застойных зон, выявление и
обследование мест нарушения изоляционного
покрытия.
Определение
мест шурфовки для установки преобразователей
акустической эмиссии с указанием объемов
работ по акустико-эмиссионному (АЭ)
контролю технологических и вспомогательных
нефтепроводов, по участкам, ограниченных
задвижками и предусматривающему 100%
контроль.
Разработка
графиков нагружения с указанием величины
давления и времени его выдержки на
каждом режиме применительно к конкретным
участкам нефтепроводов.
Выполнение
диагностического контроля нефтепроводов,
определение фактической толщины стенки,
выявление дефектов покрытия трубы и
др.
Выполнение
100 %-го ультразвукового контроля кольцевых
(монтажных) сварных швов надземных
трубопроводов.
Проведение
100% акустико-эмиссионного контроля
технологических нефтепроводов.
Проведение
дополнительного дефектоскопического
контроля по результатам акустико-эмиссионного
контроля в зонах с акустическими
сигналами II,
III,
IV
классов.
Проведение
контроля и обследования опор, фундаментов
и подвесок нефтепроводов.
Определение
сроков следующей диагностики.
Подготовка
заключения по результатам диагностики
для приведения нефтепроводов в
соответствие с проектом и требованиями
действующих нормативных документов.
Разработка
мероприятий по безопасному производству
работ.
Требования
к отчету.
Требования
к выполнению работ по диагностике
Диагностика
технологических и вспомогательных
нефтепроводов проводится в соответствии
с программой диагностики.
Диагностика
технологических и вспомогательных
нефтепроводов НПС выполняется в
соответствии с требованиями нормативных
документов и методик включенных в
"Перечень методик для проведения
технической диагностики нефтепроводов",
следующими методами неразрушающего
контроля:
-
визуальный и измерительный контроль
(ВПК);
-
ультразвуковой контроль (УЗК);
-
магнитометрический контроль (ММП);
-
капиллярный контроль (ПВК);
-
магнитный контроль (МК);
-
вибро
диагностический
контроль (ВД);
-
акустико-эмиссионный контроль (АЭД);
-
другие виды контроля, определяемые
исполнителем работ для уточнения
технического состояния нефтепровода.
[6.стр 23]
