
- •С одержание
- •В ведение
- •1 Современные способы выявления микротрещин в трубопроводе
- •1.1 Развитие технологии методов выявления микротрещин в магистральном трубопроводе
- •1.2 Анализ появления микротрещин в трубопроводе
- •1.3 Факторы, влияющие на надежность магистрального трубопровода
- •1.4 Диагностирование трубопроводов
- •1.5 Методы диагностирования
- •1.6 Оценка технического состояния магистрального трубопровода
- •2 . Виды и способы капитального ремонта магистрального трубопровода
- •2.1 Укладка в совмещенную траншею вновь прокладываемого трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего (рис. 2.1).
- •2.2 Укладки в отдельную траншею вновь прокладываемого трубопровода, в пределах существующего технического коридора (рис. 2.2).
- •2.3 Укладка нового трубопровода в прежнее проектное положение (рис. 2.3).
- •3 . Подготовка и проведение капитального ремонта магистрального трубопровода
- •3.1. Организационные мероприятия
- •3.2. Подготовительные работы
- •3.3 Земляные работы
- •3.3.1. Снятие и восстановление плодородного слоя почвы
- •3.3.2. Разработка траншеи
- •3.3.3. Засыпка траншей
- •3.4. Подъем и укладка трубопроводов
- •3.5. Очистка наружной поверхности трубопровода
- •3.6. Сварочные работы
- •3.7. Испытание отремонтированного участка мт
- •3.8. Порядок сдачи и ввод отремонтированного участка в эксплуатацию
- •4 . Выбор комплекта технологического оборудования для проведения капитального ремонта магистрального трубопровода
- •4.1. Бульдозеры
- •4.1.1. Расчет основных рабочих параметров бульдозера:
- •4.2. Экскаваторы
- •4.2.1. Техническая производительность одноковшовых экскаваторов определяется по формуле:
- •4.2.2. Мощность необходимая при наиболее энергоемкой операции копания грунта можно определить по формуле:
- •4.2.3. Количественные расчеты
- •4.3. Трубоукладчики
- •4.4. Машины для транспортировки труб
- •4.5. Подъемно–разгрузочные машины
- •4.6. Автомастерские
- •4.7. Топливозаправщики
- •4.8. Транспортные машины для доставки персонала к месту работы на трассе
- •4.9. Электросварочное оборудование
- •4.10. Труборезные машины
- •4.11 Машины изоляционные
- •4.12 Технология герметизации полости магистральных трубопроводов
- •4.13. Итоговый комплект технологического оборудования для проведения капитального ремонта магистрального трубопровода
- •5 . Меры безопасности
- •5.1. Земляные работы
- •5.2. Подъем и укладка трубопровода
- •5.3. Сварочные работы
- •5.4. Очистка и противокоррозионная изоляция
- •5.5. Испытание магистральных трубопроводов
- •5.6. Пожарная безопасность
- •5.7. Охрана окружающей среды
- •6 Динамика ежегодных затрат на капитальный ремонт трубопровода
- •6.1. Расчёт затрат на выполнение капитального ремонта.
- •6.2 Обоснование плановых показателей объема продукции
- •7 . Иностранная часть
- •З аключение
- •С писок использованной литературы
4.11 Машины изоляционные
Машины изоляционные предназначены для нанесения грунтовки, липких лент и комбинированных покрытий типа “Пластобит” на наружную поверхность магистральных трубопроводов диаметрами 317–1220 мм при капитальном ремонте с заменой изоляции и ремонте с заменой труб.
Рис. 4.22. Изоляционная машина
Грунтовка подается на поверхность трубопровода из бака и растирается полотенцами, закрепленными на переднем роторе. Нанесение изоляционной ленты происходит за счет вращения шпули вокруг трубопровода и поступательного движения машины. Машина может монтироваться на условно бесконечном трубопроводе. Управление машиной осуществляется с бровки траншеи при помощи пульта управления, расположенного на телескопической штанге. По согласованию с Заказчиком машина может быть поставлена в различных исполнениях:
–
с
поджимным ходовым механизмом (для
обеспечения возможности нанесения
рулонных изоляционных материалов в
горных условиях с уклоном трубопровода
до 35 градусов);
– без поджимного механизма (для работы на равнинной местности с уклоном трубопровода до 8 градусов);
– для нанесения всех видов изоляционных материалов;
– для нанесения только рулонных изоляционных материалов;
– с комплектом ЗИП по усмотрению Заказчика.
Таблица 4.16. Технические характеристики изоляционных машин
Основные параметры |
ИМГ–530 |
ИМ–820У |
ИМ–1220У |
Диаметр изолируемого трубопровода, мм |
377, 426, 530 |
630, 720, 820 |
1020, 1220 |
Максимальная производительность, м/ч |
580 |
480 |
400 |
Мощность электродвигателя, кВт |
5,5 |
11,0 |
15,0 |
Объем битумной мастики в емкости, куб. м |
0,3 |
0,6 |
0,8 |
Температура битумной мастики, оС |
120 – 180 |
120 – 180 |
145 – 170 |
Усилие натяжения рулонных материалов, кгс/см |
1,0 – 1,5 |
1,0 – 1,5 |
1,0 – 1,5 |
Габаритные размеры, мм (длина х ширина х высота) |
2450 х 1230 х 2100 |
2535 х 1570 х 2450 |
2700 х 2000 х 2600 |
Масса, кг |
1600 |
2500 |
3000 |
4.12 Технология герметизации полости магистральных трубопроводов
После освобождения трубопровода от перекачиваемого нефтепродукта, вырезки дефектной арматуры или катушки до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ внутренняя полость трубопровода должна быть перекрыта (рис. 4.23).
Р
ис.
4.23.
Схема
установки герметизаторов:
А
— расстояние от открытого торца до
герметизатора — 1000мм; * - защитный экран
применяется при установке ПЗУ.
Внутренняя полость трубопровода линейной части магистральных трубопроводов Ду 400 мм и более должна перекрываться герметизаторами из резинокордной оболочки типа "Кайман" и пневматическими заглушающими устройствами (ПЗУ).
Герметизаторы "Кайман" предназначены для временного перекрытия внутренней полости трубопровода, опорожненного от нефти, нефтепродуктов или газа с целью предотвращения выхода горючих газов при ремонтно-восстановительных работах, выполняемых методом вырезки катушки (рис.4.24). Установка герметизаторов осуществляется через открытые концы трубы после вырезки арматуры, катушки или дефектного участка трубопровода.
Рис.
4.24. Перекрывающее
устройство "Кайман":
1
– корпус; 2 – герметизирующая оболочка;
3 – элемент центрирующий.
Герметизатор ПЗУ представляет собой замкнутую резинокордовую оболочку с металлическим вентилем в одном из днищ для подачи в оболочку сжатого воздуха (инертного газа) и предназначен для временного перекрытия внутренней полости трубопровода, с целью предотвращения выхода взрывоопасных и горючих паров при ремонтно-восстановительных работах на линейной части магистральных трубопроводов.
Рис.
4.25. Пневматическое
перекрывающее устройство ПЗУ:
1
– ушки; 2 – оболочка; 3 – ниппель.
При
ремонте с заменой участков технологических
трубопроводов НС и КС, а также камер
приема-пуска средств очистки и диагностики
(СОД), тройниковых узлов, резервных ниток
подводных переходов без
камер
приема-пуска для герметизации внутренней
полости трубопровода может применяться
глина.
Выполнение работ по герметизации трубопроводов должно осуществляться по наряду-допуску и проекту производства работ (ППР).
В ППР и наряде-допуске должен быть указан способ перекрытия, вид герметизаторов, применяемых для герметизации каждого участка трубопровода.
Герметизаторы удаляются с места проведения ремонтных работ после их окончания потоком перекачиваемого нефтепродукта до камер приема-пуска СОД, которые используются для приема герметизаторов.
С целью гарантированного определения местоположения герметизаторов "Кайман" при движении их по трубопроводу, после завершения ремонтных работ и заполнения трубопровода, каждый герметизатор должен быть оснащен трансмиттером.
Герметизаторы ПЗУ должны быть оборудованы устройством для контроля и регулирования давления (УКРДВ). После окончания сварочных работ и при наличии положительных результатов дефектоскопического контроля сварных стыков воздух из ПЗУ должен быть спущен, давление снижено и УКРДВ должно быть демонтировано. Отверстие в трубопроводе для установки устройства должно быть заглушено металлической пробкой и обварено.
Герметизаторы должны проверяться на комплектность, наличие маркировки и исправность и пройти визуальный контроль. Перед установкой на стенде или после установки в трубопровод герметизаторы должны быть испытаны на прочность и плотность.
Количество одновременно принимаемых герметизаторов должно определяться конструктивными размерами и вместимостью камеры приема СОД.
При
врезке деталей на месте выполнения
работ должно быть не менее 2-х резервных
герметизаторов на каждый диаметр
ремонтируемого трубопровода.
При концентрации паров газов ниже 0,01 % объемных единиц (300мг/м3) рабочее место считается подготовленным к выполнению огневых работ и подгонке катушки.
Контроль за состоянием газовоздушной среды должен производиться через отверстия диаметром 8...12 мм, просверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 80...150 мм от герметизатора в сторону катушки у каждого стыка на расстоянии не менее 100 мм от продольных и поперечных сварных швов.
По завершению ремонтных работ при заполнении трубопровода нефтью следует организовать контроль за движением герметизирующих устройств по трубопроводу до момента их поступления в камеру приема СОД.
Для
контроля прохождения герметизаторов
по нефтепроводу должны быть определены
контрольные пункты, по которым определяется
время прохождения и их фактическая
скорость движения.