статические и динамические

масса, сила, импульс силы, количество движения, давление, градиент давления, работа, энергия, плотность, мощность, коэффициент трения, коэффициент сопротивления, коэффициент упругости, момент инерции, масовый расход, масовая скорость потока, затухание

механические и молекулярные свойства вещества

плотность, относительная молекулярная масса, молярная масса, коэффициент продольного растяжения, модуль продольной упругости, коэффициент всестороннего сжатия, твердость, вязкость, текучесть, коэффициент поверхностного натяжения, концентриция, коэффициент диффузии

тепловые

температура, количество теплоты, температурный градиент, тепловой поток, поверхностная плотность теплового потока, энтропия, теплоемкость, теплота фазового превращения, теплота сгорания топлива, теплопроводность, коэффициент теплопередачи, коэффициент температуропроводности

акустические

звуковое давление, объемная скорость, звуковая энергия, плотность и поток звуковой энергии, интенсивность звука, акустическое сопротивление, механическое сопротивление, уровень интенсивности звука и звукового давления, высота, тембр и громкость звука, акустический эффект отражения, акустический эффект поглощения, акустическая проницаемость

электрические и магнитные

электрический заряд, напряженность электрического поля, электрическое смещение, поток электрического смещения, потенциал, емкость, поляризованность, диэлектрическая проницаемость, сила и плотность потока, электрическое сопротивление, электрическая и удельная проводимость, магнитная индукция, магнитный поток, напряженность магнитного поля, магнитный момент, магнитодвижущая сила, магнитное сопротивление, индуктивность, магнитная проницаемость

параметры излучения

поток излучения, плотность потока и интенсивность излучения, энергетическая освещенность, энергетическая сила света, энергетическая яркость, объемная плотнсть энергии излучения, спектральная плотность потока излучения по частоте, световая энергия, светимость, интенсивность светового потока, освещенность, яркость, видимость, оптическая сила, главное фокусное расстояние, показатель преломления, коэффициенты отражения, рассеяния, поглощения, пропускания.

На магистралях в качестве диагностических приборов внутритрубного контроля используют профилемер «Калипер», магнитный дефектоскоп «Магнескан», ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан». Основные параметры представлены в таблице.

Таблица 4 - Технические характеристики ВИС

Показатель	Тип ВИС
	Калипер	Магнескан	Ультраскан
Dу/L, мм	426-530/1516 720-820/1750	426-530/2150 720/2616	426-530/4500
максимальный проход ,км	250 (газ) 500 (нефть)	250	120
минимальное проходное сечение,%	70	90	85
минимальный радиус изгиба, Dу	1,5	3	1,5
скорость пропуска, м/с	0,2-3 (6)	0,6-4	0,2-1 (1,3)
температурный диапазон эксплуатации, 0С	от-15 до +50
максимальное давление,бар	100
максимальное времы работы,час	50	70	72
дефекты	вмятины, овальности, изменения толщины стенки, радиуса загиба	коррозия металла, зазубрины, вмятины, эрозия, механические дефекты	внутренняя и внешняя коррозия, царапина, задиры. расслоения, газовые поры, отложения шлака
точность определения	±1 м/±45 0	±1 м/±45 0	±0,25 м/±10 0

Внутритрубные инспекционные снаряды имеют одинаковые конструктивные элементы:

манжеты, с помощью которых снаряды перемешаются под действием потока и опираются на стенки трубопровода;

демпферы, расположенные спереди и сзади снаряда, для предохранения его от разрушения или столкновения с препятствием;

одометр, определяющий расстояние, пройденное снарядом с момента запуска;

компьютер, источник питания, расположенные в герметичном корпусе;

вывод для считывания данных.

Для получения информации профилемер снабжен датчиками, расположенными в непосредственном контакте со стенкой трубопровода, а дефектоскоп - датчики, осуществляющие прозвучивание стенок.

Помимо информации об изменении геометрии трубопровода и обнаружении потерь металла, внутритрубная диагностика предоставляет информацию об обнаружении утечки, регистрация температуры и давления, измерения изгиба, забор проб продукта, измерение отложений парафина, контроль кривизны, измерения профиля, картографирование, проведение фотографической диагностики, обнаружение трещин. Ультразвуковой дефектоскоп имеет преимущества перед магнитным. Оно заключается в способности ультразвуковых дефектоскопов измерять толщину стенки. Зарегистрированные данные об уменьшении толщины стенки являются решающим фактором при принятии решения о проведении ремонтных работ. Так как приборы обеспечивают прямое измерение стенки трубопровода, полученные данные могут быть использованы для расчетов его фактической остаточной прочности. Магнитные дефектоскопы определяют лишь изменение толщины стенки относительно проектного значения, что в случае применения сварных труб может привести к значительным ошибкам в расчетах.

Литература 7 доп [228-248]

Контрольные вопросы

1.Принципы работы ВИС

2.Основные задачи диагностирования

4.Основные задачи прогнозирования

Система ППР

Система ППР - совокупность организационных и технических мероприятий по уходу, надзору и ремонту трубопроводов, осуществляемых профилактически по заранее составленному графику через определенные промежутки времени. Система ППР определяет:

виды профилактических и ремонтных работ, их назначение и периодичность;

категорию сложности ремонта и обслуживания;

нормативы на профилактические и ремонтные работы, продолжительность простоев, потребность в материалах.

Задачи системы ППР:

поддержание оборудования в состоянии, обеспечивающем проектную производительность;

предотвращение аварий;

удлинение межремонтных периодов, сокращение расходов на ремонт

Система ППР включает межремонтное обслуживание и плановые ремонтные операции. Межремонтное обслуживание предполагает надзор и уход за оборудованием и коммуникациями на протяжении периода между плановыми ремонтами. Плановые ремонтные операции включают текущий ремонт, средний ремонт, капитальный ремонт. Текущий ремонт - ремонт при котором восстанавливается работоспособность отдельный узлов. Продолжительность текущего ремонт устанавливается по графику ППР, объем не превышает 20% объема капитального ремонта. Средний ремонт - вид планового ремонт, сопровождающийся заменой или ремонтом отдельных узлов и агрегатов (замена изношенных деталей, регулировка механизмов, проверка точности взаиморасположения частей агрегата между собой).Ремонту подлежат детали срок службы которых равен периоду между двумя средними ремонтами или меньше его. Объем ремонта не более 50% от объема капитального ремонта. Допускается остановка оборудования. При капитальном ремонте производится полная разборка, ремонт или замена изношенных узлов, сборка и испытание с соответствии с техническими условиями. В результате восстанавливаются первоначальные характеристики (производительность, мощность, напор и т.д) Этот вид ремонта может сочетаться с модернизацией - внесение в конструктивную схему изменений в целях усовершенствования и приближения к уровню эталонных моделей оборудования аналогичного назначения. Общетехническая модернизация - повышение технического уровня оборудования в целях приведения в соответствие с передовыми моделями. Технологическая модернизация - оснащение оборудованием или изменение конструкции в целях решения определенных технологических задач.

Кроме плановых ремонтных работа существуют внеплановые ремонты. Аварийный ремонт осуществляется при выходе оборудования из строя. По объему может быть равен текущему, среднему, капитальному ремонтам. Восстановительному ремонту подлежит оборудование сильно изношенное вследствие несвоевременных ремонтных работ, как правило сопровождается модернизацией. За единицу сложности ремонтных работ принята ремонтосложность 1 км МТП диаметром 520 км. В основе планирования и организации ремонта лежит структура ремонтного цикла. Под структурой ремонтного цикла понимается порядок чередования плановых ремонтов и осмотров МТП и оборудования.

Ремонтный цикл - время работы между двумя капитальными ремонтами или втемя от начала эксплуатации до капитального ремонта. Длительность ремонтного цикла периодически пересматривается в сторону увеличения. Межремонтный период - время работы оборудования между двумя плановыми ремонтами. Межосмотровый период - время между плановыми осмотрами или между плановым ремонтом и осмотром..

Текущий ремонт носит характер осмотра и мелких исправлений. Текущий ремонт характеризуется отсутствием работ по восстановлению стенки изоляции и производится без остановки перекачки. Средний ремонт характеризуется небольшими объемами вскрытия трубопровода. В отдельных случаях при средних ремонтных работах планируется остановка перекачки. Капитальный ремонт связан со вскрытием трубопровода, выполняется на основании проектно-технической и сметной документации. Различают:

капитальный ремонт с заменой изоляции, стенка не нуждается в восстановлении, производится без остановки перекачки;

капитальный ремонт с восстановлением стенки трубопровода, производится без остановки перекачки или с кратковременной остановкой на период подъема трубопровода;

капитальный ремонт с заменой участка трубопровода с остановкой перекачки.

Практика эксплуатации трубопроводов показывает, что одной из серьезных проблем отрасли является ремонт свищевых повреждений в стенках трубы. Сквозные дефекты являются источников аварийных ситуаций на трубопроводах. Свищи могут возникнуть в процессе изготовления труб, при производстве строительно-монтажных работ (складирование, транспортировка труб, сварочно-монтажные и изоляционно-укладочные работы), а также при эксплуатации трубопровода. Методы и средства ремонта свищевых повреждений должны обеспечивать:

безопасность при проведении ремонтных работ;

технологичность работ по ликвидации свищевых повреждений;

простоту изготовления и низкую стоимость устройства;

экологичность.

Все работы по ликвидации свищевых повреждений выполняются в соответствии с «Правилами технической эксплуатации магистральных трубопроводов».Участки со свищевыми повреждениями ремонтируются преимущественно способом врезки катушки, что связано со значительными материальными и трудовыми затратами.

Простейшим способом ликвидации свищей небольшого диаметра порядка 1-3- мм является зачеканивание отверстий пластичным материалом (свинцом, медью) с помощью омедненного инструмента. Основной недостаток этого метода:

опасность, связанная с нанесением ударных нагрузок

недостаточная надежность на фоне возможной разгерметизации.

При применении метода магнитов на свищи в теле трубы устанавливаются специальные бруски-магниты, способные выдерживать давление продукта. Бруски-магниты имеют уплотняющие прокладки или устанавливаются с нанесением слоя уплотняющего вещества. При применении каучуковых уплотнителей на свищи накладывается каучуковая пробка, которая с помощью бандажа вдавливается в отверстие свище. Через определенное время каучуковый состав затвердевание, обеспечивая герметичность.

Общим признаком, характеризующим тип устройств для ликвидации свищей изнутри, является то, что они перемещаются внутри трубопровода в потоке перекачиваемого продукта, фиксируются на стенке и герметизируют место повреждения. предотвращая утечку и позволяя проводить ремонтные работы.

Простейшими устройствами для устранения небольших утечек через свищи, трещины является устройства типа хомутом, струбцин, прижимов, обеспечивающих плотное и герметичное перекрытие мест утечек и уплотняющие прилегающие зоны трубопровода с помощью эластичных прокладок.

Устройство УЗС-01 применяется при ремонте свищевых отверстий диаметром до 14 мм, расположенных по верхней образующей трубопровода.

Ремонтный хомут ВГ-101 применяется при перекрытии свищевых повреждений и единичных сквозных коррозионных каверн диаметром до 25 мм независимо от места расположения по поверхности трубопровода.

Ремонтная муфта предназначена для перекрытия свищевых и коррозионных повреждений размеры которых не позволяют использовать устройства УЗС-01 и ремонтный хомут ВГ-101.

Ремонту с применением сварки подвергаются дефекты, размеры которых по глубине и протяженности не превышают значений представленных в таблице.

Таблица 5 -Допустимые размеры дефектов труб, подлежащих ремонту сваркой

Нормативный предел прочности трубы, кгс/мм2	Максимальная глубина дефекта,% от толщины стенки	Размер дефекта Dу, мм, при толщине стенки, мм
		7-9	9,5-14	14,5-20
< 52	40	30	50	60
	60	20	30	35
>52	30	20	25	30

Ремонту сваркой подлежат трубы, имеющие отдельно расположенные единичные дефекты, к которым относятся дефекты, расположенные на расстоянии :

не менее 300 мм при максимальном размере дефекта менее или равным 35 мм;

не менее 500 мм при максимальном размере дефекта от 35 до 60 мм.

При этом количество дефектов не более 2/п.м.

Ремонту сваркой не подлежат:

дефекты, размеры которых превышают значения представленные в таблице

коррозионные каверны и раковины, расположенные на соединительных узлах и деталях;

дефекты, расположенные на расстоянии менее 300 мм от продольных и кольцевых сварных швов;

дефекты, имеющие трещины или видимое расслоение металла, а также расположенные на вмятинах.

Заварка дефектов на трубах выполняется ручной электродуговой сваркой. Перед заваркой дефект обрабатывается механическим способом.

При диаметре и глубине групповых каверн, существенно ослабляющих стенку, часть стенки вырезается и вваривается заплатка заподлицо с поверхностью трубы. Заплатка для вварки изготавливается овальной формы из труб толщиной стенки эквивалентной толщине стенки ремонтируемого трубопровода., из стали той же марки и с адекватными физико-механическими характеристиками. Размеры ввариваемых заплат представлены в таблице

Таблица 6 - Размеры ввариваемых заплат

диаметр трубопровода, мм	размеры ввариваемой заплаты, мм	периметр сварного шва, м
325-426	110х160	0,54
529-630	160х210	0,74
720-820	210х260	0,94
1020-1220	260х310	1,14
1420	патрубок d=325	1,02

Для обеспечения полного провара заплаты ввариваются с подкладными кольцами, изготавливаемыми из листовой стали толщиной 3-4 мм и шириной 20-30 мм, привариваемыми к заплате с внутренней стороны.

Ремонт дефектов (рисок, царапин, задиров, надрезов) глубиной до 40% от толщины стенки трубы возможен способом заварки, а коррозионные повреждения типа каверн могут быть отремонтированы способом вварки заплат.

Контроль качества заварки дефектов осуществляется:

систематическим пооперационным контролем;

внешним осмотром заваренных дефектов;

проверкой сплошности наплавленного металла физическими неразрушающими методами контроля (ультразвуковым и радиографическим)

В зависимости от категорийности ремонтируемого участка устанавливается следующий объем контроля наплавок физическими методами на линейной части трубопровода:

для II категории, исключая переходы через естественные и искусственные препятствия - процент контроля не менее 10 % от общего количества выполненных наплавок;

для III-IY категорий- процент контроля не менее 5% от общего количества произведенных наплавок.

При контроле физическими методами пригодными считаются наплавки в которых:

отсутствуют трещины любой глубины и протяженности;

глубина шлаковых включений не более 10% от толщины стенки и общей протяженностью не более 3,8 мм.

непровары в швах и надрезу на основном металле труба не допускаются.

В зарубежной практике большое значение придают разработке методике ликвидации дефектов, коррозионного происхождения, рассматривая их как потенциальные очаги аварии. При этом значительный интерес представляют технологии ремонтных работ на действующих трубопроводах.

Охватывающая сварная муфта используется либо для исправления дефекта либо для выполнения ответвлений трубопровода. Выполняется в 4-х вариантах с не заваренными и заваренными концами, а также с нахлесточным и стыковым соединениями. Бандажирование трубопровода используется для восстановления несущей способности магистральных трубопроводов, имеющих дефект. Предусматривает нанесение на трубопровод армирующего стеклопластикового покрытия

. Появление трещин в литых корпусах и крышках линейной арматуры является следствием изменения толщины сечения. Проверка на прочность производится гидравлическим испытанием, на плотность - пневмоиспытанием. После определения места дефекта с помощью ручного режущего инструмента производят разделку (вырубку) и зачистку. Подготовленную под заварку деталь нагревают до 250-300 0С и постепенно охлаждают до 200 0С во избежание термического напряжения. Сварочные работы выполняют ручной, полуавтоматической или автоматической электродуговой сваркой Газовая сварка не допускается во избежание выгорания углерода, содержащегося в основном металле корпуса арматуры. Что чревато снижением механической прочности деталей. Для определения дефекта и проверки качества сварных работ используют метод просвечивания радиоактивным кобальтом. Причиной утечек могут быть дефекты уплотнительных поверхностей. Обнаружение дефекта производится следующим образом. На обследуемых поверхностях наносят риски, число которых зависит от диаметра прохода. Поверхности приводятся в соприкосновение и проворачиваются на ј оборота 2-3 раза в противоположных направлениях. При хорошо притертых поверхностях рисок не остается. При значительных дефектах производят наплавку борированной, азотированной, алитированной, хромированной сталей. По выходу из ремонта линейная арматура подвергается проверке на прочность, плотность, герметичность гидравлическим методом. Испытание проводится под давлением в зависимости от состава испытуемого металла. Подъем давления производится постепенно и поддерживается на величине испытательного давления в течении времени, необходимого для осмотра. Детали считаются выдержавшими испытание , если при постоянном давлении в течении 2-4 мин, не считая времени для осмотра, не обнаружено свищей, просачивания. Монтируют задвижки после приварки к ней патрубков.

Литература 7 доп [475-497]

Контрольные вопросы

1. Состав работа при текущем ремонте

2.Состав работ при среднем ремонте

3 Состав работ при ремонте линейной арматуры

4.Наружние методы ремонта свищевых повреждений

5.Как осуществляется контроль сварки при ремонте?

6/ Внутренние методы ремонта свищевых повреждений

Очистка и испытания МТП

Для оценки состояния внутренней полости используют понятие эффективного диаметра трубопровода и эффективности работы трубопровода.

Эффективный диаметр показывает, каким должен быть диаметр простого трубопровода, чтобы его гидравлический уклон равнялся фактическому уклону.

Если Dэф не меняется в процессе эксплуатации и отличается от Dэк , то это может быть связано с загрязнением трубопровода после очистки, повышенной шероховатостью труб при работе в зоне смешанного трения и с наличием не полностью открытых задвижек или других местных сопротивлений на участке, или загрязнение участка достигло максимального значения.

Величина Dэф позволяет качественно оценить состояние внутренней полости. Более информативным является понятие эффективности работы участка

Если принять, что отложения равномерно распределены по участку, то

Следует иметь в виду, что обработкой одного режима диспетчерских данных невозможно получить “Е” с точностью более 5%.Для получения данных с точностью 0,01% необходима обработка 20-30 диспетчерских данных, либо проведение специальных контрольных замеров с использованием приборов повышенной точности.

В соответствии с правилами эксплуатации очистку трубопровода следует производить при снижении его пропускной способности на 3%. С учетом

снижение фактической производительности на 3% по отношению к производительности чистого трубопровода произойдет при снижении “Е” до 0,948 при эксплуатации в зоне Блазиуса и до 0,944 при работе в зоне смешанного трения.

Очистка газопровода производится следующими способами:

· очистными устройствами без прекращения перекачки газа,

· с прекращением перекачки,

· установкой конденсатосборников,

· повышение скорости потока газа по отдельным ниткам газопровода.

На всех проектируемых газопроводах предусматривают устройства по очистке . В состав устройств входят узлы пуска и приема очистных поршней, система контроля и автоматического управления процессом очистки. Узлы пуска и приема располагаются вблизи пунктов подключения КС, чаще их совмещают. На начальном пункте МГП монтируют узел пуска, на конечном - узел приема, на промежуточных КС - совмещенные узлы приема и пуска . Устройства для очистки полости проектируют на сложных участках (на водных переходах). При этом на первом по ходу газа берегу монтируют узел пуска очистных устройств, на втором - узел приема.

Очистные поршни запускают в следующей последовательности. После освобождения узла пуска от газа открывают концевой затвор и тележка с заслонкой отводится до тех пор, пока из узла не выйдет поддон, на который с помощью подъемного устройства загружают поршень. Тележку вместе с заслонкой и поддоном подводят к узлу пуска до полного закрытия заслонки и ручным насосом в гидросистеме создают избыточное давление для закрытия концевого затвора. Затвор фиксируют. Очистной поршень толкателем вводят в газопровод. После продувки выравнивают давление по обе стороны поршня, открывают краны, после чего поршень начинает двигаться к следующей КС, на которой перед пуском поршня на узле приема должен быть открыт кран .Выход очистного поршня из узла пуска контролируют сигнализатором. Проход поршня контролируется двумя сигнализаторами. Примеси отводятся в приемную емкость. После освобождения узла приема от газа открывают концевой затвор. Тележку с заслонкой, с поршнем отводят от камеры. Поршень подъемным устройством снимают с поддона, осматривают, чистят концевой затвор.

Для контроля прохождения очистного устройства в отдельных точках устанавливают анализаторы. Принцип действия основан на использовании низкочастотных магнитных волн для передачи сигнала через стенку трубопровода.

.Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание трубопроводов и сокращает затраты электроэнергии на транспорт. При плановой производительности, оптимальной периодичности пропуска очистных устройств соответствует минимум суммы затрат на очистку и транспорт S0

S0=AECE+nC0

Где: AE-годовые затраты электроэнергии на транспорт, квт*час;

CE-себестоимость электроэнергии, тг/вкт*час;

C0-стоимость очистки, тг;

n-количество запуска очистных устройств за год.

Годовые затраты электроэнергии определяются зависимостью

где: N i-мощность, потребляемая электродвигателем i-го насоса, квт;

ф - продолжительность i-го периода работы трубопровода, ч;

r - количество работающих насосов.

Мощность, потребляемая электродвигателем

где: N i -мощность, потребляемая электродвигателем, Вт; з Н-к.п.д насоса,

з М-механический к.п.д; з Е-к.п.д. электродвигателя.

Годовой расход электроэнергии зависит от оптимальности регулирования работы трубопровода. Максимальный эффект от очистки может быть получен при регулировании отключением насосов, переключение насосов с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной производительностью. После очистки трубопровод имеет максимальную пропускную способность, превышающую плановую. В последующем, по мере засорения трубопровода пропускная способность постепенно снижается и становится меньше плановой. Отключением и переключением перекачивающих агрегатов необходимо добиться производительности, не намного превышающей плановую. Продолжительность работы при установленной схеме определяется из условия равенства средней производительности плановой. Включением или переключением перекачивающих агрегатов вновь повышается производительность выше плановой и так далее. В результате такого регулирования обеспечивается работа трубопровода в межочистной период с плановой производительностью при максимальном к.п.д. регулирования. Необходимое количество насосов определяется из уравнения баланса напоров. При этом потери напора на трение определяются с учетом засорения участка:

где: Е i-средняя эффективность работы в i-том периоде

где: E 1i, E 2 i -эффективность работы участка в начале и конце i-го периода.

В большинстве случаев эффективность работы участка в процессе эксплуатации экспоненциально снижается от начальной Е0 после очистки до минимального значения. Дальнейшее изменение “Е” зависит от причин засорения участка, температуры продукта и производительности.

Если снижение эффективности связано со скоплением воды, то с понижением температуры и повышением производительности будет происходить частичный вынос воды и “Е” будет стремится к новому, более высокому значению. При запарафинивании участка повышение эффективности связано с повышением температуры, что приводит к повышению растворимости парафина в нефти, и, как следствие, к отмыву части отложений.

Трубопроводы испытывают 2 способами: пневматическим и гидравлическим. Выбор способа зависит от назначения объекта, категории участка, условий окружающей среды

газопровод магистральный эксплуатация ремонт

Таблица 7 -Выбор способа испытания

Назначение объекта	Категория участков	Способы испытания при температуре наружнего воздуха
		Положительной	Отрицательной
Нефте-продукто-газопроводы	1	Гидравлический	Пневматический (воздухом)
Нефтепроводы, нефтепродуктопроводы	2,3,4	то же	То же
Газопроводы	2,3,4	Пневматический, гидравлический с последующим удалением воды разделителями	Пневматический

Источниками природного газа для испытания магистрали служат: месторождения, являющиеся источниками газа для строящегося объекта ; действующие магистрали, к которому присоединяется строящийся или действующий газопровод. проходящий в близи. При испытании нефтепроводов газ подводят из газопровода, пересекающего или вблизи от него, из месторождений газа, расположенных вблизи от нефтепровода. Для отбора газа при подключении у места пересечения трубопроводов в действующий газопровод врезают патрубок с отключающим краном. Недостаток метода заключается в необходимости временного прекращения эксплуатации газопровода и выпуска газа из участка, на котором осуществляется врезка. Более рационально присоединение к свече. При этом исключается остановка газопровода и выполнение сварочных работ. Технология пневмоиспытания воздухом и газом принципиально одинакова. Однако при испытании газом возрастает взрывоопасность, поэтому в целях обеспечения безопасности проведения работ необходимо вытеснить воздух для предотвращения образования взрывоопасной газовоздушной смеси. Воздух вытесняют последовательно, начиная от источника газа по отдельным участкам, ограниченным линейными кранами. Газ для вытеснения под давлением не более 1,5-2 кгс\см2 медленно подают в трубопровод через обводную линию на кране у источника газа. Воздух вытесняют через открытую свечу на конце участка. Пробы газо-воздушной смеси, взятой из выходящей свечи контролируют газоанализатором. При содержании в газе не более 2% кислорода вытеснение заканчивается, кран свечи закрывают и воздух вытесняют из следующего участка. Когда воздух вытеснен из всего трубопровода начинают работы по испытанию на прочность и проверку на герметичность . Заполнение трубопровода воздухом или газом и подъем давления до испытательного ведет по обводной линии при закрытых линейных кранах как отдельных участков, так и всего трубопровода. Подъем давления производят плавно до 0,3 испытательного давления, но не выше 2 Мпа. По достижении давления испытания выдерживают 6 часов при открытых кранах байпасных линий, производят наблюдение за состоянием трубопровода и замеры давлений по отдельным участкам между линейными кранами. Осмотр трассы в течении этих 12 часов запрещается. После испытания на прочность давление снижается до максимального рабочего и производится проверка на герметичность, продолжительность определяется временим, необходимым для тщательного осмотра трассы комиссией по испытанию. Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если под испытательным давлением не произойдет его разрушение и давление снизится не более чем на 1 % за 6 час, а под рабочим давлением не будут обнаружены утечки

Работы по гидроиспытанию включают: подготовку участка к испытанию, заполнение трубопровода, опрессовку. При подготовке монтируют все предусмотренные проектом узлы (линейные задвижки, камеры приема и пуска скребка, отводные патрубки и др), устанавливают штуцера ля подключения приборов и воздухоспускные краны, приваривают заглушки, монтируют узлы подключения, узлы для освобождения трубопровода от воды. Наполнительные и опрессовочные агрегаты присоединяют к узлу подключения после подготовки к работе. Трубопровод заполняют водой. Объем подсчитывают по времени работы наполнительных агрегатов и контролируют по выходу их воздухоспускных кранов. Краны открыты до тех пор, пока через них не прекратится выход воздуха и начнет выходить струей вода. Затем краны закрывают, участок считается заполненным водой, когда она начнет вытекать из всех кранов. В это время начинают повышать давление в трубопроводе. После поднятия давления до паспортных характеристик наполнительных агрегатов последние отключают и дальнейший подъем давления осуществляется опрессовочными агрегатами При подъеме давления до испытательного опрессовочные агрегаты останавливают, закрывают кран на подводящем патрубке узла подключения и трубопровод испытывают на прочность в течении 6 часов. Контроль за давлением в трубопроводе осуществляют по показаниям манометра. Трубопровод считается выдержавшим испытание, если давление осталось неизменным. Затем испытывают на герметичность. Давление снижают до рабочего путем выпуска воды через насос опрессовочного агрегата или патрубок на узле, предназначенным для освобождения трубопровода от воды, осматривают. Если не обнаружится утечка, трубопровод выдержал испытание. По окончании испытания давление снижают до 0,1-0,2 Мпа, при этом полость заполнена водой. Это обеспечивает лучшие условия освобождения трубопровода от воды при непосредственном контакте с закачиваемым нефтепродуктом, что важно для трубопроводов, предназначенных для перекачки продуктов малой плотности. Способ выпуска воздуха через воздухоспускные краны не обеспечивает полного удаления воздуха из трубопровода, требует дополнительной установки большого числа кранов. Более совершенным является удаление воздуха эластичными разделителями.

Соединительные части испытывают только тогда, если они изготовлены СМО. Детали, поступающие с промпредприятий с сертификатом, повторно не испытывают. Арматуру (краны, задвижки) обязательно испытывают на заводях изготовителях. В случае нарушения герметичности отдельных узлов при транспорте на трасе проводят испытания. Соединительные узлы перед подключением в трубопровод испытывают гидравлическим способом под давлением 1,15 рабочего в течение 2 часов. Давление снижают до рабочего, осматривают стыки. Результаты считаются удовлетворительными, если во время испытаний давлением манометров неизменно, в сварных швах не обнаружено течи.

СМО согласно графика и схемы испытания разрабатывает схему и инструкцию по испытанию участков. В инструкции приводится :

схема трубопровода, разделенного на отдельные участки, границы которых привязаны к километровым, реперным или пикетным знакам.

способы испытания отдельных участков с указанием источников воздуха, воды, газа и схем подключения к ним. При испытании воздухом от передвижных компрессорных станций указываются места расположения их и места перебазировок.

Схема расположения приборов с указанием типов и характеристики

Описание отдельны этапов испытания по участкам с указанием давлений, необходимых объемов воздуха, воды, газа, времени заполнения трубопровода, порядка подъема давления и осмотров трубопровода

Порядок проведения испытания на прочность (давление, продолжительность испытания, расчет допустимого и фактического падения давления) и на герметичность (давление и продолжительность испытания)

Описание операции вытеснения воздуха, методика одоризации воздуха или газа

Места расстановки дежурных на участках, схема связи, указания по технике безопасности.

Литература 4 осн [261-267]

Контрольные вопросы

1.Понятие эффективного диметра ТП

2. Понятие эффективности работы ТП

3.Технологическая схема камеры пуска-приема очистных устройств

4.Технология пневмоиспытаний

5.Технология гидроиспытания

6.Определение оптимальной периодичности очистки ТП.

Размещено на Allbest.ru

...