Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии 


Сооружение и ремонт линейной части магистральных трубопроводов




Сооружение и ремонт линейной части магистральных трубопроводов

 

1. Состав и классификация магистральных трубопроводов, способы прокладки и требования к ним?

В состав магистральных трубопроводов входят

Наземные сооружения – насосные и компрессорные станции, служебно- эксплуатационные пункты, системы водо- и энергоснабжения.

Линии технологической связи и автоматизации (кабельные, проводные, радиорелейные, оптико-волоконные), проходящие параллельно трубопроводам.

Линейная часть состоящая из следующих основных сооружений:

- основной трубопровод проложенный как правило подземно. Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи или на опорах допускается только как исключение.

- запорная арматура (краны на газопроводах и задвижки на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах);

- переходы через естественные преграды (реки, озера, овраги и т. п.);

- переходы через искусственные преграды (автодороги, железная дорога, каналы, подземные инженерные сооружения и др.);

- трубопроводы отводы (ответвления к потребителям);

- лупинги (параллельный трубопровод на коротких участках, предназначенный в качестве резервной нитки или для увеличения пропускной способности);

- перемычки (для соединения параллельных трубопроводов);

- компенсаторы (П-образные, Z-образные и др.) для компенсации температурных деформаций трубопровода.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления:

- I класс – рабочее давление свыше 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2) включительно;

- II класс – рабочее давление свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2) до 2,5 МПа (25 кгс/см2) включительно.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

- I класс – диаметр свыше 1000 мм до 1200 мм включительно;

- II класс – диаметр свыше 500 мм до 1000 мм включительно;

- III класс – свыше 300 мм до 500 мм включительно;

- IV класс – 300 мм и менее.

По условиям прокладки принято пять категорий трубопроводови их участков: В, I, II, III, IV; наиболее высокой категорией является «В», наименьшей — IV. Чем выше категория трубопровода, тем больше принимается объем контроля сварных соединений, выше испытательное давление, меньше коэффициент условий работы трубопровода.

К категории «В» относятся: переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода диаметром 1000 мм и более через судоходные водные преграды и несудоходные шириной зеркала воды 25 м и более; газопроводы внутри зданий компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ), газораспределительных станций (ГРС), нефтеперекачивающих станций (НПС) и др. К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности, в устойчивых грунтах, вдали от строений и сооружений.

Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по: территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.

Основные этапы подготовительных работ

В зависимости от особенностей и специфики строительства трубопроводов подготовительный период включает в себя три этапа:

1- общая организационно-техническая подготовка к строительству трубопровода;

2- инженерная подготовка к сооружению трубопровода;

3- подготовительные работы на объекте.

Общая организационно-техническая подготовка к строительству трубопровода выполняется строительной организацией и состоит из:

- подготовки и заключения с заказчиком генерального договора подряда и договоров субподряда;

- получения от заказчика соответствующей проектно-сметной документации, зарегистрированной в органах Ростехнадзора;

-анализа проектно-сметной документации;

-оформления финансирования строительства;

- отвода в натуре трассы и площадок для строительства;

- оформления разрешений и допусков на производство работ;

- решения вопросов бытового обслуживания строителей;



- заключения договоров материально-технического обеспечения.

В инженерную подготовку строительно-монтажной организации к сооружению трубопровода входят:

- изучение проектно-сметной документации функциональными

службами строительной организации;

- разработка проекта производства работ;

- составление технической документации по комплектации сооружаемого трубопровода материальными ресурсами;

- разработка системы оперативно-диспетчерского управления строительством;

- разработка оперативных производственно-экономических квартальных и месячных планов;

- выдача задания производственной базе, комплектование строительных бригад соответствующими строительными машинами, оборудованием, оснасткой;

- подготовка инженерно-технических кадров и рабочего персонала;

- разработка мероприятий по социальному обеспечению строителей на трассе;

- подготовка мероприятий по организации строительства вахтовым методом;

- подготовка и осуществление программы работ по развитию собственной базы стройиндустрии и транспортного хозяйства;

- подготовка мероприятий по обеспечению работ в зимний период;

подготовка службы контроля качества производства работ.

Подготовительные работы на объекте включают в себя трассовые и внетрассовые подготовительные работы.

Внетрассовые подготовительные работы предусматривают разработку карьеров, устройство временных жилых городков, строительство временных дорог, монтаж сварочно-изоляционных баз, баз механизации, создание социальной инфраструктуры, создание текущих, страховых и сезонных запасов труб и других материалов, устройство вертолетных площадок, причалов, обустройство пристанционных площадок для разгрузки и складирования труб, балластных грузов и др.

Внетрассовые подготовительные работы включают в себя также работы, выполняемые в базовых условиях:

- строительство временных подъездных дорог;

- сварку труб в секции на трубосварочных базах и сборку укрупненных элементов крановых узлов;

- гидро и теплоизоляцию одиночных труб, секций труб, криволинейных вставок, соединительных деталей крановых узлов и т. п.;

-холодное гнутье труб, изготовление укрупненных конструкций трубных блоков, свайных опор, ригелей, вмораживаемых анкеров, балластных конструкций и т. п.

В трассовые подготовительные работы входят:

- разбивка и закрепление пикетажа, детальная геодезическая разбивка горизонтальных и вертикальны улов поворота и переходов через естественные и искусственные преграды, разметка строительной полосы, выноса пикетов за её пределы;

- расчистка строительной полосы, уборка валунов, нависающих камней в горах, устройство полок на косогорах;

- осушение строительной полосы, её промораживание или защита от замерзания, (или таяния) в зависимости от условий строительства;

- строительство вдольтрассовых дорог и технологических проездов;

- устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность производства работ.

 

Промывка

Промывке подвергают трубопроводы любого назначения, испытание которых предусмотрено в проекте гидравлическим способом.

Пропуск очистного или разделительного устройства по трубопроводу осуществляется под давлением жидкости, закачиваемой для гидравлического испытания.

Впереди очистного или разделительного устройства для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме 10 – 15% объема полости очищаемого трубопровода.

Пропуск очистного или разделительного устройства в потоке жидкости обеспечивает удаление из трубопровода не только загрязнений, но и воздуха, что исключает необходимость установки воздухоспускных кранов (кроме кранов, предусмотренных проектом для эксплуатации), повышает надежность обнаружения утечек с помощью манометров.

Скорость перемещения очистного или разделительного устройства при промывке должна быть не менее 1 км/ч для обеспечения безостановочного устойчивого движения устройства.

Продувка

Продувку выполняют сжатым воздухом или природным газом, поступающим из ресивера (баллона), непосредственно от источника природного газа или высокопроизводительных компрессорных установок.

Для продувки могут быть использованы также инертные газы, подводимые к трубопроводам от газовых установок промышленных предприятий.

Ресивер для продувки создается на прилегающем участке трубопровода, ограниченном с обеих сторон заглушками или запорной арматурой.

При заполнении ресивера воздухом передвижные компрессорные станции можно использовать по одной или объединить их в группы. В последнем случае нагнетательные трубопроводы каждого компрессора подключают к коллектору, по которому воздух подают в ресивер.

При продувке трубопроводов газом из них предварительно должен быть вытеснен воздух.

Газ для вытеснения воздуха следует подавать под давлением не более 0,2 МПа (2 – кгс/см2). Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из трубопровода, составляет не более 2%. Содержание кислорода определяют газоанализатором.

Подземные и наземные трубопроводы следует продувать с пропуском очистных поршней, оборудованных очистными и герметизирующими элементами. При этом скорость движения очистных поршней не должна превышать 70 км/ч.

Продувка с пропуском очистного устройства считается законченной, когда после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха или газа.

Если после вылета очистного устройства из трубопровода выходит струя загрязненного воздуха или газа, необходимо провести повторную продувку участка.

Протягивание

Очистка полости протягиванием очистного устройства производится непосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ, в процессе сборки и сварки отдельных труб или секций в нитку трубопровода.

Протягивание очистных устройств по надземным трубопроводам осуществляется до их укладки или монтажа на опорах.

В процессе сборки и сварки трубопроводов очистное устройство перемещают внутри труб с помощью штанги трубоукладчиком (трактором). Загрязнения удаляют в конце каждой секции

Очистку полости трубопроводов, собираемых в нитку с помощью внутреннего центратора, производят очистным устройством, конструктивно объединенным с этим центратором.

Трубопроводы, монтируемые с использованием наружного центратора или других приспособлений, очищают специальным устройством.

В качестве очистного устройства при протягивании следует использовать специальные приспособления, оборудованные очистными щетками или скребками, а также очистные поршни, применяемые для продувки трубопроводов.

В случае выполнения очистки полости промысловых трубопроводов протягиванием очистного устройства продувку или промывку разрешается не производить по согласованию с заказчиком.

Гидравлическое испытание

Для проведения гидравлического испытания давление внутри трубопроводов создают водой или жидкостями с пониженной температурой замерзания, предусмотренными проектом.

В состав основных работ по гидравлическому испытанию трубопровода входят:

- подготовка к испытанию;

- наполнение трубопровода водой;

- подъем давления до испытательного;

- испытание на прочность;

- сброс давления до проектного рабочего;

- проверка на герметичность;

- сброс давления до 0,1-0,2 МПа (1-2 кгс/см ).

Гидравлическое испытание на прочность необходимо производить для:

трубопроводов (кроме магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов) - на давление 1,1 Р в верхней точке и не более гарантированного заводом испытательного давления (Р ) в нижней точке

График изменения давления в газопроводе при гидравлическом испытании:

1 - заполнение газопровода водой и подъем давления наполнительными агрегатами; 2 - подъем давления до Рисп. опрессовочными агрегатами: а - в нижней точке газопровода Рисп ≤ Ртрубы ; б - в верхней точке газопровода Рисп. =1,1 Ррабочего ; 3 - испытание на прочность; 4 - снижение давления; 5 - проверка на герметичность

Время выдержки под испытательным давлением должно составлять 24 ч.

При проведении пневматического испытания давление внутри газопроводов создают воздухом или природным газом.

В целях экономии природного газа и исключения загрязнения окружающей среды испытание газопровода необходимо производить с использованием высокопроизводительных компрессорных установок. Природный газ для испытания трубопроводов следует подавать от действующих газопроводов, проходящих вблизи строящегося объекта, или от скважины через сепараторы осушки газа.

При заполнении трубопровода воздухом или природным газом производится осмотр трассы при давлении не более 2 МПа (20 кгс/см2 ).

В процессе закачки в воздух или природный газ следует добавлять одорант, что облегчает поиск утечек в газопроводе. Для этого на узлах подключения к источникам газа или воздуха необходимо монтировать установки для дозирования одоранта. Рекомендуемая норма одоризации этил-меркаптаном 50-80 г на 1000 м3 газа или воздуха.

Если при осмотре трассы или в процессе подъема давления будет обнаружена утечка, то подачу воздуха или газа в газопровод следует немедленно прекратить, после чего должна быть установлена возможность и целесообразность перепуска воздуха или газа на соседний участок. Осмотр трассы выполняется либо визуально, либо с использованием специальных технических средств, в том числе установленных на летательных аппаратах.

Осмотр трассы при увеличении давления от 2 МПа до Рисп. и в течение времени испытания трубопровода на прочность запрещается.

После создания в газопроводе испытательного давления производится стабилизация температуры. Испытания на прочность начинают после того, как разность температур испытательной среды по концам участка не превысит 1,0° С.

Давление при пневматическом испытании на прочность газопровода в целом должно быть равно 1,1 Ррабочего , а продолжительность выдержки под этим давлением после стабилизации температуры - 12 ч.

 

График изменения давления в газопроводе при пневматическом испытании:

1 - подъем давления; 2 - осмотр газопровода; 3 - стабилизация;

4 - испытание на прочность; 5 - снижение давления; 6 - проверка на герметичность

В процессе испытания производится измерение давления и температуры испытательной среды как минимум в двух точках (по концам испытываемого участка).

Для измерения давления и температуры испытательной среды следует использовать манометры и термометры, а также специальные приборы.

Испытание на герметичность участка или газопровода в целом производят после испытания на прочность и снижения испытательного давления до проектного рабочего в течение времени, необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 ч.

 

Подготовительные работы

В подготовительный период к строительству строительная организация в соответствии со СНиП 3.01.03-84 должна осуществить следующие мероприятия:

1) принять от генподрядчика (заказчика) трассу (створы) подводного перехода в натуре с закрепляющими знаками.

2) проверить наличие основных реперов и установить временные на период строительства перехода. При ширине реки до 200 м устанавливают по одному реперу на каждом берегу, более 200 м – не менее двух реперов на каждом берегу.

3) выполнить контрольную нивелировку основных и привязку к ним временных реперов.

4) уточнить ширину водоема при расстояниях между урезами воды:

5 закрепить в натуре все характерные точки проектного профиля в пределах незатопленной части перехода с выносом знаков за пределы производства земляных работ;

6) установить временный водомерный пост с привязкой его к реперу.

По окончании организационно-технической подготовки приступают к выполнению основных строительно-монтажных работ на переходе.

В комплекс основных технологических процессов по строительству подводных переходов входят:

- монтаж и сварка секций в нитку;

- изоляция и балластировка трубопровода;

- разработка траншей;

- укладка и засыпка или замыв трубопровода.

Для устройства подводных траншей можно применять:

- землечерпательные ковшовые снаряды;

- землесосные рефулерные снаряды;

- гидромониторно-эжекторные снаряды;

- канатно-скреперные установки;

- взрывной способ.

Сварочно-монтажные работы на подводных переходах выполняют теми методами, которые применяют и на строительстве линейной части магистральных трубопроводов. При сооружении небольших по протяженности подводных переходов применяют ручную сварку труб в плети. После сварки плетей проводят их гидравлическое испытание.

Для изоляции труб на переходах в 70 – 80 годы применяли в основном антикоррозийные липкие ленты из полимерных материалов. В случае отсутствия липких лент использовали усиленную изоляцию битумной мастикой. В настоящее время при строительстве магистральных трубопроводов применяются трубы только в заводской изоляции как отечественного так и зарубежного производства.

Требования к линейной части магистрального трубопровода

Линейная часть (ЛЧ) магистрального газопровода (МГ) должна обеспечивать поставку плановых и договорных объемов газа при выполнении следующих технологических операций:

- очистка полости МГ от твердых и жидких примесей посредством пропуска очистных устройств или продувкой:

- ввод метанола в полость МГ с целью предотвращения образования кристаллогидратов или их разрушения;

- ввод ингибиторов коррозии в полость газопровода с целью предотвращения коррозии внутренней поверхности МГ;

- перепуск газа из системы в систему с различным рабочим давлением;

- перепуск газа между отдельными газопроводами на многониточных системах или пересекающимися газопроводами:

- отключение и ввод в работу, в случае необходимости, отдельных участков газопроводов;

- измерение расходов газа по магистральным газопроводам;

- внутритрубная диагностика.

Эффективность и надежность эксплуатации ЛЧ газопроводов должны обеспечиваться следующими мерами:

- постоянным контролем за состоянием ЛЧ газопроводов, обходами, объездами, облетом трассы с применением технических средств;

- выполнением работ по внутритрубной дефектоскопии;

- поддержанием в исправном состоянии ЛЧ газопроводов за счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ, реконструкции;

- поддержанием максимально возможной гидравлической эффективности;

- своевременной модернизацией и реновацией морально устаревшего и изношенного оборудования;

- соблюдением требований к охранной зоне и зоне минимально допустимых расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений согласно Правилам охраны магистральных трубопроводов и СНиП 2.05.06-85* (табл. 4);

- прогнозированием, своевременным предупреждением и ликвидацией аварийных ситуаций и аварий;

- регулярным (согласно пункту 1.5.12 ВРД39-1.10-006-2000) уведомлением руководителей организаций и населения о местоположении газопроводов и мерах безопасности.

Организация эксплуатации

Техническое и методическое руководство эксплуатацией линейной части газопроводов в газотранспортном предприятии осуществляют заместитель генерального директора по направлению деятельности и производственный отдел по эксплуатации магистральных газопроводов (ПО ЭМГ).

Техническое и административное руководство эксплуатацией конкретного участка газопровода осуществляется руководителем (начальником) подразделения в соответствии с установленным распределением обязанностей. Работами на линейной части газопроводов руководит начальник линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС).

Основным производственным звеном подразделения по эксплуатации линейной части газопровода и установленного на ней оборудования является линейная эксплуатационная служба. ЛЭС должна обеспечивать эффективную и безопасную эксплуатацию линейной части, оборудования, сооружений при своевременном выполнении технического обслуживания и ремонта, поддержание в готовности к работе закрепленных механизмов и транспортных средств, хранение и пополнение неснижаемого и аварийного запасов труб, оборудования и материалов, ликвидацию аварий и отказов в минимальные сроки, герметичность газопроводов и оборудования, предотвращение загрязнений окружающей среды, принимать участие в приемке законченных строительством газопроводов и осуществлять своевременное ведение технической документации и отчетности.

Для оперативного устранения аварий, выполнения трудоемких восстановительных и других работ на магистральных газопроводах Предприятием могут быть созданы аварийно-восстановительные поезда (АВП). Места дислокации, порядок подчинённости, взаимоотношения с другими структурными подразделениями устанавливаются положением об АВП, которое разрабатывается предприятием восстановительных и других работ на магистральных газопроводах.

На Предприятие, обслуживающее линейную часть газопроводов, возлагают следующие обязанности:

- периодический осмотр газопроводов и их сооружений для выявления утечек, неисправностей, отказов и т.д.;

- диагностика технического состояния газопроводов;

- содержание трассы, охранной зоны и сооружений в состоянии, отвечающем требованиям Правил эксплуатации магистральных газопроводов Правил охраны магистральных трубопроводов, Правил безопасности при эксплуатации магистральных трубопроводов;

- контроль за состоянием переходов через искусственные и естественные препятствия;

- подготовка к эксплуатации и заполнению газом вновь вводимых в эксплуатацию газопроводов и очистка полости действующих;

- врезка в газопроводы отводов для подключения новых объектов, реконструкция узлов перемычек и т.п.;

- поддержание в исправном состоянии аварийной техники, механизмов, приспособлений, своевременное их пополнение;

- текущее обслуживание, текущий ремонт газопроводов, ликвидация аварий и аварийных ситуаций;

- оформление в установленном порядке документации на ремонтные работы и ликвидацию аварий;

- периодическое (один раз в квартал) проведение учебно-тренировочных занятий с отработкой технологии ликвидации аварий в целях готовности техники и персонала к выполнению таких работ;

- проведение мероприятий по подготовке газопроводов к паводку и работе в осенне-зимний период;

- содержание вертолетных площадок, взлетно-посадочных полос и пунктов заправки авиационной техники;

- соблюдение границ отведенных земельных участков под объекты газопроводов;

- поддержание в исправном состоянии средств линейной телемеханики и КИП, их своевременный ремонт и модернизация.

 

Сооружение и ремонт линейной части магистральных трубопроводов

 

1. Состав и классификация магистральных трубопроводов, способы прокладки и требования к ним?

В состав магистральных трубопроводов входят

Наземные сооружения – насосные и компрессорные станции, служебно- эксплуатационные пункты, системы водо- и энергоснабжения.

Линии технологической связи и автоматизации (кабельные, проводные, радиорелейные, оптико-волоконные), проходящие параллельно трубопроводам.

Линейная часть состоящая из следующих основных сооружений:

- основной трубопровод проложенный как правило подземно. Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи или на опорах допускается только как исключение.

- запорная арматура (краны на газопроводах и задвижки на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах);

- переходы через естественные преграды (реки, озера, овраги и т. п.);

- переходы через искусственные преграды (автодороги, железная дорога, каналы, подземные инженерные сооружения и др.);

- трубопроводы отводы (ответвления к потребителям);

- лупинги (параллельный трубопровод на коротких участках, предназначенный в качестве резервной нитки или для увеличения пропускной способности);

- перемычки (для соединения параллельных трубопроводов);

- компенсаторы (П-образные, Z-образные и др.) для компенсации температурных деформаций трубопровода.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления:

- I класс – рабочее давление свыше 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2) включительно;

- II класс – рабочее давление свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2) до 2,5 МПа (25 кгс/см2) включительно.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

- I класс – диаметр свыше 1000 мм до 1200 мм включительно;

- II класс – диаметр свыше 500 мм до 1000 мм включительно;

- III класс – свыше 300 мм до 500 мм включительно;

- IV класс – 300 мм и менее.

По условиям прокладки принято пять категорий трубопроводови их участков: В, I, II, III, IV; наиболее высокой категорией является «В», наименьшей — IV. Чем выше категория трубопровода, тем больше принимается объем контроля сварных соединений, выше испытательное давление, меньше коэффициент условий работы трубопровода.

К категории «В» относятся: переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода диаметром 1000 мм и более через судоходные водные преграды и несудоходные шириной зеркала воды 25 м и более; газопроводы внутри зданий компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ), газораспределительных станций (ГРС), нефтеперекачивающих станций (НПС) и др. К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности, в устойчивых грунтах, вдали от строений и сооружений.

Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по: территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.





Рекомендуемые страницы:


Читайте также:



Последнее изменение этой страницы: 2016-05-30; Просмотров: 2679; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2021 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.036 с.) Главная | Обратная связь