Основные характеристики и расчет трубоукладчиков.

Одной из основных специализированных машин, используемых при кап. ремонте и сооружении магистральных ТП является трубоукладчик. Трубоукладчик – самоходная грузоподъемная машина, способная перемещаться с грузом на крюке и служащая для подъема и укладки ТП в траншеи, а также выполнения различных грузоподъемных и монтажных работ. Основное их назначение – сопровождение очистных и изоляционных машин, подъем и укладка ТП в траншею. Рабочими движениями трубоукладчика являются подъем и спуск груза, перемещение трубоукладчика вместе с грузом и изменение вылета стрелы с грузом.

Основными техническими характеристиками трубоукладчика являются:

- грузоподъемностьтрубоукладчика;

- максимальный допустимый грузовой момент (момент устойчивости), гарантируемый устойчивостью трубоукладчика.

Необходимая грузоподъемность трубоукладчика выбирается от диаметра укладываемого ТП, высотой его подъема, взаимным расположением трубоукладчиков и способов производства кап. ремонта.

Максимально допустимый грузовой момент трубоукладчика характеризует возможный вылет стрелы при работе с данным грузом или максимальный груз при работе с данным вылетом. Этот показатель равен произведению вылета стрелы и веса груза на этом вылете.

Рабочий вылет стрелы трубоукладчика равен расстоянию от вертикальной оси подвески груза до ребра опрокидывания трубоукладчика (внешней реборды ходовых катков его левой гусеницы). Максимальный вылет стрелы: а_max = a´(b/2+h_t), где a = 1.1 – коэф., учитывающий, что ребром опрокидывания является реборда катка левой гусеницы.

Важным условием надежной работы трубоукладчикаявляется обеспечение его устойчивости, т. е. способность работать без опрокидывания. Различаю: грузовую, собственную и продольную устойчивости. Под грузовой понимают устойчивость против опрокидывания трубоукладчикав сторону стрелы (груза). Под собственной понимают устойчивость против опрокидывания трубоукладчикав сторону контргруза. Продольная устойчивость – устойчивость против опрокидывания трубоукладчиканазад или вперед по ходу.

Показателем параметра устойчивости является коэф. запаса устойчивости. Равновесие трубоукладчикадостигается тем, что момент его опрокидывания в рабочих условиях должен быть меньше момента устойчивости.Коэф. запаса устойчивости определяется как отношение момента устойчивости к моменту опрокидывания (К_у = 1,1¸1,2): K_у = М_уст/М_опр.

37. Классификация дефектов газонефтепроводов.

Дефекты магистральных ГНП – это отклонение геометрического параметра трубы, сварного шва, качества материала трубы не соответствующее требованиям действующих нормативных документов и возникающие при изготовлении трубы, строительстве или эксплуатации ТП, а так же недопустимые конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на магистральном ТП, и обнаруживаемые внутритрубной диагностикой, визуальным или приборным контролем или по результатам анализа исполнительной документации. Для магистральных ТП дефекты линейной части можно подразделить на следующие группы:

1) дефекты изоляционного покрытия ГНП;

2) дефекты, связанные с изменением проектного положения ТП, с его деформацией и напряженного состояния;

3) дефекты трубы;

4) недопустимые конструктивные элементы.

При рассмотрении различных причин возникновения дефектов в изоляционных покрытиях подземных ТП необходимо выделить две стадии: стадия строительства (укладка, изоляция) и стадия эксплуатации.

К основным причинам, приводящим к появлению дефектов в изоляционном покрытии при проведении изоляционно-укладочных работ, относятся неправильная регулировка усилия натяжения ленты на изоляционной машине применительно к конкретным условиям нанесения покрытия, отсутствие подсыпки ТП мягким мелкозернистым грунтом, пребывание изолированного ТП на воздухе до засыпки его грунтом длительное время, нанесение покрытия на плохо очищенную поверхность ТП от продуктов коррозии, от брызг металла при сварке.

Влияние перемещений ТП в грунте, которое приводит к задирам в нахлесте ленты, сморщиванию и образованию гофр и складок на ленте, сквозным прорезаниям ленты твердыми частицами грунта. Повреждение покрытий грызунами и корнями растений, влияние температурного режима транспорта продукта, которое приводит к образованию микротрещин.

1. Образование участков ТП с частично размытым грунтом засыпки или образование оголенных участков ТП. ТП лежит на проектном положении, частично отсутствует грунт засыпки или поверхность ТП имеет оголенные участки.

2. Всплытие ТП или выпучивание под действием пучения грунта. ТП находится выше проектного положения.

3. Выпучивание арок и развитие прогибов ТП в результате возникновения продольных сжимающих усилий. Отдельные участки ТП выходят на поверхность земли в виде арочных пролетов, которые могут развиваться и в горной плоскости.

Дефекты ТП по виду повреждения делятся на дефекты геометрии трубы, дефекты стенки и дефекты сварных швов. Дефекты геометрии трубы, связанные с уменьшением проходного сечения трубы вследствие изменения его формы. Они делятся на следующие группы: 1) вмятина (локальные уменьшения проходного сечения трубы в результате механических воздействий, при которых не происходит уменьшение толщины стенки трубы и излома оси трубопровода); 2) гофра (чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы не уменьшающие толщины стенки и приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения трубопровода); 3) овализация. Дефекты стенки трубы – это дефекты, не приводящие к изменению проходного сечения трубы. Бывают:

1) потери металла (все виды коррозии, эрозия, вмятина в прокатке, забоина, задир);

2) риска (царапина);

3) расслоение с выходом на поверхность и расслоение в околошовной зоне;

4) трещина – разрыв основного металла стенки трубы, характеризующаяся малым поперечным размером;

5) изменение толщины стенки.

Дефект сварного шва – это дефект в самом сварном шве или в околошовной зоне, возникший вследствие нарушения технологии сварки (непровар, поры, шлаковые включения).

38. Оценка технического состояния газонефтепроводов (ГНП).

Данными для анализа и оценки технического состояния ГНП являются:

1. результаты обследования и диагностики внутритрубными инспекциооными снарядами (ВИС).

2. данные обследования состояния изоляционного покрытия приборами и шурфованием.

3. величина защитной разности потенциалов «труба-земля» за весь период эксплуатации.

4. сведения о ранее выявленных и устраненных дефектах.

5. данные технического паспорта ГНП (дата строительства и ввода в эксплуатацию, диаметр, рабочее давление, сертификат на трубу и т.д.).

В свою очередь определение вида дефекта трубы производится:

1. на основе анализа результатов обследования и диагностики ВИС;

2. в результате осмотра вскрытого дефектного участка ГНП в шурфе, выполняемого для освидетельствования и идентификации дефектов с целью оценки достоверности информации, полученной в результате пропуска ВИС;

3. в результате осмотра участка ГНП при капитальном ремонте в траншее на лежках или на бровке траншеи.

Следующим этапом после определения вида дефекта, местоположения, формы и размера дефекта является оценка степени опасности обнаруженных дефектов.

Каждый дефект стенки трубы типа «потеря металла» характеризуется двумя геометрическими параметрами:

1. относительной глубиной: h=(с/δ)*100%, где с – максимальная глубина дефекта; δ – толщина стенки трубы;

2. длиной l, мм, в продольном направлении дефекта.

Под термином «ДЕФЕКТ» понимается один дефект или группа дефектов из нескольких дефектов, если расстояние между ними не превышает трех номинальных толщин стенки трубы для НП, а для ГП пяти номинальных толщин стенки трубы. Если эти расстояния (т.е. расстояния между дефектами) менее указанных значений, то эти дефекты рассматриваются как один объединенный дефект с глубиной, равной максимальной глубине одного из дефектов.

Определение степени опасности дефектов газопроводов.

Рис. 1 График определения опасности дефекта.

Зона III - зона возможных разрушений ТП при эксплуатации, поскольку такие дефекты могут в любой момент привести к отказу ТП, то требуется незамедлительный ремонт дефектного участка. Если ремонт участка сразу невозможен, то эксплуатация ТП с такими дефектами осуществляется при пониженном рабочем давлении.

Зона II – характеризует зону риска эксплуатации Тп. Для нее нужна дополнительная экспертная оценка по вопросам технологии и срокам проведения ремонтных работ, при этом эксплуатация ТП с дефектами II зоны возможна при нормативном рабочем давлении и его снижение не требуется. Дефекты II зоны относятся к потенциально опасным.

Зона I – зона безопасной работы ТП. Все дефекты, лежащие ниже кривой, соответствующей относительной глубине 20%, являются неопасными.

Расчет допускаемого рабочего давления для ГП, имеющий коррозионные дефекты:

, ,

где - предел текучести, МПа; D_Н – наружный диаметр, мм; - допускаемые кольцевые напряжения от внутреннего рабочего давления, МПа; т – коэф условия работы; К_Н – коэф надежности по назначению ТП.

39. Методы ремонта дефектных участков нефтепровода.

Существующие методы ремонта дефектов можно классифицировать по следующим признакам:

1. по наличию нефти, газа и давления в трубе в процессе ремонта с опорожнением трубопровод или под давлением.

2. по применению высоких температур: огневые способы, с применением сварки или взрыва и безогневые способы.

3. по долговечности отремонтированного участка трубопровода: временные и постоянные способы ремонта.

В зависимости от степени поврежденности участка Тр-да и вида дефекта применяются следующие виды ремонта:

1. замена участка

2. вырезка дефекта, врезка катушки

3. восстановление работоспособности дефектной трубы

4. ремонт изоляции.

Замена участка целеобразна в следующих случаях:

1. если дефекты расположены плотно на значительной длине и экономически выгодно заменить целый участок трубопровода

2. если механические свойства металла трубы не удовлетворяют требованиям действующих документов

3. если поврежденный участок проходит через доступный места для проведения локального ремонта (ж/д переход, болото, подводный переход).

Вырезка дефекта, врезка катушки необходимо:

1. если дефекты не позволяют выполнять эксплуатацию Тр-да (пропускать внутритрубные снаряды, осуществлять перекачку)

2. если необходимо извлекать застрявшие внутри Тр-да предметы

3. вырезке подлежат дефекты, расположенные ближе 100 мм от сварного шва на трубах диаметром меньше 530 мм; 150мм – диаметром 720-820; 200 мм –диаметром 1020-1420.

4. вырезке подлежат участки ГП со следующими дефектами: вмятины, гофры, трещины, скопления каверн в виде сплошной сетки.

Существуют следующие способы работоспособности дефектных участков:

1. шлифовка дефектов

2. заварка дефектов, наплавка металла

3. приварка заплаты, заглушки

4. установка различных муфт

5. установка усиливающего бандажа.

Шлифовка используется для ремонта участков Тр-да с дефектами труб типа потери металла, риски, расслоение с выходом на поверхность. Max глубина ремонтируемого дефекта менее 0,1 – min толщина трубы, при шлифовке путём снятием металла восстановление плавная форма поверхности трубы и снижается концентрация напряжений.

Заварка дефекта, наплавка металла должна быть восстановлена первоначальное толщина в местах потери металла с остаточных толщиной не менее 5 мм. Заварка дефекта так же применятся при потери металла.

40. Изоляционно-укладочные работы при кап.ремонте ГНП.

Изоляционно-укладочные работы при кап.ремонте ГНП в общем случае выполняют в след. последовательности: окончательная очистка ТП; нанесение грунтовки (праймера); нанесение нового изоляционного покрытия; укладка ТП на дно траншеи.

Изоляционно-укладочные работы при кап.ремонте могут выполняться совмещенным способом, при котором очистка, изоляция и укладка изолированного ТП в траншею осуществляется в едином технологическом потоке.

Изоляционно-укладочная колонна при совмещенном способе комплектуется трубоукладчиками, снабженными траллейными подвесками, очистной и изоляционными машинами, установкой для сушки и подогрева ТП при отрицательной температуре окружающего воздуха.

Разделенный способ, при котором технологические операции по нанесению изоляции опережают операции по укладке ТП в траншею.

Порядок укладки ТП при совмещенном способе изоляционно-укладочных работ:

Трубоукладчик Т₁ приподнимает ТП на 10-15 см выше лежек, после чего их удаляют, трубоукладчик Т₂ сопровождающий очистную машину (ОМ) на расстоянии а₁ поддерживает ТП на высоте 50-60 см от дна траншеи и находится от Т₁ на расстоянии l₁, трубоукладчик Т₃, сопровождающий изоляционную машину (ИМ) на расстоянии а₂ поддерживает ТП на высоте 50-60 см от дна траншеи и находится на расстоянии l₂ от Т₂.

Раздельный способ производства изоляционно-укладочных работ следует применять на участках со сложным рельефом местности, а также при строительстве ТП, имеющих низкую сопротивляемость действию монтажных нагрузок. При выполнении укладочных работ заизолированного ТП следует применять средства малой механизации, исключающие возможность повреждения изоляционного покрытия. Укладка изолированного ТП может выполняться как непрерывно, так и циклическим методом, методом перехвата.

Рис.1 Схема расстановки механизмов при производстве изоляционно-укладочных работ совмещенным способом при кап. ремонте

41.Выполнение огневых работ при ремонте газонефтепроводов.

К огневым работам МТ относятся:

- сварочные работы

- газовая резка и связанные с ними операции

- разделка кромок, подогрев кромок открытым огнем

При кап. ремонте т/п практически всегда проводятся огневые работы. Это разрезка ТП на концах ремонтируемого участка, врезку отремонтируемого участка, огневые работы производятся при замене арматуры, при ремонте дефектов. Огневые работы на действующем ГП относятся к газоопасным видам работ, поэтому для их проведения требуется неукоснительное соблюдение действующих в газовой промышленности нормативных документов.

Непременным условием качественного проведения огневых работ является своевременное проведение подготовительных работ: подготовка монтажных узлов, доставка их к месту проведения работ. Подготовительный период – проверяют положение и техническое состояние запорной арматуры, набивают, если это необходимо, специальной смазкой системы уплотнения кранов.

Перед началом огневых работ участок ГП освобождается от газа (утилизация, если есть такая возможность) или продувают в атмосферу через продувочные свечи.

Перед началом огневых работ ремонтируемый участок отсекают путем закрытия кранов А, Б, затем при полностью открытых кранах 2, 3 медленно открывают кран 5. Падение давления на отключенном участке отслеживают по манометрам 4. Как только давление газа на отключаемом участке становится ниже 0,1 МПа, для его контроля подключают V-образные жидкостные манометры 1. Газ пропускает через свечи до давления в ГП не 200-500 Па. На расстоянии не менее 8-10 м от рабочего котлована 8 место проведения работ отрывают шурфы для установки резиновых шаров, которые представляют собой камеру типа волейбольного мяча из бензостойкой резины толщиной 2 мм. Резиновые шары устанавливаются следующим образом, после сброса газа из отключаемого участка ГП до 200-500 Па. Для точного замера давления в месте проведения работ в вырытых шурфах 7 устанавливаются V-образные жидкостные манометры. Для чего вверху трубы просверливают отверстие d=3-4 мм и устанавливают V-манометры. Как только давление в месте проведения работ установилось в пределах 200-500 Па, начинают вырезку отверстий для установки резиновых шаров по заранее выполненному шаблону и отверстия, размеры которого не превышают 250-350мм. По ходу резки разрез замазывают раствором глины и закрывают мокрой асбестовой кошмой. В вырезанные отверстие в свернутом виде запасовывают резиновые шары, смещая в сторону котлована 8, где будут проводится основные огневые работы. Шары расправляют и закачивают инертным газом или воздухом до 4-5 кПа. Надувные резиновые шары устанавливают в ГП для перекрытия полости трубы с целью исключения попадания газа к месту проведения огневых работ. Установки резиновых шаров определяется следующими обстоятельствами: если проводить огневые работы большого диаметра 500 и более мм под давлением 200-500 Па, в полностью разрезанные трубы поступает газ, образующий такое большое пламя, которое не позволяет проводить огневые работы. При этом опасность проведения работ усугубляется тем, что вследствие разности удельных весов газа и воздуха создаются условия образования в ГП газовоздушной смеси, т.е. газ выходит из разрезанного в верхней части ГП, а воздух тяжелее - поступает в трубу в нижней части. Резиновый шар в случае негерметичности кранов или при поддержании избыточного давления позволяет газу выходить через вырезанное в верхней части ГП отверстие, тем самым препятствуя его выходу к месту работ.