Плановый ремонт трубопроводов предусматривает

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий регламент определяет состав технологических трубопроводов, порядок проведения технического обслуживания и ремонта технологических трубопроводов, а также перечень операций при выполнении указанных работ.

1.2. Регламент разработан на основании положений РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2.1. Технологические трубопроводы включают и себя внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорно-регулирующую арматуру, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

2.2. Техническое диагностирование — комплекс работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов технологических трубопроводов, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации.

2.3. Техническое обслуживание — комплекс операций по поддержанию работоспособности трубопроводов и входящих в его состав устройств при их эксплуатации.

2.4. Текущий ремонт — ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности технологических трубопроводов и входящих в его состав устройств.

2.5. Капитальный ремонт — комплекс мероприятий по восстановлению исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса технологических трубопроводов и входящих в его состав устройств с заменой или восстановлением любых элементов, включая базовые, и их регулировка.

3. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Техническое обслуживание и ремонт технологических трубопроводов и устройств производится в соответствии с РД 153-39ТН-008-96 («Руководство по эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»). В период эксплуатации обслуживающий персонал осуществляет контроль за состоянием наружной поверхности участков трубопроводов, проложенных открытым способом, их деталей, сварных швов, фланцевых соединений, арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д.

Результаты осмотра фиксируются в журнале не реже одного раза в смену. Обслуживание технологических трубопроводов НПС производится согласно графику ППР, разработанного инженером-механиком НПС, и утвержденного главным инженером РНУ (Приложение 2 ).

Для определения технического состояния технологических трубопроводов проводится их диагностика. Диагностику рекомендуется проводить акустико-эмиссионным методом. Диагностика проводится по методике, согласованной с отделами ОГМ, ТТО, ТБиПБ, инспекцией по надзору за магистральными нефтепроводами и утвержденной главным инженером ОАО МН. Диагностика выполняется собственными силами эксплуатирующей организации или подрядчиком при условии наличия лицензии на право выполнения данных работ, необходимого оборудования и квалифицированных кадров.

На основании результатов проведенной диагностики разрабатываются планы и мероприятия по устранению выявленных дефектов и определяется срок повторной диагностики.

3.2. Испытания технологических трубопроводов проводятся не реже 1 раза в 8 лет. Давление и режим испытаний устанавливается в зависимости от срока и параметров эксплуатации трубопровода согласно документам, регламентирующим проведение испытаний на действующем трубопроводе.

По результатам испытаний составляется акт и принимается решение о проведении ремонтных работ.

3.3. Текущий ремонт выполняется по наряду-допуску, утвержденному руководством НПС, согласованному с начальниками служб НПС, инженером ОТ.

Капитальный ремонт производится согласно мероприятиям, подписанным главным инженером РНУ, заместителем начальника РНУ по ТТО, начальником ОГМ РНУ, начальником ОТБ РНУ, согласованных с ВПЧ и инспекцией по надзору за магистральными трубопроводами, ОГМ, ОТБ, ТТО ОАО МН и утвержденных главным инженером ОАО МН или заместителем генерального директора по производству.

3.4. Вывод в текущий ремонт оборудования камеры регуляторов давлений осуществляется по разрешению руководства РНУ (начальник, главный инженер, зам. начальника по производству, зам. начальника по ТТО) на основании письменного запроса руководства НПС, согласованного с начальником соответствующей службы РНУ.

Капитальный ремонт, связанный с перемонтажем или заменой регулирующих заслонок производится согласно мероприятиям. Разрешение на производство работ дается на основании письменного подтверждения за подписью руководства РНУ о выполнении подготовительных работ и готовности к проведению основных работ. Разрешение на производство работ дает главный инженер ОАО МН, заместитель генерального директора по производству, заместитель генерального директора по ТТО ОАО МН.

3.5. Вывод в ремонт клапана, аккумулятора одной струны блока гашения ударной волны производится с разрешения руководства РНУ по письменному запросу за подписью руководителя НПС при наличии отсекающих задвижек на струне. Работы выполняются по наряду-допуску. Вывод из работы всей системы производится по разрешению руководства ОАО МН на основании запроса за подписью руководства РНУ.

3.6. Вывод в ремонт фильтра-грязеуловителя производится по разрешению руководства РНУ на основании письменного запроса руководства НПС.

3.7. Вывод в ремонт или ревизию предохранительного клапана блока предохранительных клапанов при наличии на нем отсекающих задвижек производится по разрешению руководства РНУ на основании письменного запроса руководства НПС, согласованного с начальником ОГМ РНУ. При отсутствии отсекающих задвижек выполнение работ по ремонту и ревизии предохранительных клапанов производится в период плановой остановки НПС.

4. ПЕРЕЧЕНЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РАБОТ ПО ТО И РЕМОНТУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Оценка работоспособности блока гашения ударной волны осуществляется согласно инструкций заводов изготовителей, кроме того, производится контроль уровня жидкости в разъединительной емкости (уровень жидкости считается допустимым при давлении в приемном трубопроводе ниже 1,5 МПа из открытого среднего вентиля потечет антифриз), а также контроль исправности клапанов сброса нефти и подпорного устройства, обеспечивающего прижатие втулок клапанов в закрытом положении. Контроль осуществляется по давлению воздуха в системе и изменению уровня нефти в емкостях сброса и гашения ударной волны. Система находится в работоспособном состоянии при условии нахождения в работе не менее 4-х клапанов из 6-ти нефтепровода Æ 1200 мм и 3-х из 4-х нефтепровода Æ 1000 мм.

В объем ТО блока гашения ударной волны входят: внешний осмотр установки для проверки возможных утечек жидкости, воздуха и уровня жидкости в разделительном баке, устранение обнаруженных дефектов, контроль герметичности дросселирующего клапана. При текущем ремонте БГУВ производятся все операции ТО, а также: устраняются все течи на технологических узлах, емкостях, задвижках, воздухопроводах; ремонт или замена неисправных клапанов, камеры гидроаккумулятора, промывка огневых предохранителей, очистка отстойника разделительной емкости от механических примесей. При капитальном ремонте выполняются все операции текущего ремонта, а также: обследование состояния емкостей сброса и гашения ударной волны, обследование и очистка аккумуляторов, разделительной емкости, ремонт компрессора, разделительной системы, замена огневых предохранителей.

4.2. Система фильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправного фильтра. Работоспособное состояние системы фильтров характеризуется перепадом давления на фильтре и уровнем вибрации. При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств осуществляется непрерывный контроль работоспособности фильтров. Увеличение перепада давления на фильтре до величины более 0,05 МПа или уменьшение перепада давления до величины менее 0,03 МПа свидетельствует о засорении или повреждении фильтрующего элемента. Перепад давления определяется по показаниям манометров, установленных на входе и выходе каждого фильтра. Перепад измеряется манометрами класса точности не ниже 1,5 с пределом измерений от 0 до 4,0 МПа. В объем ТО входят проверка и устранение утечек по нефти во фланцевых и резьбовых соединениях, проверка перепада давления в каждом фильтре. При текущем ремонте производятся: проверка герметичности узлов трубопроводов, герметичности задвижек, очистка фильтров от грязи и парафина, ремонт или замена фильтрующих элементов, чистка дренажей, проверка технического состояния патрубка воздушника. При капитальном ремонте выполняются: замена фильтрующих элементов на новые, замена или ремонт задвижек, заварка дефектов корпуса, нанесение коррозионных покрытий и покраска корпусов фильтров, наземных трубопроводов. После проведения капитального ремонта, связанного с заваркой дефектов корпусов, фильтры испытываются на прочность и плотность водой давлением 1,33 Р_ном.

4.3. Оценка работоспособности предохранительных клапанов осуществляется дежурным и инженерно-техническим персоналом при оперативном контроле, ревизии при эксплуатации, проведении ТО и ТР, проверки на специальном стенде. Признаками неработоспособности клапана и необходимости выполнения ремонтных работ являются: негерметичность — утечка среды через затвор клапана при давлении более низком, чем установочное давление; пульсация — быстрое и частое открытие и закрытие клапана; вибрация; отсутствие срабатывания при заданном установочном давлении. Неработоспособный клапан заменяется новым, отрегулированным на стенде или производится его ремонт по месту при наличии отсекающих задвижек на клапане. В объем ТО предохранительных клапанов входят: внешний осмотр, очистка от загрязнений наружных поверхностей, контроль герметичности, пульсации и вибрации. При текущем ремонте предохранительных клапанов производится устранение неисправностей, выявленных при ревизии, а также проверка величины давления срабатывания клапана и контроль пружины и уплотнительных поверхностей сопла золотника. При капитальном ремонте производится полная разборка, дефектация и восстановление изношенных деталей, замена крепежных деталей с неисправной резьбой, притирка уплотнительных поверхностей золотника и сопла, контроль и испытание пружины, сборка, регулировка, переиспытание на стенде. Капитальный ремонт предохранительных клапанов рекомендуется совмещать с их переиспытанием.

4.4. Контроль работоспособности и надежность срабатывания автоматических регуляторов давления осуществляется оператором НПС по показаниям контрольно-измерительных приборов. При обнаружении неисправностей оборудование регулирующих заслонок должно быть выведено в ремонт. При ТО осуществляется: внешн ий осмотр блока регуляторов давления, контроль за отсутствием утечек, контроль за наличием смазок, контроль и подтяжка контактных соединений, контроль точности и срабатывания заслонок с аппаратурой, задающей режим ее работы. При текущем ремонте производятся операции ТО, а также проверка состояния и очистка поверхностей подводящих трубопроводов, разборка, осмотр и очистка поверхностей регулирующих заслонок. В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также: опорожнение трубопровода от нефти, вскрытие регулирующих заслонок, дефектация всех узлов и деталей и замена изношенных элементов; ревизия технического состояния и проверка работоспособности привода заслонок.

4.5. Результаты выполненных ТО и ремонтов технологических трубопроводов и устройств, входящих в состав трубопроводов, отражаются в ремонтном журнале (Приложение 1 ). Результаты диагностики и капитальных ремонтов технологических трубопроводов прикладываются к исполнительской документации НПС. Ведение журнала учета ТО и ремонтов технологических трубопроводов осуществляет начальник службы НПС, эксплуатирующей трубопроводы. Изменение в исполнительной документации после реконструкции и капитального ремонта, вносит заместитель начальника НПС (главный инженер НПС).

5. ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТАЦИИ И ПОРЯДОК ЕЕ ОФОРМЛЕНИЯ

Перечень документации, порядок и сроки ее составления, а также порядок утверждения, согласования и хранения указаны в табл. 1 .

6. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

1. РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

2. «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» РД 39-30-114-78. Утв. Миннефтепром 14.12.78 г.

3. «Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов». Утв. Миннефтепром 07.12.85 г.

Источник

Ремонт трубопроводов

В процессе эксплуатации трубопроводы и их элементы изнашиваются. Характер износа определяется условиями эксплуатации, свойствами материала, из которого изготовлен трубопровод, его конструктивными особенностями, качеством изоляции и т.д. В основном трубопроводы подвержены коррозионному износу, а нарушение условий эксплуатации трубопровода приводит к разрыву трубы, отрыву фланца, выбиванию прокладок и ослаблению резьбовых соединений болтов фланцевого соединения.

Тщательная ревизия трубопроводов осуществляется при плановых ремонтах. Пропуски в действующих трубопроводах определяют визуально, по появлению запаха или изменению режима перекачивания (например, снижению давления в трубопроводе, изменению количества принимаемого и расходуемого продукта и т.д.).

На ответственных трубопроводах, работающих под высоким давлением, практикуется система «сверления безопасности», при которой на участках трубопроводов, где износ наиболее вероятен, до пуска в эксплуатацию высверливают несквозные отверстия. Остаточная толщина труб должна обеспечивать безаварийную работу. По мере износа трубопровода в процессе эксплуатации наиболее вероятен пропуск продукта через эти ослабленные сверлением стенки трубопровода. Контрольные отверстия забивают пробкой, временно накладывают хомут и осуществляют за их состоянием постоянный контроль в процессе эксплуатации до очередного ремонта. При первом плановом ремонте трубопровод ремонтируют.

Дефекты могут быть обнаружены при измерении толщины стенки ультразвуковыми дефектоскопами. Ликвидация пропусков на поверхности трубы или в сварных швах на действующем трубопроводе возможна наложением хомутов или скоб с накладками. Их ставят на дефектный участок так, чтобы при стягивании хомутов или скоб прокладка (поранит, свинец, фторопласт, резина и др.) оставалась зажатой между поверхностью трубы и хомутом (накладкой) и заполняла неплотность в трубе или сварном шве.

Хомут и накладка должны обладать достаточной жесткостью и прочностью, в соответствии с этим выбирается их толщина.

Если участок дефекта большой или образовавшийся дефект нельзя устранить наложением хомутов (например, разрыв трубы по образующей), такой участок трубы заменяют.

При разрыве сварного шва шов вырубается до чистого металла, и после зачистки заваривается вновь.

Плановый ремонт трубопроводов предусматривает замену определенных участков с трубами, фланцами и крепежными деталями. Трубы отбраковывают, если их толщина стенки в результате износа более не обеспечивает заданные параметры эксплуатации. Для каждой категории трубопроводов устанавливаются отбраковочные нормы. Технологические трубопроводы диаметром более 75 мм при остаточной толщине стенки 2 мм и менее бракуются без предварительного расчета. При плановых ремонтах проверяют опоры и подвески трубопроводов; плотность прилегания трубы к подушке, подвижность опор, целостность поверхностей скольжения и т.д.

Пропуски во фланцевых соединениях являются результатом плохой подгонки соприкасающихся поверхностей, поврежденности этих поверхностей, некачественной прокладки и недостаточности подтяжки болтов или шпилек. Для ликвидации пропуска сначала подтягивают болты (особенно это эффективно для горячих трубопроводов, где регулярная подтяжка является обязательной). Если таким способом пропуск не устраняется, меняют прокладку.

За 2-3 часа до разборки фланцевых соединений трубопроводов резьбовую часть крепежных деталей смачивают керосином. Отворачивание гаек производится в два приема: сначала все гайки ослабляются поворотом на 1/8 оборота, затем отворачиваются полностью в любой последовательности. При разборке трубопроводов с целью замены прокладок весьма трудоемка раздвижка фланцев, поэтому, чтобы облегчить эту операцию, используют специальное приспособление, а для трубопроводов высокого давления применяют приспособление с гидроцилиндром.

При ремонте фланцевых соединений зеркало фланца, находящегося в эксплуатации, очищается от старой прокладки, следов коррозии, графита и проверяется на отсутствие на них раковин и забоин. Если фланцы имеют дефекты, они должны быть заменены.

Основным видом ремонта подземных трубопроводов является замена изношенного участка новым. При этом способе извлеченный из траншеи трубопровод разрезается на отдельные части и вваривается новая секция.

После окончания капитального ремонта трубопроводов проводится проверка качества работ, промывка или продувка, а затем испытание на прочность и плотность. Технологическая аппаратура перед испытанием отключается, концы трубопровода, все врезки для контрольно-измерительных приборов закрываются заглушками. В самых низких точках ввариваются штуцеры с арматурой для спуска воды при гидравлическом испытании, а в самых высоких – воздушники для выпуска воздуха при заполнении трубопровода водой.

Гидравлическое испытание на прочность и плотность обычно проводится до покрытия тепловой и антикоррозионной изоляцией. Величина пробного давления должна быть равна 1,25 максимального рабочего давления, но не менее 0,2 МПа.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник