Опрессовка и наружное обследование трубопроводов

Содержание

Слайд 2

План лекции

Цели и методы диагностики линейной

1

2

3

Опрессовка трубопроводов

Наружное обследование трубопроводов

части трубопроводов

План лекции Цели и методы диагностики линейной 1 2 3 Опрессовка трубопроводов

Слайд 3

1. Цели и методы диагностики линейной части трубопроводов

Целью диагностики магистральных нефтепроводов является

1. Цели и методы диагностики линейной части трубопроводов Целью диагностики магистральных нефтепроводов
обеспечение их длительной безаварийной работы на основе своевременного выявления и устранения дефектов.

Для достижения указанной цели применяют:

опрессовку трубопроводов

наружное обследование;

проведение внутритрубной диагностики.

Слайд 4

2. Опрессовка трубопроводов

2. Опрессовка трубопроводов

Слайд 5

2. Опрессовка трубопроводов

На заводе-изготовителе все трубы подвергаются кратковременным (20-30 с) испытаниям

2. Опрессовка трубопроводов На заводе-изготовителе все трубы подвергаются кратковременным (20-30 с) испытаниям
давлением, вызывающим в металле труб напряжения, равные 90-95% предела текучести.

Испытания проводятся циклично, причем число циклов нагружения должно быть не менее трех.
Испытательное давление между циклами снижается на 25%, общее время выдержки (не учитывая время снижения и поднятия давления) составляет не менее 24 ч, время выдержки после устранения последнего выявленного дефекта – не менее 3 ч.

Периодическое испытание является одним из эффективных методов обнаружения скрытых дефектов в процессе эксплуатации магистральных трубопроводов.

Слайд 6

2. Опрессовка трубопроводов

В настоящее время нормы испытаний действующих магистральных нефтепроводов регламентируется

2. Опрессовка трубопроводов В настоящее время нормы испытаний действующих магистральных нефтепроводов регламентируется
РД-23.040.00-КТН-021-14 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Испытания линейной части магистральных трубопроводов. Основные положения».

Решение о проведении испытания принимается:

либо на основании перспективного плана периодических испытаний;

либо на основе результатов анализа аварийности и коррозионного износа трубопровода;

в связи с решением об изменении схем и режимов перекачки или реконструкции трубопровода, после проведения капитального ремонта.

Слайд 7

2. Опрессовка трубопроводов

На каждый испытательный трубопровод

Проект организации испытаний

Проект производства испытаний с учетом

2. Опрессовка трубопроводов На каждый испытательный трубопровод Проект организации испытаний Проект производства
конкретных условий прокладки и технического состояния трубопровода

Проект организации испытаний разрабатывается эксплуатирующей организацией или по ее заказу сторонней организацией, а утверждается вышестоящей организацией

Проект производства испытаний разрабатывается и утверждается эксплуатирующей организацией

Слайд 8

2. Опрессовка трубопроводов

Виды испытаний линейной части МН

Гидравлические

Пневматические

Давление гидравлического испытания определяется

где

R – расчетное

2. Опрессовка трубопроводов Виды испытаний линейной части МН Гидравлические Пневматические Давление гидравлического
значение напряжения в стенке труб, принимаемое равным 95% от нормального предела текучести металл;

δ – минимальная (с учетом минусового допуска) толщина стенки трубы;

Dн – номинальный наружный диаметр трубы.

(1)

Слайд 9

2. Опрессовка трубопроводов

Рис. 1. Демонстрация низшей и высшей точек профиля испытываемого участка

2. Опрессовка трубопроводов Рис. 1. Демонстрация низшей и высшей точек профиля испытываемого

Найденная по формуле (1) величина испытательного давления должна достигаться в наиболее низкой точке профиля испытываемого участка.
Испытательное давление в наивысшей точке профиля должно быть не менее 1,1Рраб. Для трубопроводов, построенных из цельнотянутых труб, испытательное давление в наиболее низкой точке профиля - 1,5Рраб, а наиболее высокой точке - 1,25Рраб.

Слайд 10

3. Наружное обследование трубопроводов

3.1 Контроль планово-высотного положения и напряженно-деформированного состояния

В рамках технического

3. Наружное обследование трубопроводов 3.1 Контроль планово-высотного положения и напряженно-деформированного состояния В
контроля определяется

плановое положение и глубина заложения трубопровода;

действительные радиусы изгибов трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях;

высотное положение арматуры и опорного фундамента;

относительная горизонтальность трубопроводов, камер пуска и приема очистных устройств;

перемещение их трубопроводной обвязки;

1

2

3

4

5

Слайд 11

3. Наружное обследование трубопроводов

глубина заложения защитного кожуха через автомобильные и железные дороги;

6

основные

3. Наружное обследование трубопроводов глубина заложения защитного кожуха через автомобильные и железные
геометрические размеры и положение элементов переходов через естественные и искусственные препятствия.

7

Табл. 1. Способы и периодичность контроля объектов линейной части МН

Слайд 12

3. Наружное обследование трубопроводов

Продолжение табл. 1

3. Наружное обследование трубопроводов Продолжение табл. 1

Слайд 13

3. Наружное обследование трубопроводов

Окончание табл. 1

3. Наружное обследование трубопроводов Окончание табл. 1

Слайд 14

3. Наружное обследование трубопроводов

Применяют следующие типы трассоискателей ТПК-1, ВТР-1УМ, ИТ-5).

Принцип

3. Наружное обследование трубопроводов Применяют следующие типы трассоискателей ТПК-1, ВТР-1УМ, ИТ-5). Принцип
действия трассоискателей основан на использовании электромагнитной индукции и заключается в обнаружении при помощи приемника переменного магнитного поля, искусственно создаваемого при помощи генератора вокруг трубопроводов.

Рис. 2. Функциональная схема работы трассоискателя:
1 – штырь заземления; 2 – генератор; 3 – место подключения выходного шнура с магнитом; 4 – антенна; 5 – соединительный провод; 6 – приемник; 7 – наушники;
8 – трубопровод; 9 – колодец

Слайд 15

3. Наружное обследование трубопроводов

Рис. 3. Правила производства измерений трассоискателем:
1 – антенна;

3. Наружное обследование трубопроводов Рис. 3. Правила производства измерений трассоискателем: 1 –
2 – штанга; 3 – трубопровод; 4 – сигнал

Слайд 16

3. Наружное обследование трубопроводов

Рис. 4. Процесс шурфования

3. Наружное обследование трубопроводов Рис. 4. Процесс шурфования

Слайд 17

3. Наружное обследование трубопроводов

Рис. 5. Теодолит

3. Наружное обследование трубопроводов Рис. 5. Теодолит

Слайд 18

3. Наружное обследование трубопроводов

Рис. 6. Нивелир

3. Наружное обследование трубопроводов Рис. 6. Нивелир

Слайд 19

3. Наружное обследование трубопроводов

На основании информации о фактическом планово-высотном положении трубопровода

3. Наружное обследование трубопроводов На основании информации о фактическом планово-высотном положении трубопровода
делается расчет напряженно-деформированного состояния его элементов, а также принимается решение о необходимости ремонта.

При прогибе трубопровода в вертикальной плоскости вверх производят контактный ремонт, включающий заглубление трубопровода на пахотных землях, а на болотах, в скальных грунтах, в песках – заглубление до проектных отметок подсыпкой.

При просадке запорно-регулирующей арматуры с прилегающими участками трубопровода осуществляют ремонт с подъемом прилегающего трубопровода с подбивкой грунта до проектных значений, а при необходимости – ремонт с подливкой опорного фундамента под арматуру.

Слайд 20

3. Наружное обследование трубопроводов

3.2 Контроль состояния изоляционного покрытия

1. Оценка состояния изоляции для

3. Наружное обследование трубопроводов 3.2 Контроль состояния изоляционного покрытия 1. Оценка состояния
линейного участка МН в целом

Для выбора критерия отбора участков первоочередного обследования изоляции используем формулу расчета длины плеча защиты одной станции катодной защиты (СКЗ)

где

Emax, Emin – величины максимального и минимального наложения потенциала;

(2)

α – постоянная распределения токов и потенциалов вдоль защищаемого трубопровода;

КВ – коэффициент, учитывающий влияние смежной СКЗ;

θ – расчетный параметр.

Слайд 21

3. Наружное обследование трубопроводов

Рис. 7. Схема определения мест сквозных повреждений в изоляционном

3. Наружное обследование трубопроводов Рис. 7. Схема определения мест сквозных повреждений в
покрытии трубопровода:
1 – генератор; 2 – измерительные электроды;
3 – милливольтметр; 4 – трубопровод; 5 – место повреждения изоляции

2. Выявление сквозных повреждений в изоляции

Слайд 22

3. Наружное обследование трубопроводов

Рис. 8. Состав комплекта УКИ-1:
1 – генератор; 2 –

3. Наружное обследование трубопроводов Рис. 8. Состав комплекта УКИ-1: 1 – генератор;
селективный индикатор; 3 – штанга искателя трубопровода; 4 – антенна; 5 – пластины токосъемные; 6, 7, 13 – провода соединительные; 8 – пояс контактный; 9 – наушники; 10 – кабель нагрузочный; 11 – шнур сетевой; 12 – заземлители

Слайд 23

3. Наружное обследование трубопроводов

Рис. 9. Метод контроля состояния изоляции прибором УКИ-1:
1

3. Наружное обследование трубопроводов Рис. 9. Метод контроля состояния изоляции прибором УКИ-1:
– искатель трубопровода; 2 – селективный индикатор; 3 – пояс контактный; 4 – провод соединительный; 5 – наушники; 6 – пластины токосъемные
Имя файла: Опрессовка-и-наружное-обследование-трубопроводов.pptx
Количество просмотров: 33
Количество скачиваний: 0