Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 13)

Показатели (индексы) рассчитывают для каждого 100-метрового участка газопровода. Эти индексы выражают в относи­тельных единицах — долях или процентах. Затем для каждого 100-метрового участка рассчитывают интегральный показа­тель, полученный начислением суммы баллов по каждому оценочному индексу. Результаты расчетов индексов и инте­грального показателя в целом представляют в виде графиче­ских гистограмм числовых значений, характеризующих каж­дый рассматриваемый 100-метровый участок газопровода. Ве­личина численного значения интегрального показателя опре­деляет приоритетность проведения переизоляции: с его увели­чением необходимость в переизоляции возрастает.

После обработки технических материалов выполняют ана­лиз распределения интегрального показателя по всему рас­сматриваемому газопроводу. Назначают критерии оценки (граничные значения интегрального показателя) по очередно­сти переизоляции (первоочередные, второй очереди и т. п.), устанавливаемые индивидуально для данного газопровода. В пределах межкранового участка газопровода (40—50 км) выде­ляют на схеме протяженные участки газопроводов, для кото­рых интегральный показатель приоритетности переизоляции превышает установленные граничные значения. Объединяют проранжированные 100-метровые участки в единый протя­женный участок при условии образования его суммарной дли­ны не менее 1,5 км.

Рис. 5.1. Алгоритм оценки участков газопроводов для назначения их к выборочной переизоляпии

ВТД — внутритрубная дефектоскопия; КРН — коррозионное растрескивание под напряжением; ВКО—высокая коррозионная опасность; ПКО— повы­шенная коррозионная опасность

При планировании переизоляции руководствуются макси­мальной протяженностью первоочередных участков в преде­лах 40—50 км. По преимущественному группированию перво­очередных участков устанавливают направление движения ме­ханизированной колонны.

Перечисленные особенности методики определяют ее ра­ботоспособность и наполняемость непосредственно в зоне деятельности ЛПУМГ с использованием собственного кадро­вого потенциала.

5.3 Стеклопластиковые ремонтные муфты

Конструкция ремонтной муфты сочетает высокую проч­ность монолитного стеклопластикового корпуса со значитель­ной величиной контактного давления на поверхность дефект­ного участка трубы за счет резьбовой затяжки крепежных эле­ментов.

Функциональное назначение муфты состоит в предотвра­щении развития дефектов коррозионного и механического ти­пов путем снижения кольцевых напряжений в стенке трубы, создаваемых внутренним давлением перекачиваемого продук­та и герметизации полости дефектов твердеющим полимер­ным компаундом.Стеклопластиковая муфта выполняется в соответствии с техническими условиями ТУ 2296-002-46 774 250-2003 и со­стоит из двух полумуфт 1, охватывающих трубу газопровода 9 по окружности и взаимодействующих между собой посредст­вом болтовых соединений в двух диаметрально противопо­ложных разъемах (рис. 5.2). Каждаяполумуфта выполнена из стеклопластикового полотна с образованием по концам петле­образных закруглений 3 замкнутого профиля, полученного путем раздвоения полотна на ветви 2 с толщиной уменьшен­ной в два раза относительно толщины полотна полумуфты 1.Пространство между ветвями 2 заполнено вспененным по­лиуретаном 8.

Полумуфты изготовлены из ориентированного стеклопластика, сформованного намоткой стеклоровинга на оправку ипропитанного полимерным связующим . Петлеобразные закругления 3 снабжены круглыми осями 4, в которых выполнены углубления сразмещением в них гаек 5 без возможности поворота . Гайка 5 передает усилие на дно углубления через шайбу 6, компенсирующую перекосы в системе затяжки.

Затяжка муфты осуществляется специальными болтами 7 с шестигранной головкой под ключ, расположенный посереди­не стержня, концы которого снабжены резьбой правого и ле­вого направлений.

Рис. 5.2.Конструктивные элементы муфты

1 — полукольцо;

2 — стороны ;

3 — петля оболочки;

4 — ось;

5 — гайка;

6 — шайба;

7 — шпилька;

8 — вспененный по­лиуретан;

9 — стенка трубы.

Физико-механические показатели стеклопластика:

• плотность 1600 -г- 1800 кг/м³;

• предел прочности в окружном направлении не менее 800 МПа;

• модуль упругости в окружном направлении не менее 3,0 х 10⁴ МПа.

Гарантийный срок эксплуатации — не менее 30 лет.

Металлические элементы муфты изготавливаются из каче­ственных сталей в соответствии с конструкторской докумен­тацией производителя.

Основные параметры муфты:

• ширина полотна 320 мм;

• толщина полотна 6 ÷ 8 мм;

• размер резьбы М24;

• количество болтов в одном разъеме — четыре;

• максимальный момент затяжки болтов —450 ÷ 600 Нм.

Новая муфта РСМ-1220 весит всего 56 кг, что позволяет вести ее монтаж на трубе газопровода без применения подъемных механизмов. Величина разгружающего контактного давления составляет 2,5 МПа.

Для ремонта язвенной коррозии могут быть использованы и стеклопластиковые муфты с волнообразной оболочкой.

Муфта изготавливается из упругого стеклопластика, снаб­жена резиновой прокладкой 5, что позволяет повысить проч­ность дефектной стенки 6 трубопровода 1.

Способ ремонта трубопровода включает вскрытие трубо­провода, очистку дефектного места, нанесение резинового клея на зачищенное место, введение упрочняющей мастики в полость дефекта 6, установку на дефектное место резиновой прокладки 5 и муфты с затяжкой болтовых соединений 4.

Преимущества волнообразной стеклопластиковой муфты:

• обеспечение значительного давления на де­фектное место;

• создание за счет волнообразного профиля повышенного запаса упругой энергии в стенках муфты и сохранение усилия затяжки;

• снижение затрат на зачистку старой изоляции только в местах отсутствия ее адгезии к поверхности трубы.

Крайние точки дефектов типа механических, металлурги­ческих, трещин должны быть перекрыты муфтой не менее чем на 50 мм с каждой стороны. Обширные коррозионные участ­ки допускается ремонтировать с частичным перекрытием муфтой, при этом глубина оставляемых дефектов не должна превышать 0,12 толщины стенки трубы. Ширина коррози­онных зон по окружности трубы не ограничивается. Допуска­ется ремонт муфтами отдельных коррозионных язв глубиной до 0,8 толщины стенки с размерами в плане не более трех толщин стенки по длине и ширине.

5.4 Прочностное усиление сварных стыков

Лабораторные исследования и гидравлические испытания кольцевых сварных швов на разрыв показали, что сварные швы могут иметь достаточный запас прочности и обеспечи­вать нормируемый уровень надежности объекта, несмотря на наличие браковочных признаков, регламентируемых дей­ствующими нормами. Основанием для принятия решения о продлении эксплуатационного ресурса должно служить рас­четное обоснование прочности сварного соединения, исходя из наличия и опасности зарегистрированных дефектов, что позволяет расширить регламентированный браковочный уровень и существенно сократить объемы ремонтных работ без риска снижения эксплуатационной надежности дейст­вующих газотранспортных комплексов и систем. Однако в настоящее время при обнаружении на объекте сварных швов с дефектами, которые относятся к категории недопус­тимых по действующим нормативным документам, эксплуа­тационные службы обязаны вывести объект из эксплуата­ции, осуществив ремонт дефектных сварных швов или их замену независимо от фактического запаса прочностного ресурса.

Нерациональность такого подхода следует признать и с ин­женерной, и с экономической точек зрения. Поэтому при вы­явлении в процессе эксплуатации, особенно длительной (бо­лее 15 лет), сварных швов, содержащих структурные дефекты, недопустимые с точки зрения действующих нормативных до­кументов, но не снижающих нормативную прочность сварно­го шва целесообразно, на наш взгляд, организовать монито­ринговый неразрушающий акустико-эмиссионный контроль за поведением обнаруженных дефектов в процессе дальней­шей эксплуатации. Структурная схема такого мониторинга представлена на рис. 5.3.

Проведение акустико-эмиссионного контроля предполага­ет прямой доступ к контролируемому объекту. Для выполне­ния этого условия на подземных сооружениях производится их механизированное или ручное вскрытие. Чтобы исключить постоянное проведение вскрышных работ в процессе мониторинговых наблюдений обустраивают зоны контроля подзем­ного объекта акустическими волноводами.

5.5 Поддержание работоспособности антикоррозионных полимерных покрытий (АКП)

В процессе наблюдений за изменением ка­чественных кондиций антикоррозионного покрытия газопро­водных трубустановлено, что в процессе атмосферного хране­ния и при производствесварки в ряде случаев (до 10 ÷ 15% от общего количества труб) АКП приобретает повреждения ло­кальных областей, что проявляется в видеусадочного сдвига в прикромочных зонах и образования отслаивания кромки ши­риной до 6 и 40 мм при окружной протяженности до 1,5 м. Образование повреждений связано сдействием экстремальных температурных факторов, которые приводят к увеличению внутренних напряжений в покрытии и к снижению адгезионной прочности его сцепле­ния с металлом. Это прежде всего атмосферные циклические изменения отрицательной температуры воздуха с перепадом до 30 °С в течение суток и длительное воздейст­вие недопустимых отрицательных температур (ниже минус 22°С до минус 40°С) в процессе хранения труб на складских площадках, а такжетемпературное воздействие имульса теп­лоты на прикромочную область покрытия при выполнении сварочного шва с учетом предварительного прогрева поля сварки. При этом оптимальный термический режим, который не оказывает негативного воздействия на служебные свойства антикоррозионных полимерных покрытий характеризуется диапазоном температур в интервале от минус 22 °С до +48 °С.

В нормальных условиях при температуре от минус 22 °С до плюс 48 °С значения внутренних напряжений в покрытии и адгезионной прочности сцепления покрытия с металлом соот­ветствуют допустимым (не более 3,0 Н/мм² и не менее 70,0 Н/ см соответственно). Атмосферное температурное воздействие и воздействие сварочной теплоты на кромку покрытия созда­ют в покрытии труб напряженное состояние при одновремен­ном снижении прочности адгезионного сцепления. До тех пор, пока эти силы соизмеримы, клеевой слой удерживает оболочку покрытия (и ее кромку) на поверхности сопряжения с трубой. При нарушении этого баланса возникает коллизия, при которой усадочные силы, вызывающие рост внутренних напряжений на кромке покрытия, начинают превышать силы адгезионного сцепления. По мере уменьшения температуры окружающего воздуха от минус 22 °С до мину 40 °Свнутренние напряжения на кромке покрытия увеличива­ются в 2,1 раза, а адгезионная прочность сцепления уменьша­ется более чем в 33 раза.В этих условиях зарождается повреж­дение покрытия: кромка под действием усадочных сил начи­нает смещаться, а затем необратимо деформируясь, стремить­ся отделиться от поверхности; нарушенная структура клеевого состава перестает выполнять роль сцепляющего слоя: возни­кает воздушный зазор, неспособный к самоликвидации при восстановлении нормальных температурных условий в силу указанных причин. Иначе говоря, зарождение дефекта являет­ся также необратимым процессом; он может прогрессировать и развиваться при повторяющихся или циклических темпера­турных воздействиях, но не может вернуться к исходно задан­ным параметрам.

Рис. 5.3.Структурная схема оценки качества сварного шва

Характер этих воздействий определяется климатическими особенностями территорий, и наиболее опасны перепады зимних температур в северных и арктиче­ских районах предполагаемого строительства. С другой сторо­ны, температурное состояние атмосферы влияет на выбор ре­жима сварки труб, жесткаязаданность которого может нару­шать зону температурной оптимальности для кромки поли­мерного покрытия. Механизм зарождения дефектов под воз­действием теплоты сварки также зависит, в принципе, от ба­ланса сил адгезии и напряженного состояния полимерного слоя. Установлено, что при выполнении сварного шва внут­ренние напряжения на кромке покрытия увеличиваются с ростом температуры нагрева околошовной зоны и с сокраще­нием расстояния от сварного шва до кромки покрытия от (3,0 Н/м при Т= 48 С до 9,3 Н/м при Т= 100 °С), а адге­зионная прочность сцепления покрытия с металлом при тех же усилиях уменьшается от 70 Н/см до 12 Н/см. Под влиянием экстремально положительных температур наблюдается рост напряженности в обо­лочке покрытия, сопровождаемый усадкой и короблением ее формы, а также потерей адгезионных свойств клеевого соста­ва из-за термической деструкции его полимерных связей. И вектор разрушения конструкции покрытия здесь также на­правлен односторонне и необратимо.

Учитывая полученные результаты, предупреждение повре­ждений покрытий может быть обеспечено путем:

• предохранения труб от воздействия температуры ниже минус 22 °С и более 48 “С при транспортировке, хране­нии и подготовке их к эксплуатации;

• снижения термического воздействия сварки при монтаже труб с ограничением максимальной температуры на кромке не более ,

1. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Предприятие. Виды деятельности

АО «Газпром газораспределение Дальний Воток» - глобальная энергетическая компания. Основные направления деятельности -геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация газа, газового конденсата и нефти, реализация газа в качестве моторного топлива, а также производство и сбыт тепло- и электроэнергии.Предприятиеявляется единственным в России производителем и экспортером сжиженного природного газа (СПГ). Компания успешно развивает торговлю СПГ в рамках действующего проекта «Сахалин-2», а также реализует новые проекты, которые позволят «Газпрому» значительно усилить свои позиции на быстрорастущем мировом рынке СПГ.

Деятельность АО «Газпром газораспределение Дальний Восток»

Характеристики

Список файлов ВКР