Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния технологии и технических средств при капитальном ремонте магистральных газопроводов 28 28
1.1. Основные причины, влияющие на эксплуатационную надежность и безопасность магистральных газопроводов
1.2. Анализ технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов
1.3. Сравнение технологических схем, применяемых при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов
1.4. Постановка задачи исследования 25
2. Исследование и разработка технологии производства капитального ремонта
2.1 Исследование принципов организации технологических процессов ремонта ЛЧМТ
2.2. Методика синхронизации технологических потоков при организации капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов
2.3. Методика выбора технологической последовательности ремонто-восстаиовительных работ
2.4. Структура технологического потока по производству капитального ремонта газопроводов
51 63 66 69
3. Методика расчета технологических параметров при капитальном ремонте магистрального газопровода в траншее
3.1. Анализ существующих исследований напряженно-деформированного состояния трубопровода
3.2. Математическая формализация задачи оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов
3.3. Анализ технологической схемы и процесса нагружения ремонтируемого участка газопровода
3.4. Расчет технологических параметров ремонтируемого трубопровода
4. Разработка специальной техники для ремонта в траншее с сохранением положения оси ремонтируемого газопровода
4.1. Конструкции и технические характеристики подкапывающей машины
4.2. Конструкции и технические характеристики машин для предварительной очистки поверхности ремонтируемого газопровода от старой пленочной изоляции
4.3. Конструкции и технические характеристики опорных устройств для поддержания ремонтируемой трубы в траншее
4.4. Конструкции и технические характеристики машин для окончательной очистки поверхности ремонтируемого газопровода
4.5. Конструкции и технические характеристики машин для нанесения нового изоляционного покрытия на ремонтируемый газопровод методом экструзии
5. Результаты внедрения предложенной технологии и специальных технических средств при ремонте газопровода
5.1 Этапы внедрения предложенной технологии и специальных технических средств при капитальном ремонте газопроводов ОАО «Газпром»
5.2 Расчет экономической эффективности разработки и внедрения новой технологии ремонта линейной части магистральных газопроводов
Основные выводы и рекомендации 123
Приложение 124
Литература
- Анализ технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов
- Методика синхронизации технологических потоков при организации капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов
- Математическая формализация задачи оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов
- Конструкции и технические характеристики машин для предварительной очистки поверхности ремонтируемого газопровода от старой пленочной изоляции
Введение к работе
Современная сеть магистральных трубопроводов (более 152 тыс. км газопроводов и 49 тыс. км нефтепроводов) характеризуется значительной протяженностью, большими диаметрами, значительным сроком службы и высоким эксплутационным давлением. В связи с тем, что трубопроводные магистрали проложены в густонаселенных районах, пересекают многочисленные железные и шоссейные дороги, реки, каналы и т.д., к шнейной части магистральных нефтегазопроводов предъявляются высокие требования с точки зрения эксплутациоинои надежности и промышленной безопасности. Трубопроводы нового поколения должны обладать превосходящими количественными и качественными показателями, а именно:
исключающими непредсказуемые аварии, кроме случаев, вызванных стихийными бедствиями;
нормативный срок службы минимум 50-60 лет, а не 33 года, как сейчас;
быть экологически безопасными;
в несколько раз сокращающими потери газа;
на газопроводах необходимо использовать средства, обеспечивающие утилизацию газа, сбрасываемого при ремонтах;
иметь 100%-й уровень автоматизации и телемеханизации контроля, управления и аварийной сигнализации;
уменьшенную на 5-7% металлоемкость за счет применения сталей с более высокими технологическими свойствами;
для контроля за состоянием должны применять современные диагностические средства, включая спутниковые;
применение современных технических средств, надежных и долговечных материалов для ремонтно-восстановительных и работ по реконструкции действующих трубопроводов.
На процесс износа магистральных газопроводов влияет множество факторов морального и физического значения, в том числе уровень проектных работ, внешняя и внутренняя коррозия металла труб, нарушение правил технической эксплуатации, возрастной состав и другие. В результате влияния
этих факторов на газопроводах возникают аварийные ситуации, приводящие к большим материальным и финансовым затратам.
Надежная и безотказная работа магистральных нефтегазопроводов обеспечивается за счет правильной технической эксплуатации, своевременного проведения диагностики, профилактического, капитального ремонта и реконструкции.
Высокая эффективность своевременного и качественного проведения ремонтно-восстановительных работ на трубопроводах может быть достигнута только за счет комплексного решения взаимосвязанных и взаимозависимых оптимизационных задач по технике, технологии, организации и управлению ремонтным производством.
Учитывая изложенное, тема диссертационной работы, посвященная решению важной и актуальной задачи - исследованию и разработке современной технологии и комплекса технических средств, позволяющих сократить сроки ремонта линейной части магистральных газопроводов при высоком качестве работ, является крайне актуальной.
Теоретической основой и исходной базой для исследований и разработок автора явились труды Березина В.Л., Бородавкина П.П., Будзуляка Б.В., Васильева Г.Г., Шутова В.Е., Гумерова А.Г., Расщепкиыа К.Е., Султанова М.Х., Иванова В.А., Иванцова О.М., Телегина Л.Г., Халлыева Н.Х., В. Ф. Ча-буркина, В.В. Харионовского и других авторов, на чьи результаты автор опирался в своих исследованиях.
Анализ технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов
Капитальный ремонт магистральных газопроводов в ОАО «Газпром» производится с 1971 г. {Рис. 1.5) При производстве ремонта применялся в основном (исключая замену труб при ремонте) ремонт с заменой трубы, а около 30% - по технологической схеме ремонта газопроводов с подъемом и укладкой на берме траншеи (с заменой изоляции). Это было связано с тем, что при отсутствии специальных технических средств для ремонта газопроводов с разъемными рабочими органами на трассе в основном применялись общие строительные, очистные и изоляционные машины, и ремонтные работы производились с подъемом и укладкой газопровода на берме траншеи. Следствием этого являлось ослабление сварных стыков, образование гофр и поломка труб, и при сдаче отремонтированного участка газопровода в эксплуатацию до 50 % стыков требовали дополнительного просвечивания и ремонта. всего; полная замена; переизоляция; выборочный
Как показал анализ технологических схем производства капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов, основной объем ремонтных работ приходится на замену пришедшего в негодность изоляционного покрытия (60-70%) с частичным восстановлением стенки трубы. Автором выполнен системный анализ технологических схем капитального ремонта газопроводов, наиболее часто применяемых в трассовых условиях: ремонт трубопровода в траншее с подкопкой под трубу, ремонт трубопровода с подъемом и укладкой его на берме траншеи, ремонт трубопровода на берме траншеи (с разрезкой трубы), ремонт трубопровода с подъемом и укладкой на лежки в траншее, ремонт трубопровода с прокладкой новой нитки параллельно действующему трубопроводу.
Способы производства ремонта ЛЧМТ определяются технологическим набором ремонтно-восстановительных работ с применением специальных технических средств [16] для достижения конечной цели ремонта. При этом возможны следующие варианты [3, 15]: 1. Произвести замену поврежденного изоляционного покрытия на трубо проводе. 2. Произвести замену поврежденного изоляционного покрытия на трубопроводе с предварительным восстановлением стенки трубы и, при необходимости, вырезки участков газопровода. 3. Произвести прокладку новой нитки трубопровода параллельно дей ствующей с последующим отключением ее, демонтажем, для дальнейшей отбраковки, восстановления и использования при ремонте последующих участков газопровода.
Работы по замене поврежденного изоляционного покрытия трубопровода выполняют не в полном объеме при условии усиления электрохимической защиты трубопровода до уровня, обеспечивающего его коррозионную защищенность. При этом затраты на дополнительную электроэнергию должны быть равны или меньше затрат на замену изоляционного покрытия, что определяется проектом производства работ (ППР).
Технология производства работ по прокладке новой нитки трубопровода параллельно действующей аналогична технологии строительства трубопровода. Капитальный ремонт на магистральных трубопроводах осуществляют в плановом порядке только после составления и утверждения проектно-технической документации.
Основной объем работ при капитальном ремонте магистральных трубопроводов приходится на замену пришедшего в негодность изоляционного покрытия (60-70%) с частичным восстановлением стенки трубы. Для выполнения капитального ремонта газонефтепроводов применяют следующие методы производства ремонта [30].
1. Ремонт трубопровода в траншее с подкопкой под трубу {рис. 1.6). На ремонтируемом участке трубопровода через каждые 10 м оставляют земляные перемычки (подушки) длиною 3 м, а десятиметровые участки вскрывают с выборкой грунта под трубою на глубину до 40-50 см. Далее трубопровод очищают от старой изоляции и продуктов коррозии, восстанавливают стенки труб и наносят соответствующий тип изоляционного покрытия. После ремонта и засыпки десяти метровых участков ремонтируют участки трехметровых перемычек; при этом все операции выполняют вручную.
Данная технологическая схема, являясь самой распространенной, позволяет восстановить небольшие участки трубопровода, часто без остановки перекачки и освобождения его от транспортируемого продукта. Все операции данной технологии выполняются почти полностью вручную, малопроизводительно и не позволяют применение поточного метода производства работ. Этот метод ремонта в зависимости от объема работ может выполняться за счет средств, выделяемых на капитальный или текущий ремонт. 2. Ремонт трубопровода с подъемом и укладкой его на берме траншеи {рис. 1.7). Участок ремонтируемого трубопровода вскрывают и обследуют стыки. Затем трубопровод приподнимают из траншеи и укладывают на расстоянии 1,5 м от бровки траншеи на лежки. После выполнения операций по предварительной очистке, восстановлению стенки трубы и нанесению изоляционного покрытия трубопровод опускают обратно в траншею и засыпают.
Методика синхронизации технологических потоков при организации капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов
С технической точки зрения создание комплексной системы обеспечения эксплуатационной надежности газопроводных систем, эксплуатируемых при воздействии коррозионных сред, требует создания системы поддержания проектного состояния газопроводов.
Многообразие факторов, определяющих сопротивление (R) и обратную ему величину - склонность металлических конструкций к разрушениям, может быть выражено следующими основными условиями [101]: состоянием антикоррозионной защиты газопровода (3); напряженно-деформированным состоянием элементов конструкции газопровода (Н); воздействием группы основных факторов, изменяющих свойства металла трубы (М) и влияющих на развитие коррозионных процессов; воздействием среды (С). Я (t) =f(3+H + M+C), (1-2) Эти условия {3 - Н - М - С) - изменяются во времени (t) на всех стадиях жизненного цикла газопровода.
В зависимости от конкретных условий в системе (3-Н-М-С) возможны различные виды разрушения конструкций: от механического разрушения с высокой скоростью развития трещины (например, разрушение при низких температурах), до видов разрушения типа сплошной коррозии яри относительно малых скоростях разрушения без трещинообразования.
Задачи предотвращения разрушения конструкций могут быть решены за счет внедрения новых технических средств, технологий и оптимальных методов диагностики и методов организации производства ремонтно-восстановительных работ на магистральных газопроводах.
При этом к основным требованиям к технологии и организации капитального ремонта газопроводов для обеспечения эксплуатационной надежности с гарантийным сроком службы в современных условиях относятся [6]: S комплексная механизация; S индустриализация технических решений; J применение поточного метода производства организации работ; синхронизация основных и специальных видов работ; производительность и высокое качество работ; S минимизация дополнительных напряжений, возникающих в процессе производства работ.
В трубных сталях всегда есть поверхностные и внутренние дефекты, являющиеся неизбежным следствием металлургических процессов (плены, неметаллические включения, поры, трещины, расслоения др.), технологических операций изготовления труб (угловатость, овальность трубы, смещение сварных швов, непровары, неметаллические включения в сварном шве, "горячие" и "холодные" трещины, подрезы, прожоги, несплавления, механические повреждения и др.), дефекты, нанесенные при строительстве трубопровода (риски, царапины, вмятины, дефекты кольцевого сварного шва), и дефекты, возникающие в процессе эксплуатации и ремонта газопроводов (коррозионные повреждения, дефекты, связанные со сваркой). Известно, что сварные соединения магистральных труб из-за наличия в них структурных неоднородн остей и дефектов в виде подрезов, неметаллических включений являются значительными концентраторами напряжений. Дефекты, которые относительно часто встречаются в металлах труб магистральных газопроводов также являются значительными концентраторами па-пряжений. К таким, прежде всего, относятся царапины, надрезы, подрезы, неметаллические включения, коррозионные язвы, структурные неоднородности.
Относительные изменения прочности основного металла, сварного шва определяют особые требования к минимизации дополнительных напряжений, возникающих в процессе производства работ (рис. 1.10).
Учитывая эти особенности и требования к ремонту газопроводов, целью данной работы является разработка более совершенной технологии и специальных технических средств для проведения ремонта линейной части магистральных газопроводов в траншее с сохранением его пространствеиного положении в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Использование такой технологии в целях ограничения интенсивности коррозионных процессов в газопроводе, может значительно снизить уровень затрат на ремонт, а также дает возможность безопасной эксплуатации построенных традиционными способами трубопроводов и способствует снижению ущерба при эксплуатации, который определяется объемом недопоставки потребителям, простоем трубопровода и затратами на его аварийный ремонт, потерями перекачиваемых сред и загрязнением окружающей природной среды.
Математическая формализация задачи оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов
Как уже отмечалось минимизация дополнительных напряжений, возникающих в процессе производства работ является необходимым условием ремонта газопроводов. Динамика напряженного состояния трубопроводов зависит от изменения как: силовых нагрузок, так толщины стенок вследствие их коррозионного износа. В свою очередь, изменение механических напряжений в стенке вызывает изменения скорости коррозионного износа, т.е. происходит механохими-ческий эффект (МХЭ). При производстве ремонтных работ необходимо учитывать реальную динамику этих взаимосвязанных процессов так, как это может привести к снижению запаса прочности или к разрушению трубопровода.
Таким образом, при проектировании трубопроводов необходимо учитывать как факторы, повышающие с течением времени рабочие напряжения в металле и опасность разрушения, так и факторы, понижающие эти напряжения.
В зависимости от характеристик дефекта ремонту того или иного вида способ производства ремонта ЛЧМГ следует определять по технологическому набору ремонтно-строительных работ для достижения конечной цели ремонта. Это может быть: замена поврежденного изоляционного покрытия трубопровода при отсутствии повреждений металла трубы; замена поврежденного изоляционного покрытия трубопровода с предварительной заваркой каверн металла труб, приваркой заплат и муфт на стенки труб; замена поврежденного изоляционного покрытия трубопровода с предварительной заваркой каверн металла труб, приваркой заплат и муфт на стенки труб, выбраковкой и вырезкой участков, не подлежащих ремонту.
В соответствии с этим вся трасса ремонтируемого трубопровода разделяется на ремонтные зоны.
Поврежденные места должны быть очищены от продуктов коррозии до металлического блеска и четко обведены по контуру масляной краской. Результаты решения рабочей группы по оценке работоспособности технологических объектов должны быть нанесены масляной краской на газопроводе в местах повреждений при помощи следующих обозначений: ШЛ - ремонт со шлифовкой; СВ - ремонт сваркой; ЗК - замена катушки; ВЗ - вварка заплаты; ПКМ - ремонт полимерными композиционными муфтами; ММ - металлические муфты.
При отклонении одного из параметров (длины или ширины) от указанных в таблице ограничений в пределах одной зоны относительной глубины, дефектное место должно быть вырезано или упрочнено установкой ремонтных муфт.
Единичные дефекты любого происхождения (кроме трещин) глубиной до 20 % толщины стенки труб должны быть зачищены и зашлифованы до металлического блеска. Перед нанесением изоляции участок зачистки должен быть заполнен композиционным материалом для восстановления геометрии поверхности трубы в соответствии с ВСН 39-1.10-001-99. Эксплуатация труб с такими отремонтированными дефектами может быть продолжена без снижения рабочего давления. Для дефектов глубиной более 20 % предложение по назначению рабочего давления отремонтированного газопровода дается рабочей группой с оформлением в соответствии с ПБ 08-183-98 Госгортехнадзора России.
Определение площади повреждений по поверхности трубы должно производиться замером метрической (металлической) линейкой в двух направлениях под углом 90.
Расстояние между близлежащими друг от друга повреждениями на поверхности трубы может быть определено мерной линейкой (рулеткой).
Сварочно-восстановительные работы на газопроводе должны проводиться после производства работ по отбраковке уложенного но лежки газопровода. Зачистку поврежденной поверхности труб производят шлифмашинкой. Перед наплавкой поверхность трубы в местах коррозии должна быть тщательно зачищена до металлического блеска, ржавчина и окалина недопустимы.
При наплавке металла необходимо выполнять плавные переходы от наплавленного металла к телу трубы; подрезы, лоры и трещины недопустимы. Наплавленную поверхность трубы также обрабатывают шлифмашинкой. Заварка поврежденных участков должна выполняться ручной дуговой сваркой. Установку заплат на газопроводе допускают только в случаях., предусмотренных технической документацией.
Участки газопровода с недопустимыми дефектами подлежат вырезке, а на их место врезают технологические катушки или трубы. "Катушку" изготавливают из труб той же марки стали и толщины стенки, что и ремонтируемый газопровод. Минимальная длина врезаемой "катушки" должна быть равной или больше диаметра ремонтируемой трубы. "Катушки" изготавливают с помощью ацетилено-кисдородной резки или механическим методом. Разделка кромок U-образная, угол скоса 25-30, притупление 1,5-2,5 мм. Технологический зазор между кромками должен быть 3-3,5 мм. Вварка "катушек" должна выполняться электродами не менее чем в 3 слоя. Сварные стыки "катушек" подвергают контролю качества.
Конструкции и технические характеристики машин для предварительной очистки поверхности ремонтируемого газопровода от старой пленочной изоляции
При проведении ремонтных работ в период восстановления длительно эксплуатировавшихся трубопроводов вопросы оценки напряжений при изменении пространственной геометрии трубы приобретают особую актуальность. От уровня и характера изменений НДС в значительной степени зависит надежность и безопасность работ при ремонте, поскольку чрезмерно высокие напряжения в трубе приводят к повреждениям и авариям.
О важности вопроса обеспечения надежности путем совершенствования методов расчета прочности трубопроводов свидетельствует и тот факт, что этой теме посвящено большое количество работ. Во многих из них дальнейшее повышение надежности магистральных газопроводов связывается с совершенствованием методики расчета несущей способности путем учета действительных значений продольных усилий при определении толщины стенки, проверке прочности, деформаций и общей устойчивости трубопроводов в продольном направлении. Предпосылки для расчета па прочность и устойчивость трубопроводов созданы в работах [16, 30, 55, 97, 98, 106].
Методы расчета на прочность и устойчивость трубопровода при различных нагрузках изложены в работах Березина В. Л. [10-14, 81], где исследовано напряженно-деформированное состояние труб с различной толщиной стенки при действии внутреннего давления. Основы расчета на прочность, жесткость и устойчивость отводов трубопроводов изложены в [3], где приводятся методы расчета кривой трубы на изгиб без учета закрепления концов, с фланцами на концах с прямыми участками. Вопросам расчета трубопроводов на прочность и устойчивость при наличии напряжений изгиба и продольных сил посвящены также работы [1-3, 5,46,47, 50, 75-77,117-118]. Напряженно-деформированное состояние и надежность участка ремонтируемого трубопровода в значительной степени зависят от характера его взаимодействия с грунтом. Исследованию этого вопроса посвящено большое количество работ [3, 19, 46, 50, 79]. При анализе напряженно-деформированного состояния трубопровода на участках, имеющих продольные и поперечные перемещения приходится учитывать сопротивление грунта этим перемещениям.
Изучению закономерностей процесса укладки и вопросам исследования напряженного состояния трубопроводов при выполнении изоляционно-укладочных работ посвящено значительное число теоретических разработок, при этом, использовались различные методы аналитического расчета. Первую работу в этой области можно отнести еще к 1948 году, когда П. М. Ше-лоумовым была установлена связь между высотой подъема и длиной приподнятого над землей участка трубопровода [107]. В ней, для схемы симметричного подъема трубопровода, была предложена приближенная формула, которая определяла длину приподнятого участка трубопровода в предположении его изгиба по косинусоиде: 1=( (3.1) V я где L - длина приподнятого участка; EI - изгибная жесткость трубопровода; h - высота подъема трубы; q - вес одного метра трубопровода.
М. Ш. Асатурин и Л. Н. Петрова [9], а позднее В. Л. Березин и К, Е. Ра-щепкин [11] применили способ расчета напряженного состояния трубопроводов при подъеме, в основу которого положено использование вариационного метода Рейлея-Ритца. Как известно, при равновесии упругой системы вариация разности между потенциальной энергией (упругой энергией внутренних сил) и работой внешних активных сил равна нулю. Применяя этот принцип механики к расчету трубопровода с постоянной жесткостью, получим: S(U-{V) = 2 — SK )2dx-ZP k+ZGiSy,+2\qdxSy; (3.2) 2 о ox = =1 о где U - потенциальная энергия; W - работа внешних сил; Рк и G; - сосредоточенные силы, направленные соответственно вверх (реакции на опорах трубоукладчиков) и вниз (веса технологических машин); - половина длины приподнятого трубопровода; 8 - символ вариации. Вследствие склерономности связи виртуальные перемещения совпадают с действительными, а поэтому уравнение (3.2) будет иметь вид: т]( )2дх ІРМ +о(ЬУ1 +2дЬ\удх 0; (3.3) О х к=\ (=1 о Исходя из теории рядов Фурье, прогиб трубопровода длиной при произвольной нагрузке можно представить в виде функции: , = a.cos« (3.4)
Соответствующий подбор коэффициентов аь а2, ..., а„, двойное дифференцирование уравнения (3.4) с последующей подстановкой результата в равенство (3.3) позволяют определить прогибы в произвольных сечениях, изгибающие моменты и реакции на подвесках трубоукладчиков с любой степенью точности. Применение данного метода позволяет найти расстояние между трубоукладчиками, при котором длина приподнятой части трубопровода максимальна: Х=ЬФ: (3 5) где х - максимальная длина приподнятого участка; D - наружный диаметр трубопровода; [а] - допустимые напряжения изгиба; Т - момент инерции сечения трубопровода.
И. П. Петровым, А. Г. Камерштейном и В. К. Долговым были проведены исследования по определению характера функциональной зависимости параметров напряженного состояния трубопровода при его укладке в зависимости от поставленных конкретных условий [75]. Исследования общего уравнения упругой линии плети трубопровода производились для нахождения зависимостей между внешними усилиями, создаваемыми трубоукладчиками, и длиной упругой линии трубопровода.
Похожие диссертации на Совершенствование технологии и технических средств для капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов
