Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов - файл n2.doc

приобрести
Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов
скачать (452 kb.)
Доступные файлы (2):
www.OilCareer.Ru.txt2kb.02.09.2008 05:19скачать
n2.doc5058kb.16.10.2001 12:17скачать
Победи орков

Доступно в Google Play

n2.doc

  1   2   3   4   5


Открытое акционерное общество

"Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть"


СОГЛАСОВАНО

Госгортехнадзор России

УТВЕРЖДАЮ

Первый вице-президент

ОАО "АК "Транснефть"


Письмо № 10-03/972

от 22 декабря 2000 г.



п/п В.В.Калинин

"_30_"__декабря_2000 г.



Методы ремонта дефектных участков

действующих магистральных нефтепроводов
Руководящий документ
РД 153-39.4-067-00



Вице-президент ОАО "АК "Транснефть"


Ю.В. Лисин
"_29_"_декабря_2000 г.

ИО технического директора ОАО ЦТД "Диаскан"


А.Д. Мирошник
"_18_"__декабря_2000 г.


2000 г.

Руководящий документ
Методы ремонта дефектных участков

действующих магистральных нефтепроводов
(Положение)
РД - _____________


Вводится взамен РД 153-39-030-98
Срок введения с __4 января___ 2001 г.
Срок действия - до введения заменяющего документа.


Руководящий документ "Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов" (далее по тексту РД):

распространяется на магистральные и технологические нефтепроводы, входящие в систему ОАО "АК "Транснефть".

Предназначен для специалистов предприятий и организаций, эксплуатирующих магистральные и технологические нефтепроводы, а также для предприятий-подрядчиков, выполняющих работы по ремонту, реконструкции и диагностике нефтепроводов.

Разработан коллективом авторов ОАО "АК "Транснефть", ОАО ЦТД "Диаскан", ОАО «Верхневолжскнефтепровод», ОАО «Приволжск-нефтепровод» в составе:

ОАО "АК «Транснефть»

Гринько В.С.

ОАО ЦТД «Диаскан»

д.т.н. Черняев К.В., к.т.н. Васин Е.С., Сачков А.Б., Авдеев В.П.

ОАО «Верхневолжскнефтепровод»

к.т.н. Фокин М.Ф.

ОАО «Приволжскнефтепровод»

Надежкин С.В.


СОГЛАСОВАН с Госгортехнадзором России, письмо №_10-03/972__от__22 декабря__2000 г.
ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом по ОАО "АК "Транснефть" № __1__ от __6 января__2001 г.
РД регламентирует применение постоянных и временных методов ремонта дефектов, обнаруживаемых при внутритрубной диагностике и другими методами неразрушающего контроля, а также при ликвидации аварий.

РД вводится взамен РД 153-39-030-98 «Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики».

РД отменяет все ранее действовавшие в ОАО "АК "Транснефть" и ОАО МН нормативные документы в части, определяющей методы ремонта и ремонтные конструкции для ремонта нефтепроводов.
Содержание


1

Введение………………………………………………………………..

5

2

Термины и определения………………………………………………

8

3

Общие положения……………………………………………………..


10

4

Классификация дефектов……………………………………………..


11

5

Порядок проведения ремонта дефектов……………………………...

18

6
Методы ремонта дефектных участков нефтепровода………………

20

7

Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами.……………………………………………………………….


28

8

Общие требования по обеспечению безопасности проведения ремонтных работ……………………………………………………….


33










Приложения




А

Основные требования к проведению дополнительного дефектоскопического контроля дефектов нефтепроводов ………….


35

Б

Список использованных источников. Список используемых сокращений и обозначений……………………………………………


45



  1. Введение


Руководящий документ “Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов” устанавливает классификацию дефектов, подлежащих ремонту на действующих магистральных и технологических нефтепроводах, методы их ремонта и приоритеты выполнения ремонта.

Настоящий РД разработан на основе следующих нормативных документов, определяющих состав дефектов, подлежащих ремонту и порядок их устранения:

Настоящий РД не рассматривает вопросы организации ремонтных работ, порядок и технологию проведения земляных работ и нанесения изоляции нефтепровода при ремонте, требования по технике безопасности, нормы технической оснащенности и другие вопросы, не касающиеся непосредственно методов восстановления несущей способности стенки трубы.

Для выбора ремонтных конструкций, которые могут быть использованы на нефтепроводах ОАО "АК "Транснефть" в качестве постоянных и временных методов ремонта, в 2000 г. в лаборатории испытаний ОАО ЦТД "Диаскан" были испытаны:

Испытания проводились в соответствии с утвержденной ОАО «АК «Транснефть» и согласованной Госгортехнадзором России «Программой прочностных испытаний различных методов ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов». Для испытаний использовались трубы, находившиеся в эксплуатации более 25 лет. Всего было испытано 30 труб с дефектами, отремонтированными вышеуказанными методами ремонта и ремонтными конструкциями.

Дефекты, нанесенные на трубы, отремонтированные ремонтными конструкциями и методами ремонта, представляли повышенную опасность для целостности нефтепровода в процессе эксплуатации и соответствовали программе испытаний.

Режимы нагружения труб с ремонтными конструкциями на испытательном стенде задавались исходя из максимально возможной нагруженности нефтепроводов при эксплуатации.

Основным режимом было нагружение циклическим внутренним давлением в сочетании с циклическим изгибом на базе 10000 циклов, что соответствует 30 годам эксплуатации нефтепровода. Внутреннее давление в цикле нагружения изменялось с размахом, соответствующим нормативному по СНиП 2.05.06-85* рабочему давлению. Величина моментных нагрузок определялась из условия максимально возможных напряжений в трубопроводе от упругого изгиба по СНиП III-42-80, температурных перепадов, воздействия грунтов и нагрузок при капитальном ремонте с подъемом трубы в соответствии с РД 39-00147105-015-98 "Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов".

По результатам данных испытаний и проведенных ранее в 1997 г. для композитно-муфтовой технологии, методы ремонта и ремонтные конструкции, выдержавшие в полном объеме 10000 циклов нагружения и статические испытания, определены настоящим РД как постоянные методы ремонта.

По результатам испытаний к методам постоянного ремонта отнесены:

Перечисленные выше методы ремонта могут применяться как для планового (выборочного и капитального), так и для аварийного ремонта.
Патрубок с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой устанавливается на дефектную арматуру с ограничениями по соотношению диаметров патрубка и трубопровода в соответствии с разделом 6.

Ремонтные конструкции, которые выдержали менее 10000 циклов нагружения, настоящим РД определены для временного метода ремонта. К ним относятся:

Ремонтные муфты этих типов не разрешается применять для планового ремонта, но допускается их применение для аварийного ремонта и для ремонта гофр на срок не более трех лет с обязательной последующей заменой на постоянные методы ремонта. Срок применения определен по результатам испытаний.

Ранее установленные муфты, отнесенные настоящим РД к временным методам ремонта, заменяются постоянными ремонтными конструкциями в соответствии со сроками, определенными в разделе 6.

Ремонтные конструкции, разрушение которых произошло в начальной стадии испытаний, а также ремонтные конструкции, не проходившие испытаний для применения в системе магистральных и технологических нефтепроводов к установке на объектах ОАО "АК "Транснефть" не допускаются.

Требования данного РД являются обязательными для предприятий и организаций ОАО "АК "Транснефть", эксплуатирующих магистральные и технологические нефтепроводы, а также для предприятий-подрядчиков, выполняющих работы по ремонту, реконструкции и диагностике нефтепроводов.
2. Термины и определения
В настоящем документе используются следующие термины и определения:


Выборочный ремонт нефтепровода

Локальный ремонт линейной части нефтепровода с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке нефтепровода.

Галтельная муфта

Ремонтная муфта для ремонта дефектов поперечных сварных швов, привариваемая к трубе и имеющая специальную полость длиной до 100 мм.

Глубина дефекта

Максимальный геометрический размер дефекта перпендикулярно поверхности трубы.

Дефект, подлежащий ремонту (ДПР)

Дефекты труб, конструктивные элементы, соединительные детали, установленные на магистральных и технологических нефтепроводах, параметры которых не соответствуют требованиям СНиП, ГОСТ, ВСН, и других нормативных документов, и относятся по ним и методикам, согласованным с Госгортехнадзором России к повреждениям, подлежат ремонту или замене.

Дефект первоочередного ремонта (ПОР)

Дефект, представляющий повышенную опасность для целостности нефтепровода при его эксплуатации и подлежащий ремонту в первую очередь для восстановления несущей способности трубы. Параметры дефекта определяются настоящим РД.

Длина дефекта

Максимальный геометрический размер дефекта вдоль оси трубы.

Дополнительный дефектоскопичес-кий контроль (ДДК)

Контроль, проводимый неразрушающими методами с целью уточнения типа и параметров дефекта, обнаруженного ВИП и выявления возможных дополнительных дефектов.

Заварка

Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла методом сварки.

Замена участка

Замена дефектного участка нефтепровода длиной более длины заводской секции трубы на трубы, отвечающие требованиям СНиП 2.05.06-85*.

Капитальный ремонт нефтепровода

Плановый ремонт с заменой труб или ремонт стенки и монтажных и заводских сварочных швов трубы с заменой изоляционного покрытия на протяженном участке нефтепровода.

Катушка

Часть трубопровода не более длины заводской секции трубы и не менее диаметра трубы, ввариваемая в нефтепровод (вырезаемая из нефтепровода) с помощью двух кольцевых стыков.

Композитная муфта

Стальная неприварная оболочка, заполняемая композитным составом и установленная по специальной композитно-муфтовой технологии (КМТ).

Метод временного ремонта нефтепровода

Метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода на ограниченный период времени.

Метод постоянного ремонта нефтепровода

Метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

Муфта с коническими переходами

Необжимная приварная муфта, имеющая конические переходы от цилиндрической части муфты к поверхности трубы.

Необжимная приварная муфта

Ремонтная конструкция, имеющая полость длиной более 100 мм и привариваемая к трубе с зазором на технологических кольцах

Несущая способность

Способность нефтепровода без разрушения воспринимать проектные нагрузки от внутреннего давления перекачиваемого продукта и внешние нормативные воздействия на весь период эксплуатации.

Номинальный диаметр нефтепровода

Наружный диаметр трубы, соответствующий нормативному документу на ее изготовление.

Обжимная приварная муфта

Ремонтная конструкция, при установке которой производится обжатие дефектного участка нефтепровода с последующей ее приваркой к трубе.

Овальность трубы

Отклонение от круглости поперечного сечения трубы, при котором наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях.

Ограниченный участок нефтепровода

Участок линейной части нефтепровода длиной до 100 м.

Околошовная зона

Переходная зона между сварным швом и основным металлом трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от края сварного шва.

Протяженный участок нефтепровода

Участок линейной части нефтепровода длиной более 100 м.

Ремонтная конструкция

Конструкция, установленная на нефтепроводе для ремонта дефектов.

Ширина дефекта (длина по окружности трубы)

Максимальный геометрический размер дефекта по поверхности трубы перпендикулярно ее оси.

Шлифовка

Метод ремонта, заключающийся в том, что путем шлифования в зоне дефекта снимается слой металла для снижения концентрации напряжений.


3. Общие положения
3.1 Требования данного РД являются обязательными при выборочном и капитальном ремонте линейной части магистральных нефтепроводов и распространяются на магистральные и технологические нефтепроводы, входящие в систему ОАО "АК "Транснефть".

3.2 Дефекты, подлежащие ремонту, должны определяться по результатам внутритрубной диагностики или внешнего дефектоскопического обследования (визуального и приборного).

3.3 Необходимость проведения ДДК конкретных типов дефектов определяется настоящим РД.

3.4 Назначение методов ремонта дефектов должно проводиться в соответствии с требованиями настоящего РД.

3.5 С момента ввода настоящего РД проведение ремонтов методами, нерегламентированными данным РД, не допускается.

3.6 Ремонт дефектов линейной части магистральных и технологических нефтепроводов могут выполнять предприятия и организации, имеющие Лицензию Госгортехнадзора России или его региональных органов на этот вид деятельности.

3.7 При производстве ремонтных работ по устранению дефектов должны выполняться требования по охране труда и технике безопасности в соответствии с существующими положениями, инструкциями, регламентами.

3.8 Дефекты первоочередного ремонта устраняются как при капитальном, так и при выборочном ремонте.

3.9 При капитальном ремонте с заменой изоляции производится ремонт монтажных и заводских сварочных швов и стенки трубы с устранением в обязательном порядке всех дефектов, подлежащих ремонту, в соответствии с классификацией по настоящему РД.
4 Классификация дефектов
4.1 Дефект магистрального и технологического нефтепровода – это отклонение геометрического параметра стенки трубы, сварного шва, показателя качества материала трубы, не соответствующее требованиям действующих нормативных документов и возникающее при изготовлении трубы, строительстве или эксплуатации нефтепровода, а также недопустимые конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на магистральные и технологические нефтепроводы и обнаруживаемые внутритрубной диагностикой, визуальным или приборным контролем или по результатам анализа исполнительной документации объекта.

4.1.1 Дефекты геометрии трубы - это дефекты, связанные с изменением ее формы. К ним относятся:

"Вмятина" - локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси нефтепровода.

"Гофр" - чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода.

"Овальность" – дефект геометрии, при котором сечение трубы имеет отклонение от круглости, а наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях.
4.1.2 Дефекты стенки трубы. К ним относятся:

"Потеря металла" - изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления.

"Риска" (царапина, задир) - потеря металла стенки трубы, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом при взаимном перемещении.

"Расслоение" - несплошность металла стенки трубы.

"Расслоение с выходом на поверхность” (закат, плена прокатная) - расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.

"Расслоение в околошовной зоне" - расслоение, примыкающее к сварному шву.

"Трещина – дефект в виде узкого разрыва металла стенки трубы.
4.1.3 Дефекты сварного шва – это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне, типы и параметры которых установлены нормативными документами (СНиП III-42-80, ВСН 012-88, СП 34-101-98), - выявленные методами визуально-измерительного, ультразвукового, радиографического, магнитографического контроля и внутритрубной диагностикой.

К дефектам сварного шва относятся:

Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, классифицируются как "несплошности плоскостного типа" поперечного/продольного/спирального сварного шва.

Поры, шлаковые включения, наружные дефекты (утяжина, подрез, превышение проплава) – классифицируются как "аномалии" поперечного/продольного/спирального сварного шва.

Смещение кромок - дефект сборки в виде несовпадения срединных линий стенок стыкуемых труб (для кольцевого шва) или стыкуемых листов (для спиральных и продольных швов), классифицируется как "смещение" поперечного/продольного/спирального сварного шва.

4.1.4 Комбинированными дефектами являются комбинации из приведенных в п.п. 4.1.1 – 4.1.3 дефектов. К таким дефектам относятся:

4.1.5 К дефектам нефтепровода относятся недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85*:


4.2 Дефекты, обнаруженные на магистральном и технологическом нефтепроводах подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).

4.2.1 Дефектами, подлежащими ремонту, являются дефекты труб, конструктивные элементы, соединительные детали, установленные на магистральных и технологических нефтепроводах, параметры которых не соответствуют требованиям СНиП, ГОСТ, ВСН, и других нормативных документов, и относятся по ним и методикам, согласованным с Госгортехнадзором России к повреждениям.

4.2.2 Дефектами первоочередного ремонта являются дефекты, представляющие повышенную опасность для целостности нефтепровода при его эксплуатации и подлежащие ремонту в первую очередь для восстановления несущей способности трубы.

4.2.3 Критерии классификации дефектов на ДПР и ПОР приведены в таблице 4.2.

4.2.4 Соединительные детали (тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники), не соответствующие СНиП 2.05.06-85* и установленные на линейной части МН, технологических трубопроводах НПС, работающих при давлениях (допустимых) более 2,0 МПа классифицируются как ПОР.

4.2.5 Соединительные детали, не отвечающие требованиям СНиП 2.05.06-85*, установленные на технологических трубопроводах НПС и работающих при давлениях менее 2,0 МПа подлежат дополнительному дефектоскопическому контролю по определению качества сварных соединений и состояния стенки на наличие или отсутствие в них дефектов ПОР. По результатам ДДК уточняется их классификация.

4.2.6 Дефекты, параметры которых не могут быть определены только по данным ВИП или могут содержать дополнительные дефекты, с целью более точного определения степени опасности дефекта и очередности ремонта подлежат дополнительному дефектоскопическому контролю (ДДК) или дополнительному пропуску ВИП, технические возможности которого позволяют обнаруживать комбинированные дефекты. Необходимость проведения ДДК определяется таблицей 4.1.
Необходимость проведения ДДК

Таблица 4.1.

Описание и параметры дефекта

Цель проведения ДДК

Все дефекты ПОР, указанные в таблице 4.2.

Уточнение параметров, местоположения дефекта и метода ремонта.

Дефекты геометрии глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра

Определение наличия дополнительных повреждений в дефекте геометрии для уточнения очередности ремонта.

Дефекты ДПР при проведении ремонта

Уточнение параметров, местоположения дефекта и метода ремонта.


4.2.7 В первую очередь ДДК необходимо проводить для дефектов, имеющих глубину на уровне ограничений технических возможностей ВИП (глубиной 70% от толщины стенки трубы для магнитного дефектоскопа, с остаточной толщиной от 3 мм до 5,6 мм для ультразвукового дефектоскопа типа WM, указываемой в конкретных отчетах по внутритрубной диагностике).

4.2.8 Дефекты геометрии глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра, выявленные по результатам пропуска ВИП, включаются в состав дефектов ПОР, и по результатам ДДК определяется наличие в них дополнительных повреждений и уточняется их классификация.

При проведении ДДК используются следующие методы неразрушающего контроля:

Возможно применение (при необходимости) других методов контроля, обеспечивающих выявление дефектов и определение их параметров (капиллярный, вихретоковый и др.). Основные требования к проведению дополнительного дефектоскопического контроля дефектов изложены в Приложении А.

Классификация дефектов

Таблица 4.2.



Описание дефекта

Дефекты, подлежащие ремонту

Дефекты первоочередного ремонта



Дефект геометрии без дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам

Глубиной равной или более 3,5% от диаметра трубы

Глубиной равной или более 3,5% от диаметра трубы



Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву или расположенный на сварном шве

Глубиной более 6 мм

Глубиной равной или более 1 % от диаметра трубы, но не менее 6 мм.



Дефект геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной, потерей металла.

Все дефекты

Глубиной равной или более 1 % от диаметра трубы



Потеря металла (внешняя и внутренняя)

Глубиной равной или более 20 % от толщины стенки трубы

Глубиной равной или более 50 % от толщины стенки трубы.

Опасные по результатам расчета на статическую прочность



Риска, царапина, задир

Глубиной равной или более 0,2 мм

Глубиной равной или более 0,2 мм



Трещина по телу трубы или в сварном шве

Все дефекты

Все дефекты



Расслоение, расслоение в околошовной зоне

Опасные по результатам расчета на статическую прочность

Опасные по результатам расчета на статическую прочность



Расслоение с выходом на поверхность

Все дефекты

Опасные по результатам расчета на статическую прочность



Аномалия поперечного шва

Суммарной длиной по окружности равной или более 1/6?DН

Суммарной длиной по окружности равной или более 1/3?DН

С размерами, превышающими допустимые значения по СНиП III-42-80 и ВСН 012-88

Опасные по результатам расчета на статическую прочность


Продолжение таблицы 4.2.




Описание дефекта

Дефекты, подлежащие ремонту

Дефекты первоочередного ремонта



Несплошность

плоскостного типа

поперечного шва

Суммарной длиной по окружности равной или более 1/6?DН

Суммарной длиной по окружности равной или более 1/6?DН

С размерами, превышающими допустимые значения по СНиП III-42-80 и ВСН 012-88

Опасные по результатам расчета на статическую прочность



Смещение поперечного шва

С размерами, превышающими допустимые значения по СНиП III-42-80 и ВСН 012-88

Глубиной равной или более 25% толщины стенки трубы и длиной по окружности трубы равной или более 1/3?DН

Опасные по результатам расчета на статическую прочность



Аномалия продольного (спирального) шва

Один дефект длиной по оси трубы более 13 мм на длине 150 мм по оси трубы или 2 дефекта длиной по оси трубы более 7 мм на длине 150 мм по оси трубы.

Длиной по оси трубы равной или более *

Опасные по результатам расчета на статическую прочность



Несплошность плоскостного типа продольного (спирального) шва

Один дефект длиной по оси трубы более 13 мм на длине 150 мм по оси трубы или 2 дефекта длиной по оси трубы более 7 мм на длине 150 мм по оси трубы.

Длиной по оси трубы равной или более * при любой глубине

Опасные по результатам расчета на статическую прочность



Смещение продольного (спирального) шва

Глубиной равной или более 10% толщины стенки трубы

Длиной по оси трубы равной или более * при любой глубине смещения.

Опасные по результатам расчета на статическую прочность


*t – толщина стенки трубы

Продолжение таблицы 4.2.



Описание дефекта

Дефекты, подлежащие ремонту

Дефекты первоочередного ремонта



Недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85*:

а) тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники;

б) плоские и другие заглушки и днища;

в) патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;

г) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;

д) накладные элементы из труб ("корыта"), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные нормативными документами.

Недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85*:

а) тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники;

б) плоские и другие заглушки и днища;

в) патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;

г) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;

д) накладные элементы из труб ("корыта"), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные нормативными документами и классифицированные в соответствии с п. 4.2.4 и

4.2.5 настоящего РД

Недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85*:

а) тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники, эксплуатируемые при давлении свыше 2 МПа;

б) плоские и другие заглушки и днища,

в) патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;

г) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров при сроках эксплуатации превышающих, указанные в таблице 6.1;

д) накладные элементы из труб ("корыта"), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные нормативными документами и классифицированные в соответствии с п. 4.2.4 и

4.2.5 настоящего РД



Недопустимые настоящим РД ремонтные конструкции и методы ремонта.

Временные ремонтные конструкции.

Недопустимые настоящим РД ремонтные конструкции и методы ремонта.

Временные ремонтные конструкции при сроках эксплуатации превышающих, указанные в таблице 6.1.

Недопустимые настоящим РД ремонтные конструкции и методы ремонта.

Временные ремонтные конструкции при сроках эксплуатации превышающих, указанные в таблице 6.1.

5 Порядок проведения ремонта дефектов
5.1 Устранение дефектов, подлежащих ремонту, может производиться как выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами, регламентированными настоящим РД, так и капитальным ремонтом с заменой трубы и с заменой изоляции на протяженных участках нефтепровода. При капитальном ремонте с заменой изоляции должен производиться ремонт всех имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей заменой изоляции.
5.2 Выбор вида ремонта (выборочный, капитальный с заменой труб, капитальный с заменой изоляции) производится в зависимости от:


5.3 Очередность ремонта дефектов ПОР определяется исходя из следующих критериев:

В первую очередь подлежат ремонту и устранению дефекты:

В зависимости от значимости нефтепровода первоочередному ремонту и устранению подлежат дефекты, расположенные на:



6. Методы ремонта дефектных участков нефтепровода
6.1. Запрещается установка на нефтепроводах заплат всех видов, накладных элементов ("корыта") и других, нерегламентированных настоящим РД конструктивных элементов. Все ранее установленные на нефтепроводах заплаты и накладные элементы должны быть заменены постоянными методами ремонта в сроки, указанные в таблице 6.1 с момента их установки.
6.2 Разрешенные методы ремонта.

Для ремонта дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта:

Методы ремонта нефтепроводов подразделяются на методы постоянного ремонта и методы временного ремонта.

К методам постоянного ремонта относятся методы, восстанавливающие несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

К методам и конструкциям для постоянного ремонта (для типов дефектов, ремонт которых разрешен данным методом в соответствии с таблицами 6.2 – 6.11) относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр, патрубок с эллиптическим днищем, допустимый диаметр которого определяется по таблице 6.12.

Конструкции временного ремонта применяются на ограниченный период времени, установка их в плановом порядке запрещается. К конструкциям для временного ремонта относятся необжимная приварная муфта и муфта с коническими переходами. Муфты этих типов разрешается применять для аварийного ремонта с последующей заменой в течение одного календарного месяца и для ремонта гофр на срок не более одного года с обязательной последующей заменой на постоянные методы ремонта.

Допустимый срок эксплуатации ранее установленных муфт с коническими переходами, необжимных приварных муфт и заплат определяется по таблице 6.1 в зависимости от отношения максимального рабочего давления в зоне дефекта к проектному давлению нефтепровода.

Допустимый срок эксплуатации ранее установленных муфт и заплат
Таблица 6.1

Р раб.махпроект ,%

Срок эксплуатации с момента установки, лет

муфты с коническими переходами

необжимные приварные муфты

Заплаты

вварные и накладные

100%

3

6

6

90%

4

7

7

80%

5

9

9

70%

6

12

12

60%

8

15

15

50% и менее

12

15

15


По истечении срока, указанного в таблице 6.1. и отсчитываемого с момента проведения установки, муфты с коническими переходами, необжимные приварные муфты и заплаты должны быть заменены на постоянные методы ремонта.

Дефекты в сочетании с технологическими кольцами от демонтированных необжимных приварных муфт или муфт с коническими переходами, а также вварные и накладные заплаты, могут быть отремонтированы с помощью композитных муфт.

Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях, в условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной, согласованной и утвержденной в установленном порядке и иметь паспорт.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.
6.3 Методы ремонта дефектов различных типов

В таблицах 6.2-6.11 приведены регламентированные настоящим РД методы постоянного ремонта дефектов нефтепроводов с учетом параметров дефекта и несущей способности ремонтной конструкции.

На рисунках таблиц 6.13 и 6.14 показаны типы ремонтных конструкций, используемых при ремонте в соответствии с настоящим РД.
Методы постоянного ремонта дефектов геометрии

(вмятины, гофры, овальности)

  1   2   3   4   5


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации