Эксплуатации трубопроводов
Надежность и безопасность работы технологических трубопроводов зависят от многих факторов, встречающихся в самых ^разнообразных сочетаниях. Основными из них являются: параметры и физико-химические свойства перекачиваемой среды (давление, температура, скорость потока, коррозионность, по-жаро- и взрывоопасность и т. д.); свойства материалов, из которых изготовлен трубопровод (прочность, пластичность, стойкость к коррозии); характер нагрузок, действующих на трубопровод; расположение трубопровода (надземный, подземный, внутрицеховой, межцеховой); длительность эксплуатации трубопровода и др. Однако в большинстве случаев внезапный выход трубопроводов из строя происходит в результате нарушений правил эксплуатации и технологического режима, некачественной ревизии и ремонта. По данным ЦНИИТЭнефтехим, проводившего анализ отказов отдельных' видов оборудования по процессам на нефтеперерабатывающих заводах, около 60% внезапных отказов технологических трубопроводов происходит в результате неполной ревизии и ремонта.
Наиболее вероятной причиной раскрытия стыков являются равномерные температурные деформации элементов резьбового соединения. Деформации, возникающие на фланцах при тепловом потоке из трубы в окружающее пространство учитываются при проектировании трубопроводов для транспортировки горячих нефтепродуктов. Если значения температуры щеки фланца, гайки и шпильки обозначить соответственно индексами 1, 2 и 3, то в условиях нормальной эксплуатации трубопровода, когда тепловой по-' ток направлен от транспортируемого нефтепродукта к окружающей среде, устанавливается соотношение Ti>Tz>Ts.
Надежность и безопасность работы технологических трубопроводов зависит от многих факторов, встречающихся в самых разнообразных сочетаниях. Основными из них являются- параметры и физико-химические свойства перекачиваемой среды (давление, температура, скорость потока, коррозионность, пожаро- и взрывоопасность и т. д.); свойства материалов, из которых изготовлен трубопровод (прочность, пластичность, стойкость к коррозии); характер нагрузок, действующих на трубопровод; расположение трубопровода (надземный, подземный, внутрицеховой, межцеховой); длительность эксплуатации трубопровода и др. Однако в большинстве случаев внезапный выход трубопроводов из строя происходит в результате нарушений правил эксплуатации и тех-* нологического режима, некачественной ревизии и ре» монта. По данным ЦНИИТЭнефтехим, проводившего анализ отказов отдельных видов оборудования по процессам на нефтеперерабатывающих заводах, око* ло 60% внезапных отказов технологических трубопроводов происходит в результате не полной ревизии и ремонта.
Для ревизии подземных трубопроводов вскрывают и вынимают грунт на отдельных участках длиной не менее 2 м каждый с последующим снятием изоляции, осмотром противокоррозионной защиты, визуальным осмотром трубопровода, промером толщины стенок, а при небходимости, по усмотрению представителя технадзора, вырезают отдельные участки. Число участков, подлежащих ревизии, в зависимости от условий эксплуатации трубопровода, устанавливает служба технадзора предприятия из расчета один участок на 200—300 м длины трубопровода. Способы ревизии подземных трубопроводов аналогичны способам ревизии надземных трубопроводов.
(хрупкое разрушение со стороны наружной поверхности трубы перпендикулярное к ней с образованием "камневидного" излома сменяется вязким (шиферным) доломом к внутренней поверхности трубы. Следует отметить наличие расщеплений, свойственных для разрушения высокопрочных сталей контролируемой прокатки на последних этапах деформирования перед окончательным доломом. Очаги разрушения находились в нижнем полупериметре трубы на "5-7 часах". В очаговых зонах кроме магистральных трещин имелось множество нераскрывшихся трещин. Кроме трещин в очаге на участках газопроводов были выявлены продольные и поперечные трещины, которые в случае дальнейшей эксплуатации трубопровода могли создать другой потенциальный очаг разрушения. Наличие таких трещин, возможное и на других участках магистральных газопроводов, представляет потенциальную опасность при дальнейшей их эксплуатации. Для предотвращения стресс-коррозия необходимо принятие мер по прогнозированию и определению очагов растрескивания.
Как известно, трубопроводы большого диаметра, имеющие обычно пленочную изоляцию, подвержены подпленочной коррозии из-за разгерметизации шва между смежными витками при геликоидальном нанесении изоляционной ленты Вероятность разгерметизации повышается с увеличением температуры эксплуатации трубопровода, с понижением температуры окружающей среды в период нанесения изоляции и с ослаблением натяжения изоляционной ленты. Морщины и гофры в покрытии, приводящие к отслоению ленты в нахлесте, возникают в результате воздействия на покрытие вертикального давления груша, поперечных и продольных перемещений трубопровода на искривленных участках при сооружении и эксплуатации. Как известно, при эксплуатации трубопровода нахлест - уязвимое место с точки зрения проникновения агрессивных реагентов к поверхности трубопровода. Поэтому, особенно в зонах риска с точки зрения КРН, необходимо следить за герметичностью нахлеста, учитывая, что клей в применяемых изоляционных лентах наносится только на одну сторону, а многие полимерные материалы внахлестку практически не приклеиваются. Если полимерные ленты в нахлесте не склеены между собой, то под ними трубопровод не защищен от коррозии.
обертки с небольшим значением относительного удлинения и увеличение их натяжения при нанесении пропорционально температуре эксплуатации трубопровода в зонах риска за КС позволят уменьшить вероятность отслоения изоляции.
(хрупкое разрушение со стороны наружной поверхности трубы перпендикулярное к ней с образованием "камневидного" излома сменяется вязким (шиферным) доломом к внутренней поверхности трубы. Следует отметить наличие расщеплений, свойственных для разрушения высокопрочных сталей контролируемой прокатки на последних этапах деформирования перед окончательным доломом. Очаги разрушения находились в нижнем полупериметре трубы на "5-7 часах". В очаговых зонах кроме магистральных трещин имелось множество нераскрывшихся трещин. Кроме трещин в очаге на участках газопроводов были выявлены продольные и поперечные трещины, которые в случае дальнейшей эксплуатации трубопровода могли создать другой потенциальный очаг разрушения. Наличие таких трещин, возможное и на других участках магистральных газопроводов, представляет потенциальную опасность при дальнейшей их эксплуатации. Для предотвращения стресс-коррозия необходимо принятие мер по прогнозированию и определению очагов растрескивания.
Как известно, трубопроводы большого диаметра, имеющие обычно пленочную изоляцию, подвержены подпленочной коррозии из-за разгерметизации шва между смежными витками при геликоидальном нанесении изоляционной ленты Вероятность разгерметизации повышается с увеличением температуры эксплуатации трубопровода, с понижением температуры окружающей среды в период нанесения изоляции и с ослаблением натяжения изоляционной ленты. Морщины и гофры в покрытии, приводящие к отслоению ленты в нахлесте, возникают в результате воздействия на покрытие вертикального давления rpyma, поперечных и продольных перемещений трубопровода на искривленных участках при сооружении и эксплуатации. Как известно, при эксплуатации трубопровода нахлест - уязвимое место с точки зрения проникновения агрессивных реагентов к поверхности трубопровода. Поэтому, особенно в зонах риска с точки зрения КРН, необходимо следить за герметичностью нахлеста, учитывая, что клей в применяемых изоляционных лентах наносится только на одну сторону, а многие полимерные материалы внахлестку практически не приклеиваются. Если полимерные ленты в нахлесте не склеены между собой, то под ними трубопровод не защищен от коррозии,
Ремонт газопроводов на месте проявления КРН с заменой участка трубы при использовании пленочной изоляции и отсутствии плотного прилегания грунта к трубе создаст предпосылки для ускоренной стресс-коррозии ремонтированного участка. При аварийных работах в случае отсутствия труб с заводской изоляцией на указанных участках важно обеспечить хорошее натяжение изоляционной ленты и предотвратить провисание трубопровода. Обогрев изоляционной лепты, использование обертки с небольшим значением относительного удлинения и увеличение их натяжения при нанесении пропорционально температуре эксплуатации трубопровода в зонах риска за КС позволят уменьшить вероятность отслоения изоляции.
• нанесение на внутреннюю поверхность ремонтируемого трубопровода, предварительно очищенного и промытого, цементно-песчаного слоя различной толщины. Со временем после интенсивной эксплуатации трубопровода происходит механическое или химическое разрушение цементно-песчаного слоя. Это во многом предопределяет нецелесообразность использования защитных цементно-песчаных покрытий в водоотводящих сетях [4];
В связи с этим важное значение имеет безопасная и безаварийная эксплуатация трубопроводов и арматуры. Трубопроводы и арматура в технологических схемах нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов занимают большой объем. Для повышения безопасности на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности разработаны Руководящие указания по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке стальных технологических трубопроводов, транспортирующих жидкие и газообразные неагрессивные и агрессивные среды (включая огне-взрывоопасные жидкости и сжиженные газы) в пределах рабочих давлений от 0,001 МПа (вакуум) до 10 МПа и рабочих температур от —150 до 700 °С. Однако все еще значительное число аварий обусловлено недостатками при эксплуатации трубопроводов.
Наиболее часты аварии на трубопроводах и оборудовании, эксплуатируемых без своевременно проведенного капитального ремонта. Чрезмерно большая продолжительность ремонтного цикла приводит к осложнениям при эксплуатации трубопроводов и оборудования.
Утечка жидких углеводородов при эксплуатации трубопроводов и оборудования может привести к серьезным последствиям. Особенно опасна утечка сжиженных углеводородных газов, так как при их воспламенении часто возникает фронт нестационарного быстрого горения или детонации. Условия возникновения детонации еще недостаточно изучены. До недавнего времени считали, что детонировать могут лишь быстрогорящие смеси: водород— воздух, водород — кислород; смеси непредельных углеводородов с воздухом и кислородом; смеси предельных углеводородов с кислородом. В настоящее время считают, что детонировать могут почти все газообразные углеводороды в смеси с воздухом [45]. Для детонации (взрывов) характерны три особенности: создается пик давления, примерно в 20 раз превышающий пик давления обычного взрыва при тех же начальных условиях; фронт детонации распространяется со сверхзвуковыми скоростями; детонация создает прямой удар разрушительной силы, а не гидростатическое давление.
Для обеспечения безаварийной работы при транспортировании нефтепродуктов по трубопроводам прежде всего необходимо строго соблюдать и выполнять требования безопасности, изложенные в соответствующих нормативных документах. Устройство и расположение нефтепроводов должны соответствовать «Противопожарным нормам проектирования предприятий, зда-«ий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности». Технологические трубопроводы необходимо обслуживать в соответствии с требованиями «Руководящих указаний по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов с давлением до .10 МПа (РУ—75)» и «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов» (ПУГ—69). Для каждой установки должна быть составлена схема расположения подземных и надземных трубопроводов. Все изменения в расположении трубопроводов должны быть отражены на схеме. Прокладка транзитных трубопроводов и взрывопожароопасными продуктами над и под наружными установками, зданиями, а также через них не допускается. Это требование не распространяется на уравнительные и дыхательные трубопроводы, проходящие над резервуарами.
После монтажа или ремонта трубопровод должен быть продут или промыт для удаления грязи, окалины и посторонних предметов в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов» (ПУГ—69). Все технологические трубопроводы испытывают на прочность и плотность перед пуском их^в эксплуатацию после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, разборки фланцевых соединений, после консервации или простоя более одного года, а также во время проведения периодических ревизий в соответствии со СНиП-31—78 и РУ—75. Эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрывопожароопасных, токсичных и агрессивных сред, при наличии^ «хомутов» запрещена. Если два трубопровода с разной средой соединены между собой двумя задвижками, между которыми имеется спускная линия (воздушник), то не реже одного раза в смену проверяют герметичность задвижек, закрывая — открывая вентиль на воздушке. Нормальное положение воздушника — открытое, что гарантирует контроль разобщенности,, системы.
Проектирование, монтаж и эксплуатация трубопроводов, транспортирующих сжиженные нефтяные газы, должна проводиться в соответствии с требованиями СНиП 111-31—78, «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов» (ПУТ—69) и «Правилами безопасности при хранении и транспорте сжиженных углеводородных газов», «Инструкцией по проектированию стальных трубопроводов при Ру до 10 МПа» (СН 527—80).
37. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов. М., Недра, 1970. 167 с.
В технологических схемах современных химических производств большой объем занимают трубопроводы и арматура, от состояния которых зависят условия безопасности. Для повышения безопасности на химических предприятиях разработаны и в 1970 г. изданы специальные Правила устройства и эксплуатации трубопроводов горючих, токсичных и сжиженных газов, в соответствии с которыми в промышленности проведена большая работа по улучшению состояния трубопроводов. Однако все еще известны случаи аварий, обусловленные недостатками эксплуатации трубопроводов.
Повышение уровня эксплуатации трубопроводов, своевременное выявление дефектов, качественный ремонт и отбраковка непригодных для работы узлов и деталей на отдельных предприятиях сдерживается малоэффективными методами контроля. Поэтому следует ускорить оснащение служб технического надзора предприятий с пожаро-взрывоопасными производствами совершенными средствами неразрушающих методов контроля — ультразвуковыми и магнитными дефектоскопами, радиоизотопными толщиномерами, рентгеновской и другой аппаратурой.
Нормативами предусмотрены требования к проектированию, монтажу и безопасной эксплуатации трубопроводов (ПУГ-69) *. Межцеховые трубопроводы следует прокладывать только по эстакадам; арматуру нужно устанавливать в местах, доступных и удобных для обслуживания. Продолжительность пробега хлорной арматуры, установленной на оборудовании и трубопроводах склада жидкого хлора, расположенных на открытых площадках, должна составлять 70% от действующей на предприятии нормы пробега для арматуры, установленной в здании. На трубопроводах после компрессоров необходимо предусмотреть обратные клапаны.
Технологические параметры работы трубопроводов и свойства продуктов заставляют обращать особое внимание на обеспечение безопасности при сооружении и эксплуатации трубопроводов. Большую опасность представляют собой трубопроводы, транспортирующие горючие газы.
 Читайте далее:
 Эффективности инновационных
Электрической блокировки
Электрической проводимости
Электрическое освещение
Электрического напряжения
Чрезмерном повышении
Электричества необходимо
Электризации нефтепродуктов
Электродной проволоки
Чрезвычайных ситуациях
Электромашинных помещениях
Эффективности общественного производства
Электромагнитов управления
Чрезвычайное происшествие
Электрооборудова электромонтер
|
