Изучение основных положений по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Конструкции и состав линейной части магистральных нефтепроводов

1.1 Линейная часть магистральных нефтепроводов

1.2 Основные характеристики конструкции линейной части

1.3 Трубы для нефтепроводов

1.4 Устройства пуска и приёма средств очистки и диагностики

1.5 Трубопроводная арматура

2. Понятие и виды запорной арматуры

3. Типы устройств

3.1 Краны

3.2 Клапаны

3.3 Задвижки

3.4 Заслонки

4. Обслуживание и ремонт линейной части нефтепроводов и запорной аппаратуры

4.1 Правила безопасного обслуживания запорной арматуры

4.2 Контроль работоспособности арматуры

4.3 Объём работ по техническому обслуживанию

4.4 Объём работ при капитальном ремонте

4.5 Нормативы ТО и ремонта

4.6 Ремонт и обслуживание линейной части нефтепровода

4.7 Порядок проведения ремонта дефектов

4.8 Методы ремонта дефектов различных видов

5. Расчёт экономической эффективности

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

В современных условиях нефтепродукты и нефть являются потребительски важными массовыми грузами, поэтому транспортная система должна обеспечивать бесперебойную и непрерывную их доставку на нефтеперерабатывающие заводы и с заводов или непосредственно с месторождений до потребителей качественно, в минимальные сроки, максимально дешевым методом и с минимальными потерями.

При рассмотрении системы трубопроводного транспорта нефти можно отметить, что ей характерны некоторые особенности, такие как взаимосвязь с прочими отраслями промышленности, непрерывность функционирования, территориальная распределенность, сложность, постоянство развития и обновления, многоцелевой характер и неравномерность приема и сдачи нефти.

В настоящее время при проектировке систем трубопроводного транспорта нефти нужно обеспечивать техническую осуществимость в соединении с ведущими технологиями, экологическую безопасность, экономическую эффективность, а также высокую надежность в процессе эксплуатации.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

По различным причинам могут происходить повреждения нефтепроводов, приводящие к остановке перекачивания нефти, выливанию нефти через ранее повреждённую трубу, а также нефтяное загрязнение окружающей среды. Чтобы ликвидировать аварии на нефтепроводах на предприятиях, занимающихся эксплуатацией нефтепроводов, применяются специальные аварийные службы. Они должны в кратчайший срок ликвидировать аварию и свести к минимуму влияние разлитой нефти, а также её негативное воздействие на окружающую среду и восстановить нормальную работу нефтепровода.

Научными организациями и производством изготавливаются и выпускаются специальные технические средства для обычного (планового) и аварийного ремонта нефтепроводов. Процесс организации и осуществления планового обслуживания и аварийно-восстановительных работ на нефтепроводах осуществляется строго в соответствии с нормативными документами и правилами.

Объект исследования курсовой работы - магистральные нефтепроводы.

Предмет исследования - организация технического обслуживания и ремонта нефтепроводов.

Цель курсовой работы - изучить и обобщить основные положения по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов, пути улучшения обслуживания и ремонта нефтепроводов.

1. Конструкции и состав линейной части магистральных нефтепроводов

1.1 Линейная часть магистральных нефтепроводов

Линейная часть магистральных нефтепроводов в соответствии со СНиП 2.05.06-86 и ВИТП 2-86 включает:

- трубопровод с лупингами (участок линейной части нефтепровода, проложенный параллельно основному для увеличения пропускной способности), узлами пуска и приема очистных механизмов, запорной арматурой, переходами через препятствия, искуственные и естественные, разветвлениями, а также блокировочные трубопроводы, средства телемеханики трубопроводов, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, сооружения и линии технологической связи;

- линии электропередач, которые предназначены для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

- противоразрушающиеся, а также защитные конструкции трубопроводов, средства, предотвращающие пожар;

- цистерны для хранения и дегазирования конденсата, нефтепродуктов, амбары для выпуска нефти в случае аварии, конденсата и сжиженных углеводородов;

- здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

- вертолетные площадки, которые расположены вдоль трассы трубопровода, а также подъезды к ним, сигнальные и опознавательные знаки местонахождения трубопроводов, постоянные дороги;

- пункты подогрева нефтепродуктов и нефти;

- предупредительные знаки и указатели.

Линейная часть при выборе трасс, переходов через препятствия, непосредственно устройства защитных сооружений, различных расчетов нефтепроводов на устойчивость (включая определения толщины стенок труб) и прочность, противооползневых и противоэрозионных мероприятий, коррозионной защите, материалов и изделий должна быть спроектирована в соответствии со СНиП 2.05.06 -- 85.

1.2 Основные характеристики конструкции линейной части

К основным характеристикам конструкции линейной части относятся следующие группы данных:

конструктивная схема прокладки трубопровода; координаты, которые определяют направление продольной оси трубопровода на протяжении всей трассы;

пространственные характеристики конструктивных деталей с указанием допустимых отклонений от номинальных размеров, в том числе искажения формы изделий (диаметры труб, номинальный наружный и внутренний, толщина стенки; нормативный допускаемый разброс данных значений, геометрические характеристики формы сварных швов, допустимое отклонение поперечного сечения трубы от круговой формы и т.д.);

физико-механические характеристики, в том числе прочностные свойства применимых материалов и аналогичные характеристики металлов непосредственно в зоне сварных швов. Объем и состав нужной информации должен быть скорректирован или создан с учетом расчётных схем, выбранных для их реализации;

данные о размещении и плотности дефектов в трубе, а также данные о начальных и текущих дефектах материала труб, в том числе перечень всех возможных дефектов.

Диаметр трубопроводов линейной части определяется расчетом строго в соответствии с нормами технологического проектирования.

Когда необходимость в транспортировании продукта в обратном направлении отсутствует, трубопроводы проектируются из труб со стенкой разной толщины с учётом зависимости от падения рабочего давления непосредственно по длине трубопровода и условий эксплуатации.

Допускаемые в трубопроводе радиусы изгиба в горизонтальной и вертикальной плоскостях обычно определяют расчетом из местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения, а также условия прочности. Минимальный радиус изгиба по условиям прохождения очистных механизмов составляет не менее его пяти диаметров.

Длина прямых вставок (патрубков), которые ввариваются в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. В обвязочных трубопроводах допускаются вставки длиной не менее 100 мм, когда их диаметр не превышает 530 мм.

На трассе трубопровода непосредственно предусматривается создание сигнальных железобетонных или деревянных знаков, имеющих высоту 1,5 -- 2 м от поверхности земли, они должны быть оснащены щитами с надписями-указателями. Важно отметить, что знаки устанавливаются в пределах видимости, но при этом не более, чем через 500 м, и также на углах поворота дополнительно. Категории участков нефтепроводов определяются по СНиП 2.05.06--85.

1.3 Трубы для нефтепроводов

Стальные трубы - это основной вид труб для нефтепроводов. Высокая стабильность, отличная несущая способность, высокая стабильность технологических, а также механических свойств достигаются из-за совершенствования их технологии изготовления и внесения разных испытаний, в том числе стопроцентного контроля качества металла и сварных швов. Вследствие этого трубы стали более надежными и долговечными.

Для ремонта и изготовления резервуаров и газонефтепроводов используется низколегированная сталь, обладающая рядом преимуществ в сравнении с обыкновенной углеродистой сталью: ее предел текучести у1 выше на 50 % и более, она менее чувствительна к старению, менее склонна к хладноломкости, коррозионная стойкость выше в 1,5 раза, чем у стали ВСтЗ.

Для строительства магистральных трубопроводов применяются трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и специальных конструкций, которые изготовленны из полуспокойных и спокойных углеродистых сталей диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных сталей в термически упрочненном состоянии для труб диаметром до 1420 мм.

Прямошовные трубы дороже, чем спиральношовные, так как стальная лента дешевле на 20--35% широколистовой стали. При этом достигается десятипроцентная экономия металла по причине снижения его расхода на обрезку после прокатки, уменьшения допусков по толщине и отходов при обрезке концов труб. Из-за спирального шва труба становится более жесткой и лучше сохраняет форму при транспортировке. Во время эксплуатации трубопровода из спиральношовных труб главные напряжения находятся под углом к направлению прокатки ленты, вследствие чего повышается работоспособность металла.

Достоинством спиральношовных труб является в том числе то, что при их изготовлении металл труб почти не изменяет своих вязких и пластических свойств, а процесс производства труб хорошо поддается механизации и автоматизации. Кроме этого, металл данных труб работает при более благоприятных условиях, нежели металл прямошовных труб по той причине, что волокна его катаной структуры направлены под углом навивки к продольной оси трубы. Но существуют и недостатки спиральношовных труб, главным из которых является большая протяженность сварных швов, в отличие от прямошовных труб спиральношовные трубы нельзя гнуть, и они плохо копируют местность.

Вследствие строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов в различных климатических условиях трубы делают в разном исполнении. В северном исполнении делают трубы, для которых температура эксплуатации от --20 до -- 400С, температура строительства -- 600С и более.

В обычном исполнении изготавливают трубы для трубопроводов, которые прокладываются в средней полосе и южных районах, для которых характерны иные показатели: температура эксплуатации от О0С и выше, а температура строительства принимается от 400С и выше.

1.4 Устройства пуска и приёма средств очистки и диагностики

На магистральных нефтепроводах предусматриваются устройства пуска и приёма скребка для очистки их при эксплуатации, которые помимо этого можно использовать с целью приема и пуска разделителей во время последовательной перекачке, а также поточных средств диагностики.

Конструкции приема и пуска скребка находятся на нефтепроводе на расстоянии до 300 км друг от друга и совмещаются с НПС. Они должны предусматриваться на ответвлениях и резервных нитках, имеющих протяженность более 3 км, и на отводах, имеющих протяженность более 5 км.

Схемы устройств пуска и приёма скребка в зависимости от того, как они расположены на нефтепроводе, обеспечивают разные варианты технологических операций: только пуск, только приём, прием и пуск.

Схемы устройств рассчитаны на предусмотрение возможности осуществления перекачки нефти непосредственно по нефтепроводу без остановки НПС при процессе очистки нефтепровода.

В состав устройств пуска, приёма включены:

Приборы контроля задавлением

Ёмкость для дренажа из камер приема и пуска

Трубопроводы, соединительные детали и арматуры.

Механизмы для запасовки, перемещения и извлечения очистных конструкций.

Сигнализаторы прохождения очистных устройств.

6. Камеры запуска, а также приёма очистных конструкций.

Трубопровод на одном очищаемом участке должен иметь равнопроходную линейную арматуру без выступающих деталей и узлов во внутрь трубопровода и иметь постоянный внутренний диаметр.

В процессе проектировании узлов равнопроходных лупингов от основного трубопровода и неравнопроходных ответвлений, у которых диаметр составляет более 0,3 основного диаметра трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, которые будут исключать возможность попадания в ответвление очистного устройства.

На участках, где трубопровод походит через естественные и искусственные препятствия, имеющих диаметр, который отличается от диаметра основного трубопровода, разрешается предусматривать самостоятельные узлы приема и пуска поточных устройств.

Трубопровод, а также узлы пуска и приема поточных устройств обязательно должны быть оборудованы сигнальными приборами, которые регистрируют прохождение устройств.

1.5 Трубопроводная арматура

Запорная арматура линейной части трубопроводов, которая устанавливается через каждые 10 -- 30 км, служит для отсекания части трубопровода при ремонте или аварии. С практической точки зрения арматура линейной части срабатывает достаточно редко (несколько раз в год). Более того, установка запорной арматуры предусматривается:

- на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более;

- на нефтепроводах при пересечении водных преград в одну нитку -- место размещения запорной арматуры принимается в зависимости от рельефа поверхности земли, примыкающей к переходу, и необходимости предупредить поступление транспортируемого продукта в водоем;

- на обоих берегах болот типа III протяженностью свыше 500 м;

- в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии не менее 15 м;

- на концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов, в том числе промышленных предприятий -- на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа на данной местности.

2. Понятие и виды запорной арматуры

Запорная арматура -- это вид арматуры трубопровода, который предназначен, чтобы перекрывать поток среды. Запорная арматура имеет широкое применение и составляет примерно 80% от всего количества применяемых изделий. К ней можно отнести пробно-спускную и контрольно-спускную арматуры, которые используются для проверки уровня жидкой среды, уровня отбора проб, а также выпуска воздуха из верхних полостей, дренажа и т.д.

К запорной арматуре принадлежат:

Заслонки(поворотные затворы)

Клапаны (вентили)

Задвижки

Краны

Запорная арматура в обязательном порядке должна иметь маркировку:

марку материала корпуса

условный проход, мм;

условное давление, МПа (разрешено указывать рабочее давление и допустимую температуру);

направление потока среды;

наименование или товарный знак изготовителя.

Также арматура с условным проходом больше 20 мм, которая изготовлена из легированной стали или цветных металлов, должна иметь паспорт установленной формы, где должны быть указаны сведения по химическому составу, режимам термообработки, механическим свойствам и итогам контроля качества изготовления неразрушающими способами.

3. Типы устройств

3.1 Краны

Трубопроводный кран -- это тип трубопроводной арматуры, имеющей запирающий или регулирующий элемент, который имеет форму тела вращения или, например, его части, поворачивается вокруг своей оси, которая расположена произвольно в отношении к направлению потока среды.

Краны могут представлять собой регулирующие, распределительные или запорные устройства и служат для работы с жидкими и газообразными средами, включая вязкие и загрязнённые, а также суспензии, пульпы и т.д. Краны используются на магистральных газопроводах и нефтепроводах, на резервуарах, в городском газоснабжении, на котлах и в других сферах.

Преимущества кранов:

применимость для вязких и загрязнённых сред;

небольшие габариты;

небольшое время, которое затрачивается на поворот;

простота конструкции.

Разные краны имеют и другие достоинства и недочёты, которые рассмотрены далее.

Управление кранами осуществляется вручную или с помощью механического привода: электрического, пневмо- и гидравлического. В шаровых кранах, которые установлены на магистральных газопроводах используются в том числе пневмогидравлические приводы, где на поршень в цилиндре действует жидкость под давлением газа, который отбирается из трубопровода, это обеспечивает безударное и плавное срабатывание привода.

Краны бывают по направлению потока проходными, угловыми и трёхходовыми. В проходных кранах направление потока не изменяется, в угловых - меняется на 90°, а в трёхходовых имеется два входных патрубка и один выходной, что позволяет потоки сред смешивать с различными параметрами. Последнее свойство трёхходовых кранов используют в устройстве, которое называется смеситель, часто применяющемся в сантехнике.

Главные различия в конструкции кранов заключаются в форме затвора, он может быть в виде шара, конуса или цилиндра. Современным и развивающимся представителем кранов является шаровой кран, а традиционным и наиболее часто использующимся, -- конусный кран. Цилиндрические краны применяются крайне редко.

Основными деталями крана являются корпус и затвор в виде шара, цилиндра или конуса. Для лёгкого прохода среды в затворе(пробке) создают сквозное отверстие. Управление краном производится путём поворота затвора. При повороте на 90° происходит полное перекрытие хода среды, а при повороте на меньшие углы перекрытие хода среды производится частично; это позволяет применять кран как регулирующее устройство. Также существуют трёхходовые краны, в которых пробка имеет дополнительные отверстия, используемые для перенаправления потока среды: при повороте пробки среда поступает из входного отверстия в какое-то одно из двух выходных. В зависимости от устройства крана в промежуточном положении среда также может направляться или в обоих направлениях, или полностью перекрываться. Наиболее часто применяются шаровые и конусные краны.

Шаровой кран - это вид крана, у которого запирающий или регулирующий элемент имеет форму сферы. Подвижным элементом (затвором) подобных кранов является шар - пробка сферической формы, по оси которой делается круглое сквозное отверстие для прохода среды. Для осуществления полного закрытия или открытия прохода в проходных кранах достаточно поворота шара на 90°. Диаметр отверстия чаще всего соответствует внутреннему диаметру трубопровода, на который устанавливается кран, называющийся в этом случае полнопроходным. При непосредственном проходе рабочей среды через полностью открытый кран гидравлические потери достаточно малы, почти такие же как во время прохода среды через трубу, которая по длине равна корпусу крана, а это в несколько раз меньше, чем в клапанах и задвижках. Такое ценное качество сделало шаровые краны базовым запорным устройством на линейной части магистральных газопроводов. Но несмотря на такое преимущество для уменьшения размеров и крутящих моментов, которые необходимы для управления арматурой, иногда используются суженные краны. Помимо общих достоинств, характерных для кранов, шаровые имеют ряд следующих уникальных достоинств:

достаточно малые гидравлические потери;

высокая и надёжная герметичность;

простая форма проточной части и отсутствие в ней застойных зон;

Сёдла в корпусе делаются из разных видов пластмасс в виде колец (в своём большинстве из фторопласта), что обеспечивает лёгкость, надёжную герметичность, плавность при повороте шаровой пробки, но при этом ограничивают применение данных кранов для сред, имеющих температуру не более 200 °C. Существует большое разнообразие исполнений шаровых кранов, но их основные различия в устройстве запорных органов: с шаром в опорах и с плавающим шаром (как правило, для небольших диаметров).

Рис. 3.1. Шаровой кран

Конусный кран - это разновидность крана, который имеет запирающий или регулирующий элемент в форме конуса.

Рис. 3.2. Конусный кран

В отличие от шаровых кранов, сквозное отверстие в пробке не является круглым, а имеет трапецевидную форму, оно обеспечивает проход среды во время открытия такого крана. Сёдлами называется внутренняя поверхность корпуса. Так, уплотнительными поверхностями запорного элемента являются конические поверхности -- наружная пробки и внутренняя корпуса.

В конусных кранах обеспечиваются два требования, которые трудно сочетать -- это требование создать плотный, а также герметичный контакт между коническими поверхностями пары корпус--пробка, при том обеспечивая свободный и плавный поворот пробки, никак не допуская её заклинивания или задирания уплотнительных поверхностей. Последнее требование создаёт необходимость производства корпусов и пробок из таких материалов, которые обладают отличными антифрикционными качествами (такие как латунь, бронза, чугун). Эти материалы ограничивают практическое применение конусных кранов давлением 1,6 МПа и диаметром 100мм. Также иногда изготавливают конусные краны из углеродистой стали с диаметром до 200 мм, но при этом пробку делают из чугуна, или становится применима специальная система смазки уплотнитель-ных поверхностей.

Весьма сложно изготовить и отрегулировать конусный кран таким образом, чтобы обеспечить хоть какую-то стабильную величину усилия, которое необходимо, чтобы повернуть пробку, именно поэтому они управляются вручную и почти непригодны для использования с электро- или пневмоприводами.

Помимо вышеперечисленных, конусные краны также имеют ряд других недостатков:

чтобы управлять конусными кранами, нужны большие крутящие моменты, это приводит к обязательности установки механического редуктора даже для крана с небольшим диаметром;

уплотнительным поверхностям необходимо тщательное обслуживание и смазка для того, чтобы избежать прикипания пробки к основному корпусу;

надёжность и герметичность крана достигается такой сложной процедурой как притирка конической пробки к корпусу.

Неравномерный по высоте износ пробок, приводящий к снижению герметичности крана при эксплуатации.

По способу уплотнения конусные краны делятся на сальниковые и натяжные и имеют также ряд специфических следующих конструкций:

краны со смазкой -- используются для снижения крутящих моментов в процессе управления кранами;

краны с подъёмом пробки -- используются для той же цели, но другим способом;

краны с обогревом -- применимы для застывающих нефтепродуктов;

пробно-спускные краны -- существуют для контроля наличия среды, отбор проб и т.д.

3.2 Клапаны

Запорный клапан (вентиль) -- это запорная и регулирующая арматура, которая конструктивно выполнена в форме клапана, что подразумевает, что её запирающий элемент двигается параллельно оси потока среды. Так же как и прочие виды запорной арматуры, вентили используются, чтобы полностью перекрыть своё проходное сечение, а следовательно и поток рабочей среды; то есть запирающий элемент, которым чаще является золотник, во время процесса эксплуатации расположен в положениях «открыто» или «закрыто». Для того, чтобы регулировать расход рабочей среды методом изменения проходного сечения часто применяются регулирующие клапаны, а также имеют место быть и запорно-регулирующие клапаны, которые совмещают все эти функции.

Необходимо заметить, что до 1982 года клапаны, с затвором, который перемещается с помощью резьбовой пары шпиндель--ходовая гайка, имели название вентилями, но данное наименование было упразднено и в настоящее время клапаном называют как арматуру с резьбовым шпинделем (который передаёт крутящий момент от привода), так и с гладким штоком (который передаёт поступательное усилие от привода). Клапаны вентильного вида управляются вручную или с помощью электропривода, а клапаны с гладким штоком -- гидро-, пневмо- или электромагнитным приводом, и также механическим приводом от прочих устройств. Вентили с быстродействующими поршневыми пневматическими приводами включены в состав защитной арматуры и называются отсечными.

Клапаны очень распространены как запорная арматура, что можно объяснить возможностью обеспечения тщательной герметизации в запорном органе с учётом сравнительной простоты конструкции. Клапаны могут быть применимы для жидких и также газообразных сред с достаточно широким диапазоном важных рабочих параметров, таких как давление -- от вакуума 5·10?3 мм рт. ст. до 250МПа и температура -- от -200 до +600 °C. Чаще всего клапаны используются на трубопроводах сравнительно небольших диаметров, потому что в случае больших размеров существенно возрастают усилия, необходимые для управления клапаном и усложняется конструкция, чтобы обеспечить правильную посадку затвора на седло корпуса.

Рис. 3.3. Стальной запорный клапан с ручным управлением.

Помимо вышеуказанных преимуществ клапаны имеют и другие, такие как:

наличие возможности применения при высоких температурах и высоких давлениях и вакуума, а также коррозионных и агрессивных сред;

относительная простота обслуживания и ремонта при эксплуатации.

Устройство клапанов во многом схоже с устройством задвижек, но значительное её отличие состоит в том, что перемещение затвора непосредственно совпадает с осью движения потока среды, а не перпендикулярно ему и даёт клапанам преимущества перед задвижками, среди которых, например:

малый ход затвора для полного открытия (обычно не больше 0,25 номинального диаметра, при том, что у задвижек -- не менее диаметра) и, следовательно, малая масса и строительная высота;

в клапанах намного легче, в сравнении с задвижками, обеспечить необходимую герметичность затвора (методом применения уплотнитель-ных колец из различных неметаллических материалов);

в процессе закрытия и открытия клапана в отличие от задвижки почти исключается трение уплотнения затвора о седло, а это значительно умень-шает изнашивание уплотнительных поверхностей;

наличие возможности применения сильфона как уплотнения арматуры относительно внешней среды.

Также клапаны имеют ряд недостатков:

высокое (в сравнении с шаровыми кранами и задвижками) гидравлическое сопротивление, что создаёт более значительные потери энергии при больших диаметрах прохода, а также при высоких скоростях среды и вынуждает в системе повышать начальное давление;

лимит пределов применения по диаметру, о чём было сказано выше;

наличие в множестве конструкций застойных зон, где скапливаются механические примеси непосредственно из рабочей среды, вследствие чего происходит интенсификация процессов коррозии в самом корпусе арматуры.

Конструкция и принцип действия заключается в том, что корпус имеет два патрубка с концами для присоединения к трубопроводу, оно может быть приваркой, фланцевым, цапковым, муфтовым или штуцерным. Внутри корпуса находится седло, которое в положении «закрыто» перекрывается затвором (золотником (3)). Шпиндель (1) проходит через сальниковое уплотнение в крышке. В конструкции, которая изображена на поясняющем рисунке, ходовая часть запорного органа вынесена за пределы зоны рабочей среды с помощью бугельного узла (2). Уплотнение может быть и сильфонным, тогда не требуется вынесение ходового узла.

Шпиндель (шток (1)) передаёт крутящий момент от ручного штурвала или механического привода через неподвижную ходовую гайку золотнику, превращая его в поступательное движение золотника, в крайнем нижнем положении золотник садится в седло и поток среды перекрывается. Усилие, которое передаётся от привода, может также быть и поступательным, тогда ходовая гайка отсутствует и вместо шпинделя используется гладкий шток.

Рис. 3.4. Проходной запорный клапан в разрезе.

Устройство уплотнения

По методу герметизации подвижного соединения шток -- крышка, клапаны можно разделить на сальниковые, сильфонные и мембранные(диафрагмовые)

Сальниковая арматура

В такой арматуре герметичность соединения крышки с подвижной деталью затвора достигается сальниковым устройством. Смысл сальникового устройства заключается в том, что на внешней стороне корпуса или крышки в месте прохода через них штока или шпинделя, создаётся сальниковая камера, куда укладывается уплотнительный материал -- сальниковая набивка. С помощью специальных устройств набивка поджимается по оси шпинделя, упираясь при этом в стенки сальниковой камеры и уплотняется. Так создаётся герметичность, а рабочая среда не поступает за пределы корпуса. При малых диаметрах арматуры поджатие набивки осуществляется накидной гайкой, при больших диаметрах -- специальной деталью--сальником с помощью двух откидных или анкерных болтов с гайками.

Преимущества сальникового уплотнения:

наличие возможности изготовления сальниковой набивки из разных материалов, которые позволяют обеспечивать качественное уплотнение в большом спектре рабочих температур и давлений;

простота конструкции;

наличие возможности поднабивки сальника или смены набивки при эксплуатации.

Сальники, насколько это возможно, упрощают конструкцию, а также уменьшают цену арматуры, но для номинального давления от 2,5 МПа и номинального диаметра более 50 ходовой узел выносится из зоны рабочей среды и размещается выше сальникового уплотнения, а ходовую гайку располагают в бугельном узле, который расположен над крышкой клапана, что показывает существенное усложнение конструкции для ликвидации влияния рабочей среды на соединение шпиндель--гайку и также повышения его надежности и долговечности.

Рис. 3.5. Сальниковый клапан, где нет бугельного узла; сальник поджимается гайкой

Сильфонная арматура

В данной арматуре уплотнение подвижных элементов в отношении внешней среды обеспечивается сильфонным узлом, у которого главным элементом является сильфон -- гофрированная трубка. С помощью сварки или пайки металлический сильфон присоединяется с верхними или нижними кольцами (либо деталями иной формы), при этом образуя сильфонную сборку. Данная сборка верхней частью неподвижно и герметично должна соединяться с корпусными деталями арматуры, а нижней частью -- со штоком или золотником клапана, таким способом перекрывая выход рабочей среды во внешнюю. Для управления золотником поступательное перемещение штока осуществляется внутри сильфона, который имеет способность изменять собственную длину из-за деформации гофров.

Сильфонные клапаны применяются для работы в средах, в которые недопустима в окружающую среду. Особым преимуществом этих клапанов перед сальниковыми является исключение утечки рабочей среды в атмосферу в пределах срока службы сильфонного узла. Это преимущество достигается методом значительного усложнения конструкции и высокой стоимости клапана. Также при усталостном разрушении ремонт сильфона клапана является сложной операцией по замене сильфонной сборки, и поэтому в подобных случаях клапан требуется заменять новым.

Рис. 3.6. Сильфонный клапан, который используется в криогенной технике

Мембранная арматура

Мембранные клапаны очень отличаются от других клапанов.

В такой арматуре внешнее уплотнение достигается с помощью мембраны, которая выполняется в форме упругого диска из эластичных материалов (таких как резина, фторопласт). Профиль мембраны даёт возможность в её центральной части осуществлять возвратно-поступательное движение, достаточное, чтобы закрыть или открыть запорный или регулирующий орган арматуры. Мембрана устанавливается по внешнему диаметру между корпусом и крышкой, что позволяет обеспечивать герметичность соединения в корпусных деталях а также одновременно целиком отсекает внутреннюю часть арматуры от внешней среды.

Уникальность этих клапанов в том, что диафрагма одновременно может выполнять функцию затвора, перекрывая под действием шпинделя проход рабочей среды через корпус.

Данная конструкция, исключая применение нержавеющих сталей, позволяет иметь чугунные клапаны, которые пригодны для разных агрессивных сред. Это достигается с помощью покрытия (футеровки) внутренних поверхностей корпуса разными коррозиостойкими материалами (такими как фторопласт, резина, полиэтилен).

Существуют также недостатки таких клапанов, такие как малый срок службы мембраны и ограниченные небольшими давлениями и температурами пределы их применения.

Рис. 3.7. Мембранный клапан

Направление потока

По устройству корпуса и расположению на трубопроводе, которое связано с направлением потока рабочей среды, запорные клапаны можно разделить на:

проходные, в которых направление потока при входе и выходе одинаковое, но ось выходного патрубка может быть смещена иногда параллельно входному. В подобном клапане поток среды как минимум дважды поворачивает на 90°, это приводит к высокому гидросопротивлению, а также к появлению застойных зон;

угловые, где поток один раз поворачивает на 90°, позволяя снизить гидросопротивление. Значительный недостаток данных клапанов состоит в том, что область их применения ограничена поворотными участками трубопроводов;

Рис. 3.8. Угловой запорный клапан

прямоточные, в которых так же, как и в проходных, направление потока среды сохраняется, но ось шпинделя находится параллельно к оси прохода. Эта конструкция позволяет значительно спрямить поток среды и уменьшить гидросопротивление, но в этом случае увеличивается ход затвора, а также строительная длина и масса изделия.



Рис. 3.9. Прямоточный запорный клапан

Устройство рабочего органа

Затворы в клапанах могут быть тарельчатыми (золотниковыми) или коническими. магистральный нефтепровод капитальный ремонт

Уплотнительные поверхности золотникового затвора бывают плоскими или конусными, в конусных - седло в корпусе делается фаской, а плоские уплотнения можно изготавливать из разного рода металлов, сплавов и неметаллических материалов, так как они хорошо работают в жидких и газообразных средах, которые не содержат взвешенных частиц. Конусные уплот-нения применяются для клапанов высоких давлений со взвешенными частицами в рабочей среде.

Конический затвор используется в клапанах номинальным диаметром не более 25, для номинальных давлений от 16 МПа и выше. Подобные клапаны называются игольчатыми.

3.3 Задвижки

Задвижка -- это трубопроводная арматура с перемещающимся перпендикулярно оси потока среды запирающим или регулирующим элементом. Задвижки являются достаточно распространённым типом запорной арматуры и широко применяются почти на любых транспортных и технологических трубопроводах с диаметрами от 15 до 2000 миллиметров в системах жилищно-коммунального хозяйства, газо- и водоснабжения, нефтепроводах, объектах энергетики и многих других при рабочих давлениях менее 25 МПа и при температурах менее 565 °C.

Такое широкое распространение задвижек можно объяснить рядом достоинств, таких как:

относительная простота конструкции;

сравнительно малая строительная длина;

наличие возможности применения в разного рода условиях эксплуатации;

небольшое гидравлическое сопротивление.

Небольшое гидравлическое сопротивление делает задвижки особенно удобными для применения в магистральных трубопроводах, где происходит постоянное высокоскоростное движение рабочей среды.

К недостаткам относят:

очень большую строительную высоту (в частности для задвижек с выдвижным шпинделем, так как ход затвора для открытия должен иметь не менее одного диаметра прохода;

существенное время открытия и закрытия;

износ уплотнительных поверхностей в затворе и в корпусе, а также сложность их ремонта при эксплуатации.

В основном задвижки не используют для регулирования расхода рабочей среды, их чаще применяют в качестве запорной арматуры, то есть запирающий элемент при эксплуатации находится в положениях «открыто» и «закрыто».

Задвижки в основном делаются полнопроходными, что значит, что диаметр проходного отверстия арматуры приблизительно соответствует диаметру трубопровода, где она устанавливается. Но иногда чтобы уменьшить крутящие моменты, которые необходимы для управления арматурой, и снизить износ уплотнительных поверхностей, используются суженные задвижки. Увеличение гидросопротивления при этом почти не отражается на работе системы, установка этих задвижек не очень желательна только на магистральных трубопроводах достаточно больших диаметров.

Более часто встречается управление задвижкой вручную, и задвижки оборудуются электроприводами, гидроприводами и иногда пневмоприводами. На задвижках с большим диаметром и ручным управлением устанавливают редуктор, чтобы уменьшить усилия открытия-закрытия.

Задвижки по прочности можно разделить на:

1. Стальные, используемые для высокого давления

2. Чугунные, используемые для давления менее 16 кгс/см2.

Также задвижки можно классифицировать по характеру движения шпинделя: с выдвижным или вращаемым шпинделем. В задвижках с выдвижным шпинделем в процессе открытии и закрытия шпиндель совершает либо поступательное, либо вращательно-поступательное движение, во втором случае - только вращательное.

Основные различия задвижек заключаются в устройстве запорного органа, и по этому же признаку задвижки можно разделить на шланговые, клиновые, шиберные и параллельные.

В целом устройство задвижки состоит из корпуса и крышки, которые образуют часть, внутри которой находится рабочая среда под давлением и затвор. Чтобы присоединять задвижки к трубопроводу, корпус имеет два конца (имеются присоединительные концы фланцевые, муфтовые и под приварку). В корпусе обычно находятся два седла, расположенные или параллельно, или под углом относительно друг друга, к их уплотнительным поверхностям в положении «закрыто» прижимаются уплотнительные поверхности затвора. Он двигается в плоскости, которая перпендикулярна оси прохода рабочей среды через корпус, с помощью шпинделя. Шпиндель с ходовой гайкой образует резьбовую пару, обеспечивающую перемещение затвора в необходимом направлении во время вращения одного из элементов. Данное решение наиболее распространено и используется во время управления вручную или электроприводом. В процессе использования гидро или пневмопривода шток с затвором совершает исключительно поступательное движение. Шпиндель одним концом внутри корпуса соединён с затвором, а другим -- проходит через крышку и сальник (который в своём большинстве применяется как уплотнительное устройство в задвижках), чтобы осуществлять соединение с каким-либо элементом управления задвижкой.

Устройства запорных органов

В клиновых задвижках сёдла в корпусе находятся под небольшим углом относительно друг друга, и затвор выглядит как устройство в форме клина -- жёсткого, упругого или двухдискового, который плотно входит в пространство между сёдлами в положении «закрыто». В разных условиях эксплуатации выбирается определённый вид клина.

Жёсткий клин обеспечивает качественную герметичность запорного органа, при этом для этого необходима повышенная точность обработки, чтобы угол клина с углом между сёдлами корпуса совпадали. Недостатком жёсткого клина является опасность заклинивания затвора и отсутствие возможности или трудность открытия задвижки в следствие колебаний температур среды, коррозии или износа уплотнительных поверхностей.

Двухдисковый клин образуется двумя дисками, которые расположены под углом относительно друг друга и жёстко скреплены. Диски могут самоустановиться относительно сёдел корпуса, и поэтому разного рода погрешности, которые допускаются при изготовлении сёдел корпуса, особенно не оказывают влияние на герметичность в положении «закрыто». Двухдисковый клиновой затвор значительно снижает возможность заклинивания, свойственное жёсткому клину, и, хотя конструкция несколько усложнена, имеет другие достоинства -- небольшой износ уплотнительных поверхностей, высокая герметичность запорного органа, меньшее усилие, которое необходимо для закрытия. Клиновые двухдисковые задвижки, которые входят в судовую арматуру называют также клинкетными.

Упругий клин является модификацией двухдискового клина, у которого диски связаны упругим элементом, который способен изгибаться, при этом обеспечивая плотный контакт между уплотнительными поверхностями при положении «закрыто». В данном затворе снижены возможности самоустановки дисков в сравнении с двухдисковыми, несмотря на то, что сохраняется способность компенсировать некоторые деформации корпуса от нагрузок трубопровода и колебаний температур. Преимущества упругого клина заключается в отсутствии необходимости трудоёмкой пригонки затвора по корпусу (как, например, для жёсткого клина) и конструкция проще, в сравнении с двухдисковым. Так, упругий клин в определённой степени сглаживает недостатки и соединяет в себе достоинства других видов клиновых затворов.

Рис. 3.10. Клиновая задвижка с выдвижным шпинделем в разрезе.

В параллельных задвижках уплотнительные поверхности двух сёдел в корпусе находятся параллельно друг другу. Затвор состоит из двух дисков, которые в положении «закрыто» с помощью клинового грибка прижимаются к сёдлам, таким образом перекрывая проход среде через корпус.

Шиберная задвижка - это однодисковая разновидность параллельной задвижки, где затвор называется односторонним шиберным. Данные задвижки используются, когда допускается одностороннее направление потока среды и нет необходимости в высокой герметичности запорного органа. Такие задвижки предназначены, чтобы установить как запорное устройство на трубопроводах, которые транспортируют канализационные стоки, пульпы и прочие среды, которые загрязнены механическими примесями. Также затвор может быть выполнен ножевым для разрушения частиц в среде, задвижки при этом называются шиберными ножевыми.

Рис. 3. 11. Шиберная задвижка с электроприводом

Шланговые задвижки значительно отличаются от прочих конструкций. Корпус не имеет сёдел, затвор не имеет уплотнительных поверхностей. Проход рабочей среды происходит через эластичный шланг (патрубок), который вставлен в корпус и целиком изолирует металлические детали устройства от рабочей среды. Чтобы перекрыть проход, шланг целиком пережимается под действием шпинделя, в связи этим данные устройства называются шланговыми, а задвижками их назвали потому, что шпиндель для управления арматурой работает по принципу задвижки, то есть двигается перпендикулярно оси прохода среды.

Рис. 3. 12. Чертёж шланговой задвижки в разрезе.

Шланговые задвижки используются для трубопроводов, которые транспортируют вязкие, пульпообразные и прочие подобные среды, а также слабоагрессивные и агрессивные жидкости. Шланги изготавливают из различных марок резин, обеспечивающих работу задвижек при давлениях менее 1,6 МПа и температурах менее 110 °C.

3.4 Заслонки

Заслонка есть тип трубопроводной арматуры, где запирающий или регулирующий элемент имеет вид диска, который поворачивается вокруг оси, перпендикулярной под углом к направлению потока среды. Эти устройства называют также гермоклапанами, дисковыми затворами, поворо-тными затворами, герметичными клапанами,. Чаще всего такая арматура используется при больших диаметрах трубопроводов, малых давлениях рабочей среды, а также при пониженных требованиях к герметичности рабочего органа, в большинстве случаев, в качестве запорной арматуры.

Запирающий элемент в дисковых затворах имеет вид диска, способный перекрывать проход среде через кольцевое седло в корпусе методом поворота (обычно на 90°) затвора вокруг оси, перпендикулярной к направлению потока рабочей среды, при том ось вращения диска может в частности являться его собственной осью (осевые дисковые затворы) или совсем не совпадать с осью (эксцентриковые дисковые затворы).

Рис.3.13. Небольшой затвор с плоским диском.

Заслонка представляет собой короткий цилиндрический корпус (1), через который протекает рабочая среда. Внутри корпуса находится подвижная часть, диск (3), способный вращаться вокруг своей оси и перекрывать проход среды, прижимаясь к уплотнительной поверхности корпуса (2), которая на изображении сделана с резиновым уплотнительным кольцом.

Заслонки являются одними из самых современных типов арматуры и обладают многими важными достоинствами, такими как:

небольшие строительные длина и масса;

простота устройства, небольшое число деталей;

сравнительная простота ремонта, наличие возможности быстрой замены элементов уплотнения;

наличие возможности применения для больших диаметров трубопроводов

К недостаткам можно отнести:

большие крутящие моменты для управления затворами больших диаметров (при ручном управлении это влечёт за собой необходимость установки редуктора);

в положении «открыто» диск находится в проходе корпуса, это ухудшает гидравлические характеристики и делает достаточно затруднённой очистку трубопровода с помощью механических устройств.

класс герметичности А достигается исключительно на затворах с мягким седловым уплотнением, затворы с уплотнением «металл по металлу» имеют класс герметичности В и ниже.

4. Обслуживание и ремонт линейной части нефтепроводов и запорной аппаратуры

4.1 Правила безопасного обслуживания запорной арматуры

1. На маховике запорной арматуры должно быть указано направление его вращения при открывании и закрывании арматуры.

2. На маховике должна быть бирка с номером согласно технологической схеме.

3. Ход шпинделя должен быть плавным, поэтому необходима своевременная смазка.

4. Не должно быть течи через сальниковое уплотнение, поэтому своевременно необходимо подтягивать и менять сальниковое уплотнение.

5. Задвижками пользоваться для перекрывания и открывания трубопроводов, регулировать ими только в крайнем случае.

6. Открываем задвижку полностью чуть не до упора, чтобы плашки не висели на потоке. Закрываем задвижку туго, но не перетягивать.

7. При открытии тугих задвижек пользоваться специальными ключами - усилителями, а не подручными средствами.

8. Следить за комплектностью крепежа и его затяжкой.

9. Арматура с условным проходом более 20 мм, изготовленная из легированной или цветных металлов, должна иметь паспорт с данными химического состава и механических свойств, режимом обработки и результатом контроля качества. Такую арматуру без паспорта разрешено применять после ревизии, испытания и проверки марки материала.

10. Арматура должна соответствовать расчетному давлению, условному проходу и марки материала. На арматуре должна быть маркировка об этом, знак изготовителя, а также марка материала.

4.2 Контроль работоспособности арматуры

1. Арматура считается работоспособной в случае:

- когда обеспечивается прочность материалов элементов, деталей, сварных швов, которые работают под давлением;

- когда нет пропуска среды и нет потения через металл и сварные швы;

2. Техническое состояние задвижки при эксплуатации должно определяться обязательным диагностическим контролем. Чтобы определить техническое состояние корпуса и сварных швов задвижки, обычно используются акустико-эмиссионный (АЭ), ультразвуковой (УЗК) и прочие способы неразрушающего контроля.

4.3 Объём работ по техническому обслуживанию

В объеме технического обслуживания(ТО) проводятся работы:

- мелкий ремонт арматуры,

- внешняя проверка состояния частей запорной арматуры,

- проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента

При текущем ремонте производятся все операции технического обслуживания, а также: удаление воздуха из задвижки: подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и подъемных механизмов; снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка; проверка и подтяжка контактных соединений электропривода.

4.4 Объём работ при капитальном ремонте

Данный вид ремонта запорной арматуры проводится с ее демонтажем. Испытание арматуры на герметичность затвора проводится в соответствии с [табл.1] и требованиями ГОСТ9544-93. Испытания проводятся после закрытия запорного органа методом, который предусмотрен в технических условиях на конкретную арматуру.

Наименьшая продолжительность испытания на герметичность затвора приведена в [табл. 2]

Максимально допустимые показатели протечек в затворе по классам герметичности приведены в [табл. 3]

Температура испытательной среды - 5 - 40 єС.

Погрешность измерений протечек не может превышать:

0,01 см3/мин - для протечек 0,1 см3/мин;

0,5 см3/мин - для протечек > 0,1 см3/мин.

Крутящий момент Мкр во время номинальной работы запорно-регулирующего органа не должен иметь отклонения от номинального более, чем на 10 %.

Определение Мкр происходит измерением величины тока электропривода.

4.5 Нормативы ТО и ремонта

Данные о периодичности ТО и ремонта, а также нормы трудоемкости ТО и текущего ремонта представлены в [табл. 4]

При указании в паспорте задвижки показателей надежности по длительности использования (сроку службы) до ремонта и среднего ресурса (в циклах) периодичность осуществления ремонта устанавливается по этим показателям. Все значительные, нужные изменения по графам 5, 6 предлагаются главными специалистами в графики ППР и утверждаются главным инженером.

4.6 Ремонт и обслуживание линейной части нефтепровода

Классификация дефектов

Дефектом нефтепровода является каждое несоответствие нормативам: в стенке, в параметрах трубы, в её сварном шве, в том числе соединительные детали, которые не сoответствуют условиям изготовления.

К дефектам нефтепрoвода можно отнести недопустимые конструктивные элементы, а также соединительные детали, которые не удовлетворяют указаниям нормативных документов:

- переходники;

- плоские и прочие заглушки и днища;

- накладные элементы труб, которые приварены на трубы и прочие элементы конструкции и которые не разрешены действующим РД или прочими нормами и документами;

- патрубки с арматурой, которые не соответствуют действующим правилам;

- тройники.

Соединительные детали, которые не соответствуют настоящим нормативным документам и которые установлены на линейной части МН, технологических нефтепроводах НПС и заплаты любых видов и размеров, в том числе накладные элементы труб вне зависимости от места установки классифицируются как дефекты ПОР.

Классификацию дефектов по критерию очередности ремонта см. [табл. 5]

4.7 Порядок проведения ремонта дефектов

Устранение дефектов, которые подлежат ремонту, проводят выборочным ремонтом конкретных дефектов методами, которые регламентируются действующим РД, а также при капитальном ремонте с заменой трубы и с заменой изоляции. В процессе капитального ремонта с заменой изоляции должен быть произведён ремонт всех дефектов этого участка, которые подлежат ремонту с последующей заменой изоляции.

Выбор ремонта делается в зависимости от:

- технико-экономических показателей по классификации и способам ремонта;

- плотностей распределения ДПР и ПОР непосредственно по длине нефтепровода;

- плотностей распределения коррозионных дефектов также по длине нефтепровода;

- состояния изоляционного покрытия.

Для осуществления ремонта дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться такие методы ремонта как:

- Шлифовка;

- Заварка;

- Вырезка дефекта (замена участка);