Технология капитального ремонта газопровода

Подъем и укладка газопровода осуществляется плавно, без рывков и резких колебаний.

При прекращении производства работ на длительный срок, как правило более двух часов (в зависимости от свойств грунта), газопровод укладывается на инвентарные опоры.

Удаление старой изоляции и продуктов коррозии производится механизированным способом: с применением специальных резцов; металлических щеток; термоабразивных или термомеханических инструментов; водяной струей под высоким давлением и др.

В местах, где механизированное удаление старого покрытия невозможно, оно выполняется вручную с использованием скребков, щеток и др.

При удалении старой изоляции не допускается нанесение на поверхность труб царапин, рисок, задиров и забоин.

Нанесение изоляционного покрытия выполняется после отбраковки труб, ремонта и замены дефектных участков.

Изоляционные работы могут выполняться как в трассовых, так и в стационарных условиях.

При нанесении изоляции на газопровод в трассовых условиях работы выполняются в следующей технологической последовательности:

- финишная очистка газопровода;

- при необходимости - удаление  влаги с поверхности газопровода (осушка поверхности);

- при необходимости - нагрев  металла трубы;

- нанесение грунтовки;

- нанесение нового изоляционного  покрытия.

Для защиты газопроводов, соединительных деталей и ЗРА от коррозии применяются покрытия на основе битумно-полимерных мастик; битумно-уретановые, полиуретановые и другие материалы.

Степень шероховатости наружной поверхности труб должна соответствовать требованиям, оговоренным в технических условиях на материалы.

Степень очистки наружной поверхности газопровода перед нанесением покрытий импортного производства должна соответствовать требованиям, указанным в технических условиях на эти материалы.

После осушки наружной поверхности трубопровода температура на поверхности перед нанесением изоляционных покрытий должна соответствовать указанной в технических условиях на применяемые изоляционные материалы.

При ремонте газопровода методом замены труб применяются новые трубы или трубы повторного применения с заводским изоляционным покрытием.

Изоляционные покрытия наносятся на подготовленную поверхность протяженных участков газопровода механизированным способом. На участках, имеющих ограничения геометрического характера (радиусы изгиба, наличие муфт, технологических бобышек и т.п.), на которых невозможно применение высокопроизводительного оборудования, рекомендуется использование технологии и оборудования для ремонта локальных участков.

Укладка в траншею и засыпка газопровода производится после приобретения изоляционным покрытием необходимых прочностных характеристик.

При ремонте в траншее засыпка отремонтированного участка осуществляется в два этапа: на первом этапе - засыпка с подбивкой грунта под отремонтированный газопровод; на втором этапе - засыпка грунтом сверху и с боковых сторон газопровода.

С целью исключения повреждений изоляционного покрытия применяемая техника должна соответствовать требованиям для работы с трубами с изоляционным покрытием.

 

 

 

 

3.3 Огневые работы

      После окончания подготовительных работ приступают к производству огневых работ. Место огневых работ должно быть предварительно защищенное от атмосферных осадков и ветра. В начале огневых работ проводят разрезку газопровода с демонтажем подлежащей замене дефектного участка.

После вскрытия трубы и очистки ее от изоляции принимаются решения о размерах врезаемой "катушки". Затем участок трубопровода тщательно размечают, и проводят резку газопровода.

Резку газопровода производят следующим образом: один конец участка трубы, в которую врезаются, режут перпендикулярно в вдоль ее оси, второй  участок - с небольшим уклоном плоскости реза, так чтобы по верхней созданной участок участке трубы, в которую врезаются должно быть дольше, чем по нижней, не менее чем на 50 мм. После извлечения вырезанной дефектной части трубы, кромка второго конца трубы газопровода размечается и готовится к сварке. Подготовка кромок труб газопровода сводится к обработке их под фаску. Фаски обрезают резаком или специальной машиной, а затем шлифуют шлифовальные машинкой или зачищают до металлического блеска.

После подготовки кромок труб газопровода, участка рабочие ремонтной бригады тщательно замеряют расстояние между кромками труб и в соответствии с полученными замерами приступают к изготовлению "катушки". "Катушка", которую врезают, по своим механическим свойствам, химическому составу стали и толщиной стенок должна быть аналогична ремонтной. Её изготавливают из трубы той же марки, что и труба действующего газопровода. "Катушку" вырезают с помощью газовой резки, по снятым размерам. При подготовке металл трубы тщательно осматривают на отсутствие трещин, царапин, вмятин и т.д. При необходимости трубу ремонтируют.

Для ускорения сварочно-монтажных работ центровка газопровода и "катушки" и подготовка его к сварке проводится на специальных устройствах - центраторах, используемых для сборки.

Цепной центратор представляет собой шарнирный восьмиреберник из пластических и промежуточных цепей, цепей с нажимными роликами в узлах. Последний запорный цепь запирающим крюком надевается на крестовину-гайку. При движении крестовины вверх по резьбой винта рамки обжимают концы труб.

Для сборки стыка центра тор надевается на конец трубы на половину своей ширины. Поднятая центратором "катушка" вводится концом в свободную часть центра тора, подгоняют до конца трубы так, чтобы по периметру образовалось минимальное смещение кромок и устанавливается требуемый зазор между торцами. Размер технологического зазора при врезке катушки для толщины трубы S = 16 и для диаметра 1420мм должно быть 2 -0 +1 мм. Проверка качества подготовки стыка к сварке может быть проведена с помощью специального шаблона.

После выполнения всех вышеуказанных условий центра тор зажимается. Если в отдельных местах стыка получили смещение кромок более, чем это допустимо по СНиП, на края смещенной участка ставят усиленные прихватки длиной от 75 до 100 мм, а смещены края труб подводят кувалдой. Смещение кромок допускается не более 2 % толщины стенки трубы, но не более 3 мм. Правку кромок труб разрешается проводить подбивкой только в верхней половине стыка, с предварительным подогревом до температуры не менее 300°С. После правки прихватки тщательно осматривают и при наличии в них трещин вырубаются.

Для врезки "катушки" используют ручную электродуговую сварку на постоянном токе, так как при этом электрическая дуга более устойчива, чем при использовании переменного тока.

Сварка "катушки" делается электродами с основным видам покрытия типа УОНИ 13/55, УОНИ 13/45. Для обеспечения гарантированного провара шва сварку коренного слоя выполняют электродами диаметром 3 или 3,25 мм. Следующие слои выполняют электродами диаметром 4 мм. В зависимости от толщины трубы S и покрытия электродов выбирают число слоев в шве. Для электродов с основным покрытием при S = 9-15мм необходимо от 3 до 4 проходов. Каждый слой шва перед наложением следующего должен быть зачищен от шлаков и брызг шаровыми металлическими щетками или пневмоинструментом. Режим сварки выбирают в зависимости от толщины сварных стенок, толщины электродов, скорости сварки, количества слоев в шве и т.д.

"Катушку" вваривают  с применением подкладного кольца, выполненного из стальной полосы  шириной 50 мм и толщиной от 3 до 4 мм. Подкладное кольцо вставляют  в газопровод так, чтобы его  кромка была на уровне с  кромкой трубы. После того, как  катушка отцентрована, подкладное кольцо с помощью остро заточенного инструмента передвигают внутрь "катушки" до тех пор, пока середина наружной поверхности ее не станет против зазора.

При производстве огневых работ проводится тщательное наблюдение за давлением газа в газопроводе. У каждого линейного крана, которыми участок отключен от общей и магистрали, находится не менее двух рабочих ремонтно-восстановительной службы. Они должны следить за давлением газа на примыкающих участках ремонтируемого газопровода по манометрам, выходом газа через свечи, обеспечить герметичность кранов, поддерживать связь с местом проведения огневых работ.

4. Расчет толщины стенки трубопровода

Цель расчета: Определить номинальную толщину стенки газопровода и подобрать трубу.

Исходные данные:

- диаметр газопровода, Dм, мм – 1420;

- рабочее проектное давление Р, МПа – 7,5;

- категория участка газопровода – ΙΙΙ;

- температурный перепад Δt, ºC – 45.

Задаем ориентировочно характерными для данного диаметра труб (марок стали), выпускаемых промышленностью значений предела, прочности δвр =588 МПа и определяем нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R1, Мпа:

 

, (3.1)

 

где - δвр = 588 МПа;

m – коэффициент условий работы, принимается в зависимости от категории участка газопровода, m= 0,9;

К1 – коэффициент надежности по материалу, зависит от способа изготовления трубы, К1 = 1,34;

Кн – коэффициент надежности по назначению газопровода, зависит от давления, Кн = 1,15.

Определяем толщину стенки газопровода δ, см:

 

, (3.2)

 

где n – коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе – принимается n=1,1;

- проектное рабочее давление  =7,5 МПа;

- наружный диаметр газопровода, = 142 см.

По полученному результату выбираем толщину стенки трубы по сортаменту и проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, МПа, определяемых от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругости работы металла труб. Ориентировочно выбираем трубу Харцизского трубного завода ТУ 14-3-1938-2000 1420 х 18,7мм.

Определяем внутренний диаметр трубы Dвн, мм:

 

(3.3)

Dвн = (1420 -2· 18,7) = 1382,6 мм,

 

где Dн - наружный диаметр трубы;

δн – выбранная по сортаменту толщина стенки трубы;

Проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых напряжений, МПа:

 

, (3.4)

 

где α – коэффициент линейного расширения металла трубы, α = 1,2 · ;

E – переменный параметр упругости (модуль Юнга), E=

Δt – расчетный температурный перепад, ºC;

μ- коэффициент поперечной упругой деформации: Пуассона, в стадии работы металла, μ= 0,3;

δн – толщина стенки выбранной трубы, см;

Dвн - внутренний диаметр трубы, см.

Поскольку результат отрицателен, то толщину стенки необходимо скорректировать. Для этого рассчитываем значение поправочного коэффициента ψ:

 

(3.5)

 

где - продольное осевое сжимающее напряжение берется по модулю из предыдущего расчета, МПа;

R1 - нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, МПа.

Подставив полученные значения поправочного коэффициента, определим стенку трубы с учетом продольных осевых напряжений, см:

 

(3.6)

Вывод: По результатам расчетов определили, что номинальная толщина стенки газопровода равна 1, 72 см и  подобрали трубу Харцизского трубного завода ТУ 14-3-1938-2000 1420 х 18,7мм.

 

 

 

 

5. Контроль качества выполненных работ

Организации, осуществляющие строительство, монтаж и ремонт газопроводов обязаны обеспечить контроль производства работ на всех стадиях руководителями и специалистами строительных и монтажных организаций и персоналом лабораторий в установленном порядке.

Контроль включает проверку: аттестации персонала; наличия аттестации технологии сварки; наличия аттестации сварочного и контрольного оборудования, аппаратуры, приборов и инструментов; качества материалов (стальных и полиэтиленовых труб, изоляционных покрытий, сварочных, в том числе материалов для дефектоскопии); основания под газопровод; организации и осуществления операционного контроля (визуального и измерительного) сварных соединений; организации и осуществления контроля качества сварных соединений разрушающими и неразрушающими (радиографическим, ультразвуковым) методами, а также контроля качества изоляционных покрытий; организации контроля исправления дефектов.

Входной контроль качества труб, деталей и узлов газопроводов, арматуры, изоляционных и других материалов должен производиться специалистами аттестованной в установленном порядке лаборатории.

Заключения, радиографические снимки, магнитные ленты или диаграммы хранятся в строительно-монтажной организации (лаборатории) после сдачи газопровода в эксплуатацию в течение года.

Оборудование, применяемое при контроле качества строительства, проходит поверку в сроки, установленные нормативной документацией. Аппаратура ультразвукового контроля должна применяться со считывающим устройством. Контрольно-измерительное оборудование должно проходить метрологическую поверку в установленном порядке.

Сварные соединения подлежат визуальному и измерительному контролю с целью выявления наружных дефектов всех видов, а также отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположению элементов. Допуски по геометрическим размерам, отклонениям по диаметру, овальности поперечного сечения элементов газопроводов, взаимному несовмещению свариваемых изделий не должны превышать норм, предусмотренных нормативно-технической документацией. Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при положительных результатах визуального и измерительного контроля.