Эксплуатация и ремонт линейной част МГ

Эксплуатация и ремонт линейной част МГ

Нагрузки и воздействия на магистральный трубопровод

Трубопроводы находятся в сложном напряжённом состоянии, подвергаясь воздействию многочисленных нагрузок. При проектировании невозможно учесть все нагрузки, поскольку некоторые из них проявляются лишь в особых ситуациях. Прочностные показатели трубопровода должны обеспечить его работоспособность в любых условиях и ситуациях.

Все нагрузки и воздействия на магистральный трубопровод подразделяются на постоянные и временные , которые в свою очередь подразделяются на длительные, кратковременные и особенные.

К постоянным нагрузкам и воздействиям относят те, которые действуют в течение всего строка строительства и эксплуатации трубопровода:

1. Собственный вес трубопровода, учитываемый в расчётах как вес единицы длины трубопровода:

q_тр = n× p × D_ср× d× g_ст, (9.1)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1, 1); D_ср – средний диаметр трубопровода, м; d – толщина стенки труб, м; g_ст – удельный вес стали, Н/м³.

2. Вес изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть на трубопроводе:

q_из = n× g_из× p/4× (D_из² – D_н²), (9.2)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке; g_из – удельный вес изоляционного изделия, Н/м³; D_из и D_н – соответственно диаметр изолированного трубопровода и его наружный диаметр, м.

3. Давление грунта на единицу длины трубопровода:

q_гр = n× g_гр× h_ср× D_из, (9.3)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1, 2); g_гр – удельный вес грунта, Н/м³; h_ср – средняя глубина заложения трубопровода, м; D_из – диаметр изолированного трубопровода, м.

4. Гидростатическое давление воды на единицу длины трубопровода, определяемое весом столба жидкости над подводным трубопроводом:

q_гс = n× g_в× h× D_ф, (9.4)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке; g – удельный вес воды с учётом засолённости и наличия взвешенных частиц, Н/м³; h – высота столба воды над рассматриваемой точкой, м; D_ф – диаметр изолированного и футерованного трубопровода, м.

5. Выталкивающая сила воды, приходящаяся на единицу длины полностью погружённого в воду трубопровода:

q_в = p/4× D_ф²× g_в, (9.5)

где D_ф – наружный диаметр трубы с учётом изоляционного покрытия и футеровки, м; g_в – удельный вес воды с учётом растворённых в ней солей и наличия взвешенных частиц, Н/м³.

6. Воздействие предварительного напряжения, создаваемое за счёт упругого изгиба при поворотах трубопровода:

s_пр.^из. = ± Е D_н / 2 r, (9.6)

где s_пр.^из. – максимальное продольное напряжение в стенках трубы, обусловленное изгибом трубопровода, Н/м³; Е – модуль упругости (Е = 206000 МПа); D_н – наружный диаметр трубопровода, м; r – радиус изгиба оси трубопровода, м;

К длительным временным нагрузкам относятся следующие:

1. Внутреннее давление, которое устанавливается проектом. Внутреннее давление создаёт в стенках трубопровода кольцевые и продольные напряжения, которые определяют по формулам:

d_кц. = n× P× D_вн./ 2d, (9.7)

где n - коэффициент перегрузки для внутреннего давления (n= 1, 15); Р - нормативное значение внутреннего давления, Па; D_вн - внутренний диаметр трубы, м; d - толщина стенки трубы, м.

Учитывая известную зависимость между продольными и поперечными напряжениями, определим продольные напряжения в стенке трубы:

d_пр. = m× s_кц. = m× (n× P× D_вн./ 2d), (9.8)

где m - коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона). Для сталей m = 0, 26¸ 0, 33, т.е. среднее значение m = 0, 3.

2. Вес перекачиваемого продукта на единицу длины трубопровода.

2.1. Нормативный вес транспортируемого газа

q_газ.= 0, 215 r_газ.g× (Р_а Д²_вн. / Z Т), (9.9)

где r_газ. - плотность газа, кг/м³ (при 0^оС и 0, 1013 МПа); g - ускорение свободного падения, g = 9, 81 м/с²; Р - абсолютное давление газа в газопроводе, МПа; Д_вн. - внутренний диаметр трубы, см; Z - коэффициент сжимаемости газа; Т - абсолютная температура, К.

Для природного газа допускается принимать

q_газ. = 10^-2 Р Д²_вн., (9.10)

где Р - рабочее ( нормативное ) давление, МПа.

2.2. Вес транспортируемого продукта в трубопроводе

q_крод. = n× 10^-4× r_н× g(p Д²_вн. / 4), (9.11)

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1); r_н - плотность транспортируемой нефти, кг/м; g - ускорение свободного падения, м/с²; D_вн. - внутренний диаметр трубы, см.

3. Температурные воздействия, которые при невозможности деформаций вызывают в стенках трубопровода продольные напряжения:

d_пр.t = – a× E× D t, (9.12)

где a - коэффициент линейного расширения a = 12× 10⁶ (град); Е - модуль упругости, Н/м²; D t = t_o – t_ф, здесь t_o - максимальная или минимально возможная температура стенок трубы при эксплуатации; t_ф - наименьшая или наибольшая температура, при которой фиксируется расчётная схема трубопровода.

К кратковременным нагрузкам и воздействиям на трубопровод относят такие нагрузки, действие которых может длиться от нескольких секунд до нескольких месяцев:

1. Снеговая нагрузка, приходящаяся на единицу длины трубопровода:

q_сн. = n× m× S_o× D_из., (9.13)

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1, 4); m - коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на трубопровод (m = 0, 4); S_o - нормативное значение веса снегового покрова на 1м² горизонтальной поверхности земли, определяемое в соответствии со СНиП 2.01.07-85, Н/м²; D_из. - диаметр изолированного трубопровода, м.

2. Нагрузка от обледенения наземного трубопровода, приходящаяся на единицу длины трубопровода:

q_лед. = n× 0, 17 В D_из., (9.14)

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1, 3); В - толщина слоя гололёда, принимаемая в соответствии со СНиП 2.01.07-85, мм; D_из. - диаметр изолированного трубопровода, см.

3. Ветровая нагрузка на единицу длины трубопровода, перпендикулярная его осевой вертикальной плоскости:

q_вет. = n× w_o× k× c× D_из., (9.15)

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1); W_o - нормативное значение ветрового давления, определяемое в соответствии со СНиП 2.01.07-85, Н/м²; k - коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте и тип местности, определяется в соответствии со СНиП 2.01.07-85; с - аэродинамический коэффициент (с = 0, 5).

Особыми нагрузками и воздействиями на магистральные трубопроводы принято называть те, которые возникают в результате селевых потоков, деформаций земной поверхности в карстовых районах и районах подземных выработок, а также деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры.

В соответствии с принятой методикой расчёта прочности по предельным состояниям различают расчётные и нормативные нагрузки. Под нормативной понимают нагрузку N^(н), установленную нормативными документами и определённую на основании статистического анализа при нормальной эксплуатации сооружения. Расчётной называют нагрузку, учитывающую возможное отклонение от нормативной: N_р = n*N^(н), где n - коэффициент надёжности по нагрузке. Коэффициенты надёжности n для различных видов нагрузки и воздействий регламентируются СНиП 2.05.06-85.

 

Виды и классификация отказов линейной

Части трубопроводов

Отказом называют нарушение работоспособности линейной части, приводящее к отключению участка МТ между линейной арматурой для восстановления его работоспособности. За критерий отказа технологического объекта МТ принимаются наличие и величина утечки продукта через разрывы, трещины, свищи, др. повреждения и факт простоя, недопустимые по условиям эксплуатация объекта МТ в целом. Отказы, повреждения объектов МТ отличаются между собой природой возникновения, стадией существования объекта, на которой зародился отказ или повреждение, возможностью их прогнозирования и другими факторами.

В зависимости от того, на какой стадии существования объекта был заложен дефект, явившийся причиной отказа. Отказы делятся на проектные, производственные, конструкционные и эксплуатационные.

Рассмотрим основные виды отказов:

· внезапный отказ – отказ вследствие скачкообразного изменения одного или нескольких параметров системы;

· постепенный отказ – отказ, при котором постепенно изменяются один или несколько основных параметров системы;

· независимый отказ элемента – отказ элемента системы, не обусловленный повреждениями и отказами других элементов системы;

· зависимый отказ элемента – отказ элемента объекта, вызванный повреждениями или отказами других элементов системы;

· полный отказ – отказ, при котором использовании системы по назначению невозможно до восстановления её работоспособности;

· частичный отказ – отказ, после возникновения которого использование системы по назначению возможно, но при этом значения одного или нескольких основных параметров находятся вне допустимых пределах;

· сбой – самоустраняющийся отказ, приводящий к кратковременной утрате работоспособности;

· перемежающийся отказ – многократно возникающий сбой одного и того же характера;

· конструкционный отказ – отказ из-за ошибок конструктора или несовершенства методов конструирования;

· производственный отказ – отказ, вызванный нарушением или несовершенством технологического процесса изготовления или ремонта элементов системы;

· эксплуатационный отказ – отказ, возникающий при нарушении установленных правил эксплуатации или влияния, непредусмотренных внешних воздействий.

В табл. 9.1 приводится полная классификация отказов трубопроводных систем, причины и соответствующие им виды отказов.

Таблица 9.1

Классификация отказов трубопроводных систем, причины и соответствующие им виды отказов

Характеристика отказов	Вид отказов
Характер изменения основных параметров	Внезапный отказ Постепенный отказ
Возможность использование систем после отказа	Полный отказ Частичный отказ
Взаимосвязь между отказами	Независимый отказ Зависимый отказ
Устойчивость	Устойчивый отказ (сбой)
Неработоспособность	Самоустраняющийся отказ (перемежающийся отказ)
Внешние проявления отказа	Очевидный (явный) отказ Скрытый (неявный) отказ
Причины возникновения отказа:
- ошибки конструирования - несовершенство методов конструирования, ошибки при изготовлении - несовершенство технологии производства, нарушение правил эксплуатации - внешние воздействия	Конструкционный отказ   Производственный отказ     Эксплуатационный отказ
Период возникновения отказа	Отказ при сдаточных испытаниях Отказ периода приработки (приработочный отказ). Отказ периода нормальной эксплуатации. Отказ последнего периода эксплуатации
Возможность устранения отказа	Устранимый отказ. Неустранимый отказ.

Стенки трубопровода

Трубопроводы представляют собой сложные технические системы с восстанавливаемыми и резервируемыми элементами и комбинированным техническим обслуживанием.

Надёжность магистральных трубопроводов (МТ) определяется их способностью поставлять кондиционный энергоноситель потребителям в запланированных объёмах с заданными технологическими параметрами в течении всего анализируемого периода времени и обуславливается долговечностью и ремонтоспособностью.

В настоящее время широкий круг вопросов обеспечения эффективной и надёжной эксплуатации МТ сформировался на требующую незамедлительного решения комплексную систему диагностики (мониторинга) трубопроводных газо-технических систем. Значительный интерес, проявляемый как в нашей стране, так и за рубежом к разработке и практическому использованию систем диагностики МТ, обусловлен объективными тенденциями развития сети – увеличением общей протяжённости МТ, усложнением природно-технических условий эксплуатации МТ, главное, «старением» трубопроводов.

Существуют следующие методы проведения диагностирования:

· тестовый, при котором на элементы трубопровода подаётся специальное тестовое воздействие и по искажению выходных переменных делается вывод о его исправности;

· функциональный, когда для оценки состояния трубопровода используются только имеющиеся внешние воздействия и комбинированный, к которому относятся методы: внешних осмотров, линейных измерений, манометрический, расходометрический, тепловой, тахометрический, тензометрический, хронометрический, электрических параметров и анализа состава вещества.

Основная задача системы диагностического обеспечения МТ – долгосрочное прогнозирование работы объектов, раннее предупреждение дефектов и определение по результатам прогнозов наиболее эффективных способов использования располагаемых материально-технических ресурсов. В настоящее время задача контроля технического состояния объектов МТ вышло на первое место, при этом следует учесть, что традиционные мероприятия повышения надёжность МН исчерпали свои возможности. Вместе с тем стало очевидно, что в связи с негативными процессами старения МН наращивать капитальный ремонт только на основе существующей технологии сплошного ремонта просто невозможно даже по экономическим соображениям. Поэтому было принято решение – быстрее переходить на метод выборочного ремонта на базе внутритрубной диагностики и других современных технических средств неразрушающего контроля.

В настоящее время в качестве диагностических приборов внутритрубного контроля используются:

ü Профилемер «Калипер».

ü Магнитный дефектоскоп «Магнескан».

ü Ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан».

Ниже приведены технические данные приборов внутритрубного контроля.

Таблица 9.2

Результаты обследования газопровода Оренбург-Самара [42]

 

Показатели	Всего дефектов	В т.ч. глубиной, % от толщины стенки трубы
менее 30	35¸ 55	более 60
Дефекты, взятые на обследование
Дефекты, обнаруженные после обследования (в шурфах)
Не обнаружено дефектов				–

 

Погрешности в определении мест расположения объектов оказались незначительными, погрешность измерения глубин повреждений, как правило, не превышает ±30%, что не хуже зарубежных аналогов. Все обнаруженные дефекты представляют собой коррозионные поражения наружной поверхности газопровода, связанные с повреждениями и дефектами изоляционного покрытия.

Таким образом, полученные результаты магнитной дефектоскопии газопровода Оренбург-Самара показали высокую работоспособность снаряда-дефектоскопа ДМТ-1000.

Таблица 9.3

Таблица 9.5

Основные технические данные дефектоскопов фирмы «Philips»

 

Параметры	Марка дефектоскопа
MG 102L	MG 161L	MG 225L	PS	PS
Напряжение, кВ				60¸ 220	60¸ 300
Ток, мА	6¸ 15	4¸ 10	3¸ 10
Размер фокусного пятна, мм	0, 4¸ 1, 5	0, 4¸ 1, 5	06¸ 70	2, 0	2, 5
Проникающая способность по стали, мм	до 15, 0	до 35, 0	до 60	до 37	до 60
Масса, кг	3, 5	8, 0	15, 0	23, 0	38, 0

 

Ремонт свищевых повреждений

Практика эксплуатации газопроводов показывает, что одной из серьезных проблем, стоящих перед газотранспортными предприятиями отрасли, является ремонт свищевых повреждений в стенках труб , через которые теряются значительные объемы природного газа, что, приводит к значительному ущербу и загрязнению окружающей среды. Кроме того, сквозные дефекты в трубах являются источниками возникновения взрывов и пожаров в местах прохождения трасс газопроводов и расположения компрессорных станций. Указанные дефекты могут возникнуть в процессе изготовления труб при производстве строительно-монтажных работ (складирование и транспортировка труб, сварочно-монтажные и изоляционно-укладочные работы), а также при эксплуатации газопроводов.

В настоящее время участки газопроводов, имеющие свищевые повреждения, ремонтируются преимущественно способом врезки катушек [15], что связано с большими материальными и трудовыми затратами.

Таким образом, методы и средства ремонта свищевых повреждений должны обеспечивать:

ü безопасность при проведении ремонтных работ;

ü технологичность работ по ликвидации свищевых повреждений;

ü простоту изготовления и низкую стоимость устройств;

ü экологичность.

Проведенный анализ методов и средств ликвидации свищевых повреждений позволил выявить и детально рассмотреть наиболее перспективные технологии проведения ремонтных работ при ликвидации сквозных дефектов [59].

Возможны два варианта ликвидации свищевых повреждений – снаружи и изнутри.

Ликвидация сквозных локальных дефектов газопровода без остановки перекачки продукта снаружи технически проще, чем изнутри, т.к. значительно упрощается определение местоположения дефекта, доставка средств ремонта и имеется возможность установки на трубу различных пространственных конструкций.

Простейшим способом ликвидации свищей небольшого диаметра (порядка 1¸ 3 мм) является зачеканивание отверстия свища пластичным металлом (свинцом, медью) с помощью омедненного инструмента.

Основные недостатки этого способа: большая опасность, связанная с нанесением ударных нагрузок и недостаточная надежность по причине возможной разгерметизации.

Простейшими устройствами для устранения небольших утечек газа из газопроводов через свищи, трещины, пробоины и т.п. дефекты являются устройства типа хомутов, струбцин, прижимов, обеспечивающих плотное и герметичное перекрытие мест утечек и уплотняющих прилегающие зоны трубопровода с помощью эластичных прокладок, пластырей, подкладок.

Известно техническое решение [59], представляющее собой устройство для укрепления и уплотнения участка трубопровода с применением укрепляющего элемента в виде металлической накладки, устанавливаемой на дефектный участок поверхности трубопровода и прижимается удерживающими хомутами. Накладка имеет специальные штуцеры для ввода уплотняющего вещества. Штуцеры расположены вдоль краев накладки и имеют сквозные каналы для пропуска уплотняющего вещества в уплотняющую камеру. Уплотняющая камера представляет собой сплошной желоб, проходящий вдоль краев накладки, соединяя между собой отверстия сквозных каналов. Уплотняющее вещество в уплотняющей камере для увеличения прочности может армироваться, например, сеткой из «тянутого» металла.

Подобные герметизирующие накладки сами по себе не применимы на газопроводе, работающем под давлением, т.к. для затвердевания уплотняющего вещества необходимо какое-то время, в противном случае, уплотняющее вещество будет выдавлено и не даст нужного эффекта. Поэтому данное устройство требует доработки в плане разделения во времени процесса затвердевания герметизирующего вещества под накладкой и достижения полной герметизации отверстия в трубопроводе. Такое разделение по времени может обеспечить, например, специальный патрубок с краном, который приваривается к накладке посередине, над самым свищом. Пока происходит отвердевание герметизирующего вещества, кран должен быть открыт, и пропускать газ, не создавая напряжений, открывающих накладку. После отвердения герметизирующего вещества кран должен быть закрыт, и выход газа будет полностью прекращен.

При применении метода магнитов на свищи в теле трубы устанавливаются специальные бруски-магниты, которые способны выдерживать давление газа в данном месте. Бруски-магниты должны иметь уплотняющие прокладки или устанавливаться с нанесением слоя уплотняющего вещества.

При применении каучуковых уплотнителей на свищи накладывается каучуковая пробка, которая с помощью бандажа вдавливается в отверстие свища. Через определенное время каучуковый состав затвердевает, обеспечивая достаточную плотность.

Американской фирмой «Plidco» [59] разработаны устройства, позволяющие произвести надежную герметизацию локальных свищевых повреждений для их последующего ремонта на действующих газопроводах. К ним относятся:

ü разборная ремонтная муфта, предназначенная для постоянного ремонтного соединения, работающего под давлением. После прекращения выхода газа для повышения надежности возможна приварка муфты;

ü ремонтная трубная муфта, которая позволяет остановить утечки газа через отверстия, вызванные питтинговой коррозией. Характерной особенностью этой муфты является патентованный центрирующий штифт, который направляет вершину конуса из каучука в отверстие свища. Прижимным винтом создается усилие, прижимающее конус к месту свища. После устранения утечки место уплотнения накрывается прочным колпаком и приваривается.

Общим признаком, характеризующим тип устройств для ликвидации свищей изнутри, является то, что они перемещаются внутри трубопровода в потоке перекачиваемого продукта, останавливаются, реагируя на свищ или иное повреждение, фиксируются на стенках трубы и герметизируют место повреждения, предотвращая утечку и позволяя производить ремонтные работы, [59].

Типичным представителем таких устройств является следующая конструкция: поршень, имеющий полый конус с установленными по концам его внешней поверхности уплотнениями, между которыми в стенке корпуса имеется отверстие и запирающее его в отверстие, выполненное в виде подпружиненной втулки. При прохождении устройства над местом утечки давление в пространстве между кольцевыми ободами падает, в результате чего кольцевые ободы прижимаются давлением газа к стенке трубопровода. Устройство останавливается над местом утечки и тем самым перекрывает его, после чего можно произвести восстановление герметичности стенки трубы.

Оригинально решен вопрос срабатывания запорного органа в устройстве для временного перекрытия течи в действующем трубопроводе. Повышение надежности его срабатывания осуществляется за счет того, что в средней части корпуса выполнены сквозные окна, а запорный орган выполнен в виде охватывающего корпус и закрепленного по его концам гибкого эластичного рукава с подвижными в радиальном направлении клиновидными элементами, выступающими через окна в корпусе.

При прохождении над местом течи в кольцевой полости между трубопроводом и корпусом с манжетой происходит быстрое падение давления, и гибкий эластичный рукав под действием давления в трубопроводе прижимается к его стенке оттягивая за собой клиновидные элементы. В результате этого перепад давления в трубопроводе резко уменьшается и, за счет трения, манжет о стенки трубопровода устройство останавливается. После устранения утечки и выравнивания давления в кольцевой полости и полости корпуса рукав вместе с клиновидными элементами возвращается в исходное положение, восстанавливается перепад давления, который перемещает устройство по трубопроводу.

Одним из важных вопросов в разработке конструкций подобных устройств является надежная фиксация запорного устройства в трубопроводе.

Представляет интерес устройство для аварийного перекрытия трубопровода в случае возникновения утечек, представляющее собой цилиндрическую пружину, заключенную в оболочку из пластичного материала. При закручивании пружины ее наружный диаметри, следовательно, диаметр оболочки уменьшается. Наружный диаметр полностью разгруженной (незакрученной) пружины несколько больше внутреннего диаметра трубопровода. Внутри пружины помещен привод, осуществляющий вращение концов пружины навстречу друг другу вокруг оси ее образующего цилиндра. Запорное устройство вводится в трубопровод при включенном приводе, когда наружный диаметр оболочки приспособления меньше внутреннего диаметра трубопровода.

В месте, где предполагается использование устройства, привод отключается, и оболочка прижимается пружиной к трубопроводу, фиксируя устройство.

В последнее время все чаще предлагаются устройства для комплексного решения проблемы восстановительного ремонта внутренней поверхности трубопровода, когда устройства не только перекрывают трубопровод в месте повреждения, но и устраняют это повреждение. Так, например, существует устройство для устранения утечек, содержащее корпус, на котором закреплены детектор обнаружения утечки, подпружинные колеса и манжета. Вокруг колеса навит рулоном герметизирующий элемент в виде обрезиненной с одной стороны полосы из упругой пружинной стали, который удерживается от раскручивания тарельчатыми шайбами, сносными с корпусом. Эти шайбы подпружинены, и в корпусе помещен импульсный кольцевой электромагнит. При достижении места повреждения по сигналу детектора на короткий промежуток времени подключается электромагнит, притягивая тарельчатые шайбы к торцам корпуса, и освобождает герметизирующий элемент, который, распрямляясь под действием упругих сил, прижимается к внутренней стенке трубопровода, перекрывая течь.

Недостатком данного устройства является лишь то, что внутренние «заплатки» могут стать помехой при пропуске очистных устройств. Однако, в экстремальных случаях, например, при возникновении взрывоопасной обстановки от утечки газа при невозможности проведения немедленного ремонта, эта мера может оказаться единственной.

При сравнении двух методов ремонта свищевых повреждений на газопроводах наружного и внутреннего следует отметить очевидные преимущества первого, заключающего, прежде всего в простоте используемых устройств и оснастки . Кроме того, наружный метод ремонта свищевых дефектов не требует предварительной подготовки участка трассы газопровода для пропуска шаблона и дорогостоящего внутритрубного снаряда с устройством камер запуска и приема поршней.

ВНИИГАЗом в настоящее время разработан и успешно испытан ряд специальных устройств для безопасного ремонта свищевых повреждений, а также поверхностных дефектов металла труб действующих газопроводов, без остановки процесса перекачки газа [14].

 

Устройство УЗС-01

Ремонт свищевых отверстий диаметром до 14 мм, расположенных на верхней половине сечения трубы, целесообразно производить при помощи устройства для заделки свищей типа УЗС-1, конструкция которого представлена на рис. 9.6.

Устройство состоит из опорной плиты 1, упорной 2 и нажимной 3 планок, установленных на опорной плите при помощи шпилька 7 с упорной втулкой 6 и уплотнителем 8.

Для перекрытия свища собранное устройство устанавливается на поверхность трубы с таким расчетом, что шпилька 7 надетым на нее уплотнителем 8 расположилась примерно по центру свища и уплотнение перекрывало всю толщину стенки трубы. Далее, завинчиванием нажимных болтов 5 упорная и нажимная планки раздвигаются. При этом втягивается шпилька 7, конус которой разжимает уплотнение 8, тем самым, перекрывая отверстие. После перекрытия отверстия гайка 9, шпильки 7 отвинчивается и приспособление снимается.

Поверхность трубы, прилегающая к перекрытому свищевому отверстию на участке площадью не менее 200´ 300 мм, очищается от грязи, следов коррозии и остатков изоляции и упрочняется полимерным композиционным материалом (например, клеем «Монолит»), армированным стеклотканью.

После отвердения упрочняющего полимерного покрытия свободный конец шпильки 7 срезается, после чего восстанавливается изоляционное покрытие газопровода.

Рис. 9.6. Ремонт при помощи устройства УЗС-01:

а – установка устройства на свищ; б – заделка свища; 1 – опорная плита; 2 – упорная планка; 3 – нажимная планка; 4 – направляющие; 5 – нажимные болты; 6 – упорная втулка; 7 – шпилька; 8 – уплотнитель

 

Ремонтный хомут ВГ-101

Применение ремонтного хомута ВГ-101 целесообразно при перекрытии свищевых повреждений и единичных сквозных коррозионных каверн диаметром до 25 мм независимо от места их расположения па поверхности трубопроводов.

Ремонтный хомут ВГ-101 (рис. 9.7) состоит из стакана 1 с отводом шлангом 2 и винтовым затвором 3 и крепежного хомута 4, соединенного со стаканом натяжными болтами 5.

Хомут надевается на трубу в непосредственной близости от дефекта. На нем устанавливается при помощи стяжных болтов, полностью собранных (с винтовым затвором 3 и отводным шлангом), стакан 1. Перемещением хомута по трубе стакан надвигается на дефект. Правильность установки стакана в зоне, не удобной для наблюдения, определяется по началу интенсивного выхода газа из отводного шланга. После фиксации стакана и хомута натяжными шпильками выход газа в приямок должен полностью прекратиться. После прекращения выхода газа из-под зафиксированного стакана, завинчивается до упора затвор 3, при этом полностью прекращается выход газа из отводного

шланга.

 

Рис. 9.7. Ремонт при помощи хомута ВГ-101:

а – установка устройства на свищ; б – заделка свища; 1 – стакан; 2 – отводный шланг;

3 – винтовой затвор; 4 – хомут; 5 – затяжной болт

 

В случае если после перекрытия затвора, будут иметь место утечки газа из шланга или из-под кромок стакана, затвор и хомуты должны быть ослаблены, положение стакана должно быть уточнено и процесс фиксации стакана и затвора повторен.

После окончания работы на поверхности трубы повреждения изоляции устраняются, а разработанный приямок засыпается мягким грунтом.

Ремонтная муфта

Ремонтная муфта предназначена для перекрытия свищевых и коррозийных повреждений, размеры которых не позволяют использовать для их ремонта устройство УЗС-01 и ремонтный хомут ВГ-101.

Ремонтная муфта (рис. 9.8) состоит из двух полумуфт: опорной 1 и герметизирующей 2. Полумуфты одеваются на трубу и соединяются вдоль продольной образующей при помощи болтов 3. Герметизирующая полумуфта снабжена краном 4 для свободного выхода газа во время установки муфты и уплотняющего кольца 5. Кроме того, на обеих полумуфтах вдоль радиальных и продольных образующих в специальном пазе установлен уплотнительный шнур 6, который позволяет исключить возможность повреждения стенки трубопровода при установке муфты, и герметизирует поверхность трубы под муфтой.

При монтаже полумуфты располагаются таким образом, чтобы дефектное место оказалось внутри уплотняющего кольца 5 герметизирующей полумуфты 2. При этом кран 4 должен быть полностью открыт. После равномерной затяжки болтов, расположенных на продольных образующих, кран 4 перекрывается, нейтрализуя дефект.

В случае если после затяжки болтов и перекрытия крана 4 из-под радиальных и продольных образующих полумуфт продолжается утечка газа, затяжные болты 3 должны быть ослаблены, кран открыт, и положение уплотняющего кольца 5 муфты уточнено. После чего процесс фиксации повторяется.

При использовании для повреждений, приведенных выше технологическая карта, в которой факторы, влияющие на проведение ремонтных работ [56]:

ü наименование газопровода и эксплуатирующая его организация (ЛПУ);

ü диаметр и рабочее давление;

ü участок ремонта (км трассы, пикет);

ü тип повреждения и объем ремонта (свищ, каверна, задир, трещина, длина/диаметр, ширина, глубина);

ü способ устранения (запорное устройство, хомут, муфта);

ü давление в газопроводе на время ремонта;

ü земляные работы (размеры прямика, способ произ­водства земляных работ).

Технологическая карта согласовывается территориальной инспекцией Газнадзора России и утверждается руководством ЛПУ.

Все работы по ликвидации свищевых повреждений выполняются в соответствии с «Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов», [74].

Рис. 9.8. Ремонтная муфта:

1 – опорная подмуфта; 2 – герметизирующая полумуфта; 3 – болты; 4 – задвижка (кран);

5 – уплотняющее кольцо

 

Кроме того, для ликвидации свищевых и других повреждений при производстве ремонтных работ на магистральных газопроводах разработано устройство, снабженное магнитами, принцип работы которого основан на удержании герметизирующего узла при помощи захвата под местом повреждения [72]. Захват выполнен на базе высокоэффективных постоянных магнитов и представляет собой механическую конструкцию, работающую в режиме «включен – выключен» без подвода энергии. Герметизация повреждения осуществляется в следующей технологической последовательности:

· установка устройства на поврежденный участок газопровода;

· перевод захвата в режим «включен» путем поворота элемента конструкции;

· фиксация захвата;

· ликвидация повреждения.

Данное устройство было испытано для ликвидации и ремонта свищевого повреждения диаметром 12 мм в трубе Ø 1020 мм под давлением, равным 62 кгс/см². Испытания показали нормальное функционирование устройства.

Ремонт с применением сварки

Оценка ремонтопригодности труб, вид назначаемого ремонта, а также участок укладки отремонтированных сваркой труб магистрального газопровода определяются в процессе отбраковки труб в соответствии с требованиями инструкций [66, 67].

Ремонту с применением сварки могут подвергаться дефекты, размеры которых по глубине и протяженности (условному диаметру D_y, рис. 9.9.а) не превышают значений, приведенных в табл. 9.7.

Таблица 9.7

Таблица 9.9

Режим заварки дефектов

 

123456789Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. Chapter 1 Part 1 / Глава 1 часть 1
2. Chapter 1 Part 2 / Глава 1 часть 2
3. Chapter 1 Part 3 / Глава 1 часть 3
4. Chapter 1 Part 4 / Глава 1 часть 4
5. Chapter 10 Part 1 / Глава 10 часть 1
6. Chapter 10 Part 2 / Глава 10 часть 2
7. Chapter 11 Part 1 / Глава 11 часть 1
8. Chapter 11 Part 2 / Глава 11 часть 2
9. Chapter 2 Part 1/ Глава 2 часть 1
10. Chapter 2 Part 2 / Глава 2 часть 2
11. Chapter 2 Part 3 / Глава 2 часть 3
12. Chapter 3 Part 1 / Глава 3 часть 1