Технология капитального ремонта газопровода
Министерство образования и науки Российской Федерации
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Тюменский государственный архитектурно-строительный университет
Кафедра «Техносферная безопасность»
Курсовой проект
по дисциплине: «Производственная безопасность»
На тему «Технология капитального ремонта газопровода»
Проверил:
Тюмень – 2014
Содержание
Введение…………………………………………………………
1. Диагностика магистральных
газопроводов………………………………......
2. Подготовительный этап
проведения ремонта…………………………..
3. Основные этапы проведения ремонтных работ……………………………...7
3.1 Земляные работы…………………………………………..………………
3.2 Очистные и изоляционно-укладочные работы………………………...11-13
3.3 Огневые работы…………………………………………………………..
4. Расчет толщины стенки трубопровода…………………………………...
5. Контроль качества выполненных работ…………………………………21-24
Заключение……………………………………………………
Список литературы……………………………………………………
Введение
Актуальность данной темя заключается в том, что одной из важнейших проблем развития газовой промышленности является повышение уровня эксплуатационной надежности магистральных газопроводов с целью поставки запланированных объемов газа отечественным и зарубежным потребителям. Энергетической стратегией России на период до 2020 года предусматривается добыча и транспортировка газа в 6 стран СНГ и Балтии, 19 стран Западной Европы и Турцию. Главная задача в транспорте газа - обеспечение надежного и безопасного функционирования системы магистральных газопроводов за счет комплекса плановых мероприятий, в том числе и капитального ремонта.
Цель курсового проекта: Проанализировать основные методы капитального ремонта магистральных газопроводов.
Задачи:
- Провести диагностику магистральных газопроводов
- Рассмотреть подготовительный этап ремонтных работ
- Проанализировать основные этапы проведения капитального ремонта магистральных трубопроводов
- Произвести расчет толщины стенки трубопровода
- Рассмотреть порядок контроля
качества выполненных работ
1. Диагностика магистральных газопроводов
На каждый газопровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает:
Рисунок 1.1 - Структурная схема диагностических работ на МГ
Индивидуальная программа диагностирования может также включать в себя: обследование (при наличии технико-экономической целесообразности) линейной части газопроводов приборами внутритрубной диагностики; тепловизионный контроль отдельных элементов; акустико-эмиссионный контроль потенциально опасных участков газопровода (переходы через железные и автомобильные дороги, овраги, водные преграды); приборный контроль параметров вибрации виброопасных участков трубопроводов и др.
2. Подготовительный этап проведения ремонта
Подготовительные работы при капитальном ремонте газопроводов включают:
- определение оси трассы
и глубины заложения
- определение мест пересечения
газопровода с другими
- планировку трассы;
- демонтаж существующих
объектов линейной части, попадающих
в зону ремонта и
- устройство временных
подъездных дорог, технологических
проездов, оборудование переездов
автотранспортной техники
Подготовительные работы на ремонтируемом участке газопровода осуществляются после оформления в установленном действующим земельным законодательством порядке документов, подтверждающих право пользования земельными участками на период проведения капитального ремонта магистральных газопроводов, включая земельные участки, необходимые для устройства временных проездов, а в случае размещения новых наземных сооружений (крановые узлы, КИП и др.) газопровода - на период эксплуатации. При этом ширина полосы отвода земель принимается в соответствии с действующими нормативными документами и заблаговременно согласовывается заказчиком с землепользователями и лесничествами.
Результаты измерений глубины заложения газопровода наносятся на вешки, устанавливаемые по оси трубопровода через каждые 50 м, а на участках с малой глубиной заложения и сильно пересеченным микрорельефом - через каждые 25 м. С таким же интервалом отмечаются вешками оси параллельных газопроводов в зоне выполнения ремонтных работ. На углах поворота, в местах пересечений и на границах разработки грунта вручную знаки устанавливаются с интервалом 5 м.
Работы по планировке участка ремонтируемого газопровода выполняются после получения письменного разрешения на производство работ от заказчика и определения действительной глубины залегания газопровода.
Планировочные работы включают срезку валика, бугров, неровностей, подсыпку низинных мест и подготовку полосы для прохода ремонтной техники.
При проведении подготовительных работ вешками обозначаются все пересечения с подземными коммуникациями (трубопроводы, силовые кабели, кабели связи и др.). Технические условия на пересечения согласовываются с представителями организаций, эксплуатирующих указанные коммуникации.
Пересечение автотранспортной и гусеничной техникой действующих газопроводов и коммуникаций допускается только в специально оборудованных местах - временных переездах. Места расположения и конструкции переездов определяются проектом производства работ или технологическими картами.
Для устройства переездов через газопровод и коммуникации следует выбирать по возможности сухие участки трассы, где газопровод (коммуникации) находится в заглубленном проектном положении и не имеет поворотов в горизонтальной плоскости.
3. Основные этапы проведения ремонтных работ
3.1 Земляные работы
В зависимости от технического состояния газопровода, вида грунта и выбранного метода ремонта земляные работы могут включать:
- снятие плодородного слоя грунта;
- снятие минерального грунта над газопроводом;
- вскрытие ремонтируемого участка газопровода;
- засыпку разработанной траншеи;
- разработку новой траншеи;
- засыпку отремонтированного газопровода, включая подбивку и уплотнение грунта под ним;
- восстановление плодородного слоя грунта (рекультивацию земли);
- устройство водоотводных канав, стоков;
- устройство ограждающих дамб;
- разработку околотрубных траншей для заглубления трубопровода, разработку карьеров.
Земляные работы при ремонте газопроводов выполняются в строгом соответствии с требованиями ППР.
Вскрытие пересекаемых газопроводом действующих коммуникаций, находящихся в ведении сторонних организаций (трубопроводы, кабели и др.), производится в присутствии представителей этих организаций.
При пересечении трассой газопровода действующих подземных коммуникаций разработка грунта механизированным способом производится на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникаций (трубы, кабели и др.). Оставшийся грунт дорабатывается вручную с принятием мер, исключающих возможность повреждения этих коммуникаций.
При вскрышных работах экскаватором для предохранения тела трубы применяются защитные устройства и конструкции.
Минимальное расстояние от поверхности трубопровода при разработке грунта механизированным способом допускается:
- 0,2 м в случае производства
работ на отключенном участке
(при отсутствии защитных
- 0,5 м в случае производства работ на действующем участке в соответствии с СТО Газпром 14.
При ремонте в траншее вскрытие осуществляется в два этапа:
- первый этап - вскрытие
газопровода с разработкой
- второй этап - разработка грунта под газопроводом на глубину, обеспечивающую прохождение ремонтной техники, но не менее 0,65 м - для газопроводов диаметром до 820 мм; 0,8 м - для газопроводов 1020-1420 мм.
При ремонте на берме траншеи вскрытие производится до нижней образующей с последующим подъемом газопровода на берму траншеи, удалением с трубопровода старого изоляционного покрытия и укладкой на инвентарные опоры.
Минимальная ширина полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, равняется ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, максимальная - ширине полосы отвода.
Плодородный слой почвы (глубина снятия определяется по ГОСТ 17.5.3.06) снимается и перемещается во временный отвал.
Снятие плодородного слоя рекомендуется производить на всю толщину, по возможности за один проход или послойно за несколько проходов. Не допускается смешивание плодородного слоя почвы с минеральным грунтом.
При капитальном ремонте глубину заложения газопроводов, а также ширину траншеи по низу надлежит принимать с учетом требований СНиП 2.05.06-85*[6].
Поперечные профили и размеры разрабатываемых траншей в грунтах различной плотности и влажности устанавливаются ППР в зависимости от принятой технологии (при укладке вновь смонтированного участка газопровода в единую траншею с различной фактической глубиной заменяемого газопровода), диаметра ремонтируемого газопровода, а также габаритных размеров применяемых машин и механизмов.
В водонасыщенных грунтах работы по ремонту газопровода, включая его вскрытие, производятся с применением технологий понижения уровня грунтовых вод.
Грунт, извлеченный из траншей, укладывается в отвал с одной стороны траншеи оставляя другую сторону свободной для передвижения ремонтной колонны.
Во избежание обвала грунта, извлеченного из траншеи, а также обрушения стенок траншеи основание отвала извлеченного грунта располагается в зависимости от состояния грунта и погодных условий, но не ближе 0,5 м от края траншеи. До начала работ по засыпке отремонтированного и уложенного в траншею газопровода проводится восстановление устройств электрохимической защиты (приварка катодных выводов).
Засыпка траншеи выполняется после укладки участка газопровода, в сроки, определяемые требованиями технологии нанесения изоляционных покрытий. При засыпке газопровода необходимо обеспечить сохранность труб и изоляционного покрытия, а также плотное прилегание газопровода ко дну траншеи.
В скальных, щебенистых грунтах, а также сухих комковатых и мерзлых грунтах газопроводы укладываются в траншею на подсыпку из мягкого грунта (песка) толщиной не менее 10 см над выступающими неровностями основания траншеи и таким же грунтом присыпаются на высоту 20 см над верхней образующей.
Засыпка траншеи минеральным грунтом осуществляется бульдозером с обеих или с одной стороны. В отдельных случаях засыпка траншеи грунтом производится одноковшовым экскаватором.
После естественного или искусственного уплотнения грунта выполняется техническая рекультивация, которая заключается в возвращении плодородного слоя почвы на нарушенную площадь.
После завершения технической рекультивации выполняется биологическая рекультивация, предусматривающая проведение комплекса агротехнических мероприятий, определенных проектом.
3.2 Очистные и изоляционно-укладочные работы
При выполнении работ в траншее подъем газопровода не производится, а его удержание (с сохранением пространственного положения) и работа очистной машины обеспечиваются с помощью грузоподъемной техники и (или) передвижных опор.
При производстве работ на берме траншеи производится подъем участка газопровода, монтаж на него очистного оборудования, удаление старого изоляционного покрытия и укладка газопровода на берму траншеи.
С целью снижения уровня напряжений в металле труб газопровода технологические параметры (высота подъема газопровода, расстояние между трубоукладчиками и т.д.) строго соблюдаются и контролируются в процессе производства работ. Указанные параметры рассчитываются и приводятся в проектах производства работ и технологических картах. При этом расчетный уровень напряжений в газопроводе не должен превышать 0,5 нормативного предела текучести металла труб.
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
- при необходимости - нагрев металла трубы;
- нанесение грунтовки;
- нанесение нового
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
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.