Правила производства работ по выборочному капитальному ремонту магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях (стр. 4 )

6.13. Выборочному ремонту заваркой подвергаются отдельно расположенные единичные дефекты - это дефекты, расстояние между которыми должно быть:

- не менее 500 мм при максимальном размере дефекта от 50 до 80 мм;

- не менее 300 мм при максимальном размере дефекта менее или равном 50 мм.

При этом количество дефектов на один погонный метр трубы не должно превышать двух.

6.14. Ремонту сваркой не подлежат:

- дефекты, размеры которых превышают значения указанные в табл. 3, а также дефекты с остаточной толщиной стенки менее 3,0 мм;

- коррозионные каверны и раковины, расположенные на соединительных деталях;

Рис. 9. Заварка дефекта на трубе

а) дефект на трубе; б) механическая обработка дефекта; в) схема изложения сварных швов;

1 - наплавочный слой; 2 - заполняющие слои; 3 - контурный шов; 4 - облицовочный шов.

- дефекты, расположенные на расстоянии менее: 100 мм при Dy деф. < 50 мм; 300 мм при Dy деф. > 50 мм от сварных швов (продольных, кольцевых);

- дефекты, имеющие трещины или видимые расслоения металла, а также вмятины, гофры и скопления каверн в виде сплошной сетки.

6.15. Заварка дефектных мест выполняется ручной электродуговой сваркой электродами основного типа.

Перед заваркой дефектное место обрабатывается механическим способом (фрезой или шлифовкой) (рис. 9б) с целью:

- получения формы кратера, обеспечивающего равномерное и качественное положение валиков;

- полного удаления продуктов коррозии и возможных поверхностных микротрещин.

Прилегающие к кратеру участки зачищаются до металлического блеска на ширину не менее 15 мм с предварительным удалением остатков изоляционного покрытия, ржавчины, грязни, масляных пятен.

6.16. Перед заваркой дефектов производится предварительный подогрев металла труб. Условия подогрева и его температура приведены в табл. 9.

Таблица 9.

Предварительный подогрев металла труб перед заваркой дефектов

6.17. Подогрев труб осуществляется электрическими или газовыми нагревателями. Контроль температуры производится приборами типа ТП-1.

6.18. Наплавка металла на дефект включает: первый наплавочный слой, заполняющие слои, контурный шов и облицовочный шов (рис. 9в). Первый наплавочный слой и контурный шов выполняются электродами диаметром 2,5-3,25 мм, заполняющие и облицовочный - электродами диаметром 3,0-4,0 мм на сварочных режимах, приведенных в табл. 10.

Таблица 10.

Режим заварки дефектов

6.19. При заварке дефектов количество наплавляемых слоев должно составлять не менее двух (без учета контурного слоя шва). Сварка выполняется валиками шириной "l" не более 20 мм с взаимным перекрытием не менее 3 мм. Контурный слой шва выполняется с колебаниями перпендикулярно граничной линии (рис. 9в), при этом ширина шва "l1" составляет от 8 до 14 мм. Сварные швы накладываются плотно с мелкой чешуйчатостью (0,5-0,7 мм), что обеспечивает плавный переход к основному металлу трубы.

6.20. После завершения заварки дефектного участка трубы наружная поверхность наплавки обрабатывается механическим методом, при этом поверхность должна быть ровной, без видимой чешуйчатости, усиление - равномерным по всей площади. Высота усиления должна находиться в пределах от 0,5 до 1,7 мм (рис. 10) и контролироваться с помощью индикатора.

После проведения ремонта заваркой термообработка выполняется в соответствии с требованиями РД-558-97 [5].

6.21. Контроль качества заварки дефектов осуществляется систематическим пооперационным контролем; внешним осмотром заварных дефектов; проверкой сплошности направляемого металла физическими неразрушающими методами контроля (ультразвуковым - по ГОСТ , радиографическим - по ГОСТ 7512-82).

6.22. Выборочный ремонт газопроводов методом заварки дефектов труб выполняется в соответствии с требованиями "Руководящего документа по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах" РД-558-97 [5].

с = Rн – Rтр = 0,5 × 1,7 мм

Рис. 10 Механическая обработка наплавленного участка.

7. ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ НА БОЛОТАХ

7.1. Выборочный ремонт газопроводов в условиях обводненной и заболоченной местности должен производиться в соответствии с требованиями ВСН 51-1-97 и настоящей инструкции. Контроль и оценку прочности участков газопроводов, потерявших проектное положение и образовавших арки выпучивания в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а также разработку проектных решений по снятию опасных напряжений и устранению арок следует выполнять в соответствии с «Инструкцией по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах», разработанной ВНИИГАЗом и утвержденной Управлением по транспортировке и поставкам газа Мингазпрома 8 мая 1986 г.

7.2. Для разработки траншеи и шурфов на болотах и в условиях обводненной местности используют одноковшовые экскаваторы с обратной лопатой на уширенных гусеницах или на обычных гусеницах с применением перекидных сланей или щитов, а на болотах со слабой несущей способностью грунта (болотах II и III типов) с применением специальных понтонов и пеноволокуш.

При ведении работ в зимнее время года, когда глубина промерзания достигает 0,25 м и более, необходимо предварительно рыхлить верхний мерзлый слой тракторными рыхлителями.

7.3. При демонтаже участка газопровода, забалластированного утяжеляющими пригрузами, ширина устраиваемого вдольтрассового проезда должна предусматривать подъем и укладку на него демонтированного трубопровода, а также укладку железобетонных пригрузов.

7.4. При демонтаже газопровода, забалластированного анкерами, первоначально отрезают несущие пояса анкеров, после этого отрезают демонтируемый участок трубопровода, а затем подкапывают и отрезают стойки анкеров на уровне не менее 0,2 м ниже проектной глубины газопровода.

7.5. Выбор конструкции балластирующих устройств при переукладке ремонтируемых участков газопроводов в условиях обводненной и заболоченной местности определяется исходя из конкретных условий производства работ: сезона, характеристики грунтов и уровня грунтовых вод в траншее, а также действующих на устройство нагрузок на основе результатов технико-экономического сравнения различных вариантов обеспечения их устойчивости на проектных отметках.

7.6. Для балластировки и закрепления перекладываемых газопроводов используют:

- на переходах через глубокие болота с мощностью торфа больше глубины траншеи железобетонные утяжелители охватывающего типа УБО-М, конструкция которых обеспечивает возможность учета дополнительной балластирующей способности минерального грунта засыпки над утяжелителями при групповом методе их установки на газопроводе;

- на обводненных и заболоченных территориях, участках перспективного обводнения, а также на переходах через болота с мощностью торфа, не превышающего глубины траншеи - железобетонные утяжелители УБГ и УБТ*, винтовые анкерные устройства типа ВАУ-М, заполняемые минеральным грунтом полимерконтейнеры, а также грунты засыпки, в том числе с использованием полотнищ из нетканного синтетического материала (НСМ).

________________

* Примечание: Массовое применение утяжеляющих УБГ и УБТ разрешаются после регистрации технических условий на их изготовление в установленном порядке.

7.7. Железобетонные утяжелители УБГ (рис. 11) и УБТ (рис. 12) позволяют наиболее полно учитывать балластирующие воздействия на газопровод грунтов засыпки. При использовании указанных утяжелителей расход сборного железобетона на балластировку газопровода сокращается в 2,5-3 раза по сравнению с применением железобетонных конструкций.

7.8. Установка утяжелителей типа УБТ в траншею производится до укладки газопровода, а замыкание над трубопроводом соединительных поясов - после его укладки на проектные отметки. При этом замыкание соединительных поясов в траншее без водоотлива допускается при уровне воды в ней не более 0,4 от диаметра трубы. После завершения работ по установке утяжелителя траншея должна быть засыпана минеральным грунтом.

7.9. Установка на газопровод блоков утяжелителя типа УБТ выполняется последовательно с опиранием каждой продольной стенки блока на откосы траншеи. После установки обоих блоков утяжелителя на газопровод они соединяются между собой на застроповочные петли поперечных диафрагм, после чего траншея и утяжелитель засыпаются минеральным грунтом. Утяжелители УБТ устанавливаются на газопровод, утопленный на проектной отметке без водоотлива при уровне воды в траншеи не более 0,5 от диаметра трубы.

7.10. Применение винтовых анкерных устройств типа ВАУ-М с измененной режущей кромкой заходной части винтовой лопасти (рис. 13) для закрепления газопроводов позволяет увеличить диаметр лопасти анкера до 500-550 мм и обеспечивает, при этом, уменьшение величины крутящего момента в процессе завинчивания анкеров в грунт.

Рис. 11. Железобетонный утяжелитель типа УБГ:

1 - газопровод; 2 - приямок в траншее для установки утяжелителя;

3 - шарнирно-соединенные плиты; 4 - силовой соединительный пояс; 5 - дно траншеи

Примечание. Габариты плиты для утяжелителей типа УБГ-1420 и УБГ-1220 составляют 3000x1500x180 мм, а для УБГ-1020 соответственно 3000x1500x140 мм

Рис. 12 Железобетонный утяжелитель типа УБТ:

1 - газопровод; 2 - продольная плита; 3 - поперечные диафрагмы;

4 - узел крепления поперечных диафрагм после установки блоков утяжелителя на газопровод

Примечание. Длина продольной стенки утяжелимм, высота - 1800 мм (для балластировки газопроводов диаметром 1420 и 1220 мм) и соответственно 1500 мм для балластировки газопроводов диаметром 1020 мм.

Рис. 13. Винтовое анкерное устройство ВАУ-М:

1 - газопровод; 2 - тяга анкера с наконечником; 3 - винтовая лопасть;

4 - силовой соединительный пояс

7.11. В качестве грунтозаполняемых утяжелителей для ремонтируемых газопроводов используют полимерно-контейнерные балластирующие устройства типа ПКБУ, а также полимерконтейнеры типа ПКР-Ф, формируемые непосредственно в траншее над уложенным в проектное положение газопроводе. При этом заполнение минеральных грунтов полимерконтейнером совмещают с засыпкой траншеи.

7.12. Наиболее рациональным способом балластировки ремонтируемых газопроводов минеральным грунтом в сочетании с полотнищами из НСМ и утяжелителями типа УБО или УБО-М является комбинированный способ. При этом работы по балластировке производятся в следующем порядке:

- полотнища из НСМ укладываются в траншею над уложенным в проектное положение газопроводом на откосы траншеи;

- траншея заполняется минеральным грунтом (местным или привозным), при этом концы балластируемого участка, длина которого, как правило, не превышает 25 м, не засыпаются с каждого торца на длине 1,0-1,5 м;

- полотнища из НСМ длиной 26-29 м замыкаются над балластируемым газопроводом с перехлестом в сторону технологической дороги не менее, чем на 0,5 м, на торцевых участках полотнище укладывается непосредственно на незасыпанный газопровод и закрепляется утяжелителями типа УБО, после чего производится окончательная засыпка траншеи с устройством грунтового валика.

7.13. Работы по перебалластировке ремонтируемых участков газопроводов производятся в соответствии с требованиями ВСН 39-1. "Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов". М, 1998 [9].

8. РЕМОНТ ПЕРЕХОДОВ ПОД АВТОМОБИЛЬНЫМИ И ЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ

8.1. Ремонт переходов под автомобильными и железными дорогами производят либо одновременно с выборочным ремонтом других дефектных мест на всем отключенном участке, либо без отключения газопровода.

8.2. Подготовку и проведение ремонтных работ с отключением от газа следует производить в соответствии с:

- "Правилами производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов" ВСН 51-1-97 [10];

- "Пооперационной технологией капитального ремонта переходов через авто - и железные дороги", утвержденной Государственным газовым концерном "Газпром" в 1989 г. [13].

8.3. Проектом на ремонт перехода под автомобильной или железной дорогой должно предусматриваться обследование и ремонт самого газопровода, а также защитного кожуха, отводной трубы и вытяжной свечи.

8.4. Капитальный ремонт переходов под автомобильными дорогами без замены трубы производится при одновременном выполнении следующих условий:

- состав сварных стыков отвечает требованиям СНиП III-42-80;

- состояние металла трубы газопровода отвечает требованиям «Инструкции по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов»;

- толщина стенки трубы соответствует требованиям СНиП 2.05.06-85;

- переход не располагается на участках, подверженных коррозионному растрескиванию;

- существует возможность проведения ремонта открытым способом.

Такой ремонт следует производить в соответствии с «Инструкцией по капитальному ремонту переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги». (Дополнение к ВСН 51-1-97 утвержденной РАО «Газпром» 27 января 1999 г.).

9. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

9.1. При выборочном ремонте газопроводов условия охраны труда и техники безопасности должны быть проработаны в проекте производства работ. При этом следует руководствоваться правилами техники безопасности согласно:

СНиП III-4-80 «Правила производства и приемки работ. Техника безопасности в строительстве»;

ВСН 51-1-80 «Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности».

«Правилам техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов», М., Недра, 1985;

«Правилам безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов», утвержденным Мингазпромом 16.03.84 г.;

«Правилам технической эксплуатации магистральных газопроводов», утвержденным Мингазпромом 16.03.84 г.;

«Типовой инструкции по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома СССР», утвержденной Мингазпромом СССР 03.08.88 г.

Соответствующими разделами ВСН 51-1-97 и ВСН 39-1..

9.2. Ремонтные работы, выполняемые на газопроводе без освобождения его от газа, должны выполняться в присутствии ответственного представителя эксплуатирующей организации только в светлое время суток.

9.3. При производстве работ на болотах, в том числе с использованием технологических проездов, не допускается длительное действие постоянных нагрузок, поэтому на время значительных перерывов в работе все машины и тяжелое оборудование необходимо вывести за пределы болота. Если это затруднено, то должны быть приняты меры, исключающие их просадку.

9.4. В условиях болот запрещается допуск рабочих в траншею до установки креплений откосов и обеспечения водоотлива.

9.5. Руководитель работы обязан систематически следить за состоянием откосов и креплений и принимать необходимые меры против обрушения грунта (особенно после его увлажнения), такие как: уменьшение крутизны откосов, отвод грунтовых и поверхностных вод, усиление креплений.

При появлении опасности обрушения грунта рабочие должны быть заблаговременно удалены из опасных мест.

9.6. При установке креплений верхняя часть их должна выступать над бровкой выемки не менее чем на 15 см.

Устанавливать крепления необходимо в направлении сверху вниз поэтапно по мере разработки выемки, не допуская образования незакрепленных стенок глубиной более 0,5 м.

Разборку креплений следует производить в направлении снизу вверх по мере обратной засыпки выемки.

9.7. Ремонтные работы, производимые без освобождения ремонтируемого газопровода от газа относятся к работам повышенной опасности, производимым в охранной зоне магистральных газопроводов. Действующими нормативными документами по охране труда предусматриваются правила производства таких работ. Кроме этого, условия болот и обводненной местности являются дополнительно осложняющими факторами, требующими предъявления следующих условий охраны труда, изложенных в п. п. 9.8.-9.11.

9.8. Проверка отсутствия утечек газа и загазованности с помощью газоанализатора и визуально, а также обследование газопровода с целью выявления факторов, свидетельствующих о снижении прочностных характеристик трубопровода должны производиться ежедневно по ремонтируемой и параллельным действующим ниткам газопровода.

Размеры зоны обследования от границ мест ремонта должны устанавливаться не менее следующих:

При обнаружении утечки газа или других дефектов, снижающих прочность трубопровода, все работы, не связанные с ликвидацией дефектов, должны быть прекращены до устранения последних.

9.9. Исправность технических средств, работающих на трассе, должна проверяться ежедневно перед началом работы с отметкой в рабочем журнале.

9.10. Машинисты землеройной техники, работающие на трассе, должны иметь опыт работы на применяемой марке машины не менее 1 года.

9.11. Место производства работ на трассе газопровода должно быть обеспечено надежной связью с диспетчерским пунктом.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Инструкция по безогневой ремонтной технологии герметизации сквозных дефектов на действующих магистральных газопроводах, магистральных конденсатопроводах и резервуарах стальных. М, 1992 («Газпром»).

2. Временный руководящий документ по проведению ремонтных работ с применением клея «Монолит» на объектах газовой промышленности. М, ВНИИГАЗ, 1996.

3. Руководящий документ по применению материалов фирмы «Диамант» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности. М, Газпром, 1995.

4. Временная инструкция по проведению ремонтных работ на магистральных газопроводах под давлением газа. М, ВНИИГАЗ, 1995.

5. Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах. М, ВНИИГАЗ, 1997, РД-558-97.

6. . Совершенствование методов ремонта газопроводов. М, «Нефть и газ», 1977.

7. Временная инструкция по ремонту нефтепроводов с применением сварных муфт. М, ВНИИСТ, 1997.

8. ГОСТ Р . Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

9. Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов ВСН 39-1., М, 1998.

10. Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов ВСН 51-1-97, М, 1997.

11. Руководящий документ по применению композитных материалов фирмы «Порсил ЛТД» (Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности.

12. «Инструкция по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах», ВНИИГАЗ, 1986.

13. Пооперационная технология капитального ремонта переходов через авто и железные дороги» ВНИИГАЗ, 1989.

14. «Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами», 1999.

15. «Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов», Р9-42-99.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4