Проектування капітального ремонту ізоляційного покриття ділянки магістрального газопроводу "Київ-Захід України-І"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Зміст

Вступ

Розділ І. Аналітична частина

1. Загальна характеристика МГ КЗУ-І

2. Підготовчі роботи

2.1. Роботи, пов'язані з виведенням ділянки МГ КЗУ-І(68,8-76,0)км

в ремонт

2.2. Розрахунок кількості газу, випущеного з дільниці КЗУ-І(68,8-76,0)

км в процесі підготовки до капітального ремонту

2.3. Вогневі роботи на ділянці, що підлягає переізоляції

2.3.1. Підготовчі заходи до початку вогневих робот

2.3.2.Вогневі роботи по врізці технологічної перемички Ду 1000 з

Краном Ду 1000 між МГ КЗУ-І(61,5) та МГ КЗУ-І(81,3)

3. Виконання ремонтних робіт по заміні ізоляційного покриття

3.1. Загальні положення про проведення робіт по заміні ізоляційного

покриття

3.2. Ремонтні роботи на ділянці №1

3.3. Ремонтні роботи на ділянці №2

3.4. Ремонтні роботи на ділянці №3

3.5. Ремонтні роботи на ділянці №4

3.6. Ремонтні роботи на ділянці №5

3.7. Ремонтні роботи на ділянці №6

3.8. Ремонтні роботи на ділянці №7

4. Технологічний процес капітального ремонту ізоляційного

покриття

5.Діагностика

Розділ ІІ. Розрахункова частина

6. Розрахунок на міцність дільниці газопроводу, що підлягає ізоляції

6.1. Засипка газопроводу

Розділ ІІІ. Науково-дослідна частина

7. Впровадження реноваційного комплексу «CRC-Evans» для

проведення капітального ремонту

7.1. Загальні відомості

7.2. Обладнання для видалення старого ізоляційного покриття

7.2.1. Насосний агрегат високого тиску НDD 233

7.2.2. Дії при вводі в експлуатацію насоса високого тиску НDD 233

7.2.3. Технологія виконання робіт по очищенню від старої ізоляції

7.3. Обладнання для очистки і підготовки поверхні трубопроводу

7.3.1. Система LTMтм

7.3.2. Абразивний блок ААВтм

7.3.3. Технологія виконання робіт по підготовці поверхні

трубопроводу

7.4. Обладнання для нанесення ізоляційного покриття

7.4.1. Технологія виконання робіт по нанесенню ізоляційного

матеріалу

Розділ ІV. Економічна частина

8. Зведений розрахунок затрат, пов'язаних з освоєнням і впровадженням

в дію обладнання фірми «CRC-Evans»

8.1. Розрахунок №1 затрат по випробуванню гідроклінера фірми

«CRC-Evans»

8.2. розрахунок №2 затрат по установці обладнання для абразивної

очистки фірми «CRC-Evans»

8.3. Розрахунок №3 затрат по установці обладнання для нанесення ізоляційного покриття фірми «CRC-Evans»

Розділ V. Охорона навколишнього середовища

9. Загальні положення. Управління природоохоронною діяльністю

9.1. Вимоги до рекультивації земель, порушених при проведенні

будівництва, ремонту і експлуатації магістральних газопроводів

9.2.Рекультивація земель

Розділ VI. Охорона праці

10.Загальні положення з охорони праці при проведенні капітального

Ремонту газопроводу

10.1. Вимоги безпеки при виконанні земляних робіт

10.2. Вимоги безпеки при підйомі газопроводу

10.3. Вимоги безпеки при зміні ізоляційного покриття

Розділ VII. Протипожежна безпека

Висновок

Список використаних джерел

Додатки

А. Динаміка довжини магістральних газопроводів ДК «Укртрансгаз»

(з газопроводами відводами)

В. Газотранспортна система України

С. Характеристика газотранспортної системи ДК «Укртрансгаз» на 01.01.2005р.

D. Структура газопроводів ДК «Укртрансгаз» за діаметрами на 01.01.2006р. та довжина магістральних газопроводів за видами ізоляції

E. Зняття родючого шару ґрунту

F. Схема викриття газопроводу одноковшовим екскаватором з утворенням «карманів» глибиною 0,8 м

G. Машина підкопувальна роторна

Н. Схема укладки газопроводу на ліжки без зміни його первинного положення

J. Схема організації руху водоструменевого, абразивного та ізолюючого блоків реноваційної колони

К. Схема ступінчатих проходок КРТ при нанесенні ізоляції на підготовлену поверхню

L. Схема укладки пере ізольованого газопроводу в траншеї

М. Схема вскриття газопроводу-переходу через а/д «Фастів-Червоне»

N. Схема укладки газопроводу в контактній зоні ділянок №3,№4

Р. Схема установки газопроводу ділянки №4 на ліжки

Q. Схема забезпечення плавності переходу постілі між заглибленими і незаглибленими (різниця 0,5 м)

R. Схема установок ліжок та забезпечення плавності переходу між заглибленою і незаглибленою частинами газопроводу

ВСТУП

газопровід ремонт міцність

Газова промисловість України зародилася ще на початку 20-ст. у найстарішому нафтогазопромисловому регіоні Європи - Прикарпатті, коли попутний газ нафтових родовищ почав використовуватись в котельнях. Більш широке використання та його переробка тут почалися у 1912 - 1913 роках, коли побудували два газопроводи від Борислава до Дрогобича загальною довжиною 12 кілометрів. Ще до того часу в районі сіл Дашави і Загірного були відомі виходи горючого газу на поверхню Землі з неглибоких криниць. У 1912 році неподалік від села Дашава зі свердловини , пробуреної на сіль до глибини 500 метрів, неодноразово відмічались газопрояви. А в 1921 році в тому ж районі Дашави з глибини близько 400 метрів одержано значний на той час приплив газу. Це був початок освоєння Дашавського газового родовища. У 20-ті роки видобуток природного газу розвивався повільно . Так, до 1928 року в колишньому Союзі видобули усього 30-ть мільйонів кубометрів газу. Тут у 1929 році пошуки газу вели, зокрема, в Україні - у Бердянському районі , де поблизу села Ново - Василівка був отриманий водогазовий фонтан. Бурхливий розвиток газової промисловості розпочався під час Великої Вітчизняної війни. У 1943 році ряд заводів Самари одержав природний газ з

Бугурсланського родовища, на природний газ були переведені

промислові підприємства й електростанції Саратова.

Вже після війни - у 1940 році природний газ одержала Москва, одне за одним відкривалися великі газові родовища в

Ставропольському і Краснодарському краях , у західних областях України. У 60 - роки різко зріс видобуток газу з освоєнням Шебелинського родовища на Харківщині, а також низки родовищ, Центральної Азії і Крайньої Півночі Росії.

Основним способом транспортування природного газу на великі відстані є його перекачування магістральними газопроводами, активний розвиток будівництва яке розпочалося в роки Великої Вітчизняної війни. Небезпідставно, рівень газової індустрії пов"язується з будівництвом газотранспортних магістралей ( див. Додаток А).

Перші газопроводи були побудовані в Передкарпатті. Так, у 1924 році збудований газопровід "Стрий-Дрогобич-Стебник" протяжністю 55 кілометрів, який став основним транспортувальником дашавського газу. Згодом було споруджено газопровід "Дашава-Жидачів-Ходорів", а 1929 році - "Дашава-Львів" завдовжки 81 кілометр.

Першим значним газопроводом в Україні став газопровід "Дашава-Київ", діаметром 500 міліметрів і довжиною 509 кілометрів, побудований у 1948 році. Пропускна здатність газопроводу досягла 2,1 мільйонів кубометрів газу на добу, при робочому тиску 40 атмосфер. На той час це був найпотужніший газопровід в Європі, пропускна здатність якого перевищила 5 мільйонів кубометрів газу т добу з введенням в дію КС в містах Тернополі, Красилові, Бердичеві та Боярці. У 1951 році газопровід "Дашава-Київ" був продовжений до Москви.

Одразу ж після відкриття в 1956 році Шебелинського родовища розпочалося будівництво газопроводу до Харкова діаметром 400 міліметрів і довжиною62 км. "Шебелинка-Харків". У середині 1957 року введений в експлуатацію 200-кілометровий газопровід Шебелинка-Дніпропетровськ", в той же час став до ладу газопровід 'Шебелинка-Кривий ріг-Київ" протяжністю майже 450 кілометрів.

З 1969 року в газопровід "Шебелинка-Брянськ" став надходити газ Єфремівського родовища, а подача газу в західні області України здійснюється по побудованому в 1970 році газопроводу "Єфремівка-Київ" і далі до Карпат. Із метою забезпечення газифікації населених пунктів Криму були побудовані газопроводи "Сімферополь-Севастополь" і "Джанкой-Сімферополь".

З огляду на значне споживання газу в країні , Харківською областю було припинено подачу газу на Москву в 1975 році газопроводом "Шебелинка-Бєлгород-Курськ-Брянськ", ще раніше напрямок потоку газу по газопроводу "Шебелинка-Острогозьк" повернути зі сходу на схід, і російський газ став надходити в Україну. Період 1970-1976 рр. характеризується подальшим розвитком газової промисловості України і в 1975-1976 рр. Досягнув максимального рівня -68,7 мільярдів кубометрів на рік . У зв'язку з поступовим виснаженням основних газових родовищ з другої половини 70-х років починається зникнення обсягу видобутку газу. У1980 році вік становив уже 54,8 млрд.м. куб. , у 1990 р.-28,1 млрд. м. куб. а у 2000) зменшився до 15 млрд.м.куб. газу на рік.

Необхідність розширення експортних поставок було викликано будівництвом трансконтинентального газопроводу "Союз", будівництво якого було закінчено в 1978 р. По магістральному газопроводу "Союз" діаметром 1420 мм з робочим тиском 7,4 МПа, а довжиною якого на території України становить 1567 км: газ з родовищ Росії почав транспортуватись до країн Центральної і Західної Європи, а також використовуватись споживачами України.

У наступні роки були побудовані газопроводи "Прогрес", "Єлець-Кременчуг-Кривий Ріг", "Ананьїв-Ізмаіл" та інші, що дало можливість закільцювати українську систему газопроводів і підключити до неї споживачів.

На сьогоднішній день в Україні одна із найбільших та найскладніших у світі систем газопостачання. Щорічно через її газопроводи транспортується понад 235 млрд. кубометрів газу, з яких близько 80 млрд.м. куб. споживається в країні, а решта транспортується в країни Центральної і Західної Європи. Транспортування також великих обсягів газу дає можливість нашій країні отримувати щорічно понад 30 млрд. м. куб. газу, як оплату за транзит , що в 1,8 разів перевищує показники його власного видобутку та становить більш ніж 40 % від загальних обсягів його споживання.

Система газопостачання є національним багатством держави і виконує стратегічні функції забезпечення країни одним із основних енергоносіїв - природним газом (див. Додаток В). При цьому газотранспортна система України є однією з найпотужніших в Європі після російської. Вона має 36 тис. км. магістральних газопроводів від 100 до 1420 мм., 107 компресорних цехів із загальною встановленою потужністю 5300 МВт, 1374 газорозподільних станцій , 12 підземних сховищ газу, 4 пункти передачі газу на експорт ( див. до даток С) системи (ГТС) перевищує 280 млрд. м. куб. газу на рік. В ГТС України експлуатується 20 типів газоперекачувальних агрегатів, 76,6 % з них мають газотурбінні двигуни. Понад половина встановленої потужності ГТС України використовується для забезпечення експортних поставок газу. На сьогодні в Україні діють підземні сховища газу (ПСГ) з активним об'ємом понад 31 млрд. м. куб. газу.

ПСГ значно підвищують маневреність та надійність ГТС України : за цими характеристиками вона вигідно відрізняється від російської системи, а загальною ємністю ПСГ посідає одне з перших місць у світі.

Аналіз існуючого стану системи газопостачання показує, що в порівнянні з системою інших країн СНД, вона характеризується підвищеною надійністю. Але поточний її стан є відбитком загальноекономічних кризових явищ . Більш ніж половина устаткування КС виробила свій моторесурс : воно є переважною більшістю морально застарілим, а досить часто навіть фізично зношеним. Наслідком ситуації є досить низька ефективність його функціонування, ККД газоперекачувальних агрегатів становить часто 24-26%, мають місце перевитрати паливного газу, зниження продуктивності та надійності функціонування магістрального газопроводу. Магістральні трубопроводи в своїй більшості вимагають зміни ізоляції, ремонту та заміни труб , покращення характеристик засобів захисту від корозії. Значна частина магістральних газопроводів України знаходиться в експлуатації 20 і більше років, а близько 17% з них вичерпали свій умовний ресурс експлуатації через 33 роки. Різнорідні, частіше всього несприятливі умови їх експлуатації, призводять до старіння антикорозійного покриття труб та їх корозії. Тому виникає необхідність щорічного проведення діагностичних обстежень технічного стану газопроводів та виконання ремонтно-відновлювальних робіт. Одночасно зростають потреби в капітальному ремонті з переізоляцією діючих транспортних систем. Особливо гострою є проблема ремонту для магістральних газопроводів за ізольованих неефективними нафтобітумними і полімерними стрічками з терміном експлуатації показ 20 років. Довжина магістральних газопроводів ДК "Укртрансгаз" станом на 01.01.2003 р. за діаметрами та видами покриття приведена в додатку Д звідки видно, що більша половина магістральних газопроводів (55,6%), за ізольована бітумним покриттям, капітальний ремонт яких вимагає застосування особливих технологій та спеціальної техніки.

Незважаючи на економічні труднощі, що виникли в нашій країні , сучасні види капітального ремонту проти корозійної ізоляції все ширше освоюється в українському трубопровідному транспорті. Світовий досвід свідчить, що лише такий підхід дасть можливість досягти звичайного для передових західних країн терміну служби трубопроводів понад 30 років, у тому числі й у корозійно активних ґрунтах.

РОЗДІЛ І

Аналітична частина

1. Загальна характеристика МГ КЗУ-І

Ремонт лінійної частини магістральних газопроводів значною мірою залежить як від різноманітності та зміни топографічних, ландшафтних, ґрунтових, гідрологічних та кліматичних умов місцевості, так і від технічного стану самого трубопроводу, що підлягає ремонту. Для ремонту в умовах рівнин, боліт, гір, водяних перешкод потрібно застосовувати особливу технологію, спеціальну техніку. В іншому випадку ремонт може стати неможливим, або зовсім нетехнологічним. Необхідно зазначити, що капітальний ремонт газопроводу являється найбільш складним і трудомістким видом планового ремонту, який виконують при досягненні критичного зношування об'єкта в процесі експлуатації. Виконання капітального ремонту в умовах рівнин не становить особливих труднощів щодо організації, технології та технічних засобів його виконання в тому випадку, коли трубопровід прокладено на місцевості, яка малозаселена і не перетинає інженерних комунікацій. Що стосується України, територія якої в місцях прокладання основних газових магістралей, навіть в умовах рівнинної місцевості має складну інфраструктуру, то в таких умовах капітальний ремонт газопроводу вимагає застосування особливих технологій.

Особливість ремонту магістральних газопроводів на переходах через автомобільні шляхи та залізничні колії полягає, насамперед, в тому, що трубопровід укладено в захисному кожусі, що вимагає виймання його з патрону і піднімання на поверхню.

Таким чином, незалежно від умов та конструктивних схем прокладання газопроводів, майже всі технологічні схеми капітального ремонту, що відомі на сьогодні, вимагають виконання операцій з підніманням та опускання трубопроводу, що неминуче призводить до додаткового згину трубопроводу як в горизонтальній, так і вертикальній площинах і як наслідок, до додаткових напружень у трубопроводі.

Магістральний газопровід "Київ-Захід України-І" діаметром труб 1020 x10мм і 1020 x14мм із сталі марки 17Г1С Челябінського металургійного заводу, споруджувався і приймався в експлуатацію (1970р) згідно вимог БНіП ІІІ-Д. 10-62 на робочий тиск Рроб=5,5МПа для подачі газу з родовищ Західної України до м. Києва і далі по магістралі. В даний період газопровід використовується для транзиту російського газу в країни Західної Європи, а також для подачі газу українськім споживачам. МГ КЗУ-І відпрацював 33 роки і, згідно заключень ІЕЗ ім. Патона, сталь трубопроводу не втратила своїх пластичних властивостей. Також, згідно звіту німецької фірми "Розен Інжиніринг" про результати внутрішньо трубної дефектоскопії дільниці МГ КЗУ-І (18,66-164,19)км інтелектуальним поршнем (дільниця загальною довжиною 146км, між КС "Боярка" і КС "Бердичів") визнана, як задовільна для роботи з робочим тиском Рроб=5,5МПа. Дільниця МГ КЗУ-І (68,8-76,0)км, що входить до складу загальної дільниці МГ КЗУ-І (КС "Боярка"-КС "Бердичів") пройшла предремонтну діагностику і визнана придатною до експлуатації на Рроб=5,5МПа і підлягає виключно переізоляції. Не слід в дефектні відомості включати ремонт секцій трубопроводу, які мають дефекти і зварні стики, які відповідали вимогам БНіП-ІП-Д. 10-62, але не відповідають вимогам ВБН 012-88.

В результаті довгого періоду експлуатації дільниця МГ КЗУ-І (68,8-76,0) км, що заізольована стрічковим ізоляційним матеріалом в один шар без обгортки по результатам візуального огляду має суцільні корозійні пошкодження, або точечну корозію до 50% площі і глибиною від 0,2мм до 1,2мм та найбільшим діаметром до 2 мм. З метою визначення втрат товщини металу від корозії, було здійснено вибірковий замір товщини стінки трубопроводу прибором УТ-93П. Контроль товщини проводився в 4-х точках по периметру труб: по верхній, по нижній і по боковим утворюючим поверхні. На основі проведених вимірів можна рахувати втрати металу, що не входить за межі від'ємного допуску.

Переізоляція дільниці МГ КЗУ-І (68,8-76,0)км здійснюється шляхом укладання газопроводу на ліжки і подальшим підйомом трубопроводу у траншеї на висоту до 0,7м трубоукладниками, що забезпечує безперешкодне проходження технологічних машин. Тому є можливим виникнення таких дефектів, як поява макротріщин на зварних стиках, поява розшарувань в місцях закатки сталі та механічні пошкодження тіла трубопроводу, як результат можливої недбалості персоналу, що обслуговує вантажопідйомні механізми.

2.Підготовчі роботи

Перед початком ремонтних робіт слід здійснити слідуючі заходи:

1. Визначити місце залягання газопроводу, що підлягає переізоляції, шляхом установки вішок, сувор по осі газопроводу, з зазначенням на них точної глибини грунту до верхньої утворюючої газопроводу та розмістити ці вішки через кожні 50м на прямих ділянках кожні 25м на кутах поворотів. Визначення місця залягання газопроводу проводиться поетапно, на кожній конкретній ділянці газопроводу (500-1000)м, що підлягатиме поетапному вскриттю.

2. Оформити письмовий дозвіл на право проведення ремонтних робіт в охоронній зоні МГ КЗУ-І і МГ „Дашава-Київ" .

3. Визначити точне місце залягання кабеля технологічного зв'язку та місця перетину МГ КЗУ-І з іншими інженерними комунікаціями.

4. Визначити місця для облаштування тимчасових переїздів через діючі комунікації.

5. Здійснити відключення МГ КЗУ-І від основної магістралі (68,8км), провести продувку дільниці газопроводу (68,8-77,32)км від залишків транспортованого газу та встановити заглушки, як на відключену дільницю, так і на основну магістраль.

6. Оформити акт здачі-приймання МГ КЗУ-І (68,8-76,0)км в ремонт ізоляційного покриття.

7. Призначити осіб відповідальних за постійне ведення технологічного нагляду на весь період проведення ремонтних робіт.

8. Оформити із землевласниками договори на потраву земель при виконанні ремонтних робіт на МГ КЗУ-І.

9. Облаштувати побутові приміщення (вагон-будинки) для ремонтного персоналу в польовох умовах та організувати систему харчування. Визначити місце дислокації побутових приміщень та схему руху автотранспортних засобів.

10. Визначити місце розташування ремонтного майданчика та схему його руху при виконанні ремонтних робіт.

Передислокувати ремонтну землерийку та вантажопідйомну техніку на ремонтний майданчик.

2.1 Роботи пов'язані з виведенням ділянки ділянки МГ КЗУ -1 (68,8 -76,0 ) км в ремонт

Послідовність переключень.

Для виведення дільниці МГ КЗУ-І (68,8-81,3)км в ремонт слід здійснити наступні заходи:

1. Відкриваються перемички між КЗУ-І, КЗУ-ІІ, лупінгом КЗУ-ІІ (див. схема 2.1., схема 2.2):

-дільниця Бердичинського ЛВУМГ: (132,8км/115,6км); (162,8

км/145,6км); (93,2км/20,5км); (116км/43,3км); (145,6км/74,0км);

(110,4км/93,2км);

-дільниця Боярського Л В УМГ: кр№9 (19,7км/1,7км); кр №98-12.

2. Закриваються крани:

- №780р-6(Д-К/Ду-150Б.Ц.);

- №780-6 (Д-К/Ду-300 Б. ІД.);

- №780р-6р (луп Д-К/Ду-150 Б. Ц.);

- №780-6р (луп.Д-К/Ду-300 Б. Ц.); Відкриваються крани: -№98-17(КЗУ-І/Ду-300 Б. Ц.); -№98-17р (КЗУ-І/Ду-150 Б. Ц.);

3. Закриваються крани:

-№180(64, Зкм КЗУ-І);

-№190 (88, 2км КЗУ-І);

Йде вибірка природного газу споживачами Б. Церківського району

з дільниці МГ КЗУ-1 (64,3-88,2) км.

Кінцевий тиск в дільниці - 1,0Мпа.

Перед стравлювання газу з дільниці в атмосферу слід здійснити

наступні переключення: 1 .Закриваються крани:

-№98-17(КЗУ-І/Ду-300 Б. Ц.);

-№98-17р(КЗУ-І/Ду-150 Б. Ц.). 2.Відкриваються крани:

-№780р-6 (Д-К/Ду-150 Б. Ц.);

-№780-6 (Д-К/Ду-300 Б. Ц.);

-№780р-6р (луп Д-К/Ду-150 Б. Ц;);

-№780-6р (луп Д-К/Ду-300 Б. Ц.); Після випорожнення від газу з дільниці МГ КЗУ-І (68,8-81,3)км розпочинаються вогневі роботи пов'язані з підключенням технологічної перемички діаметром проходу 1000мм між МГ КЗУ-11(61,5) і МГ КЗУ-І (81,3км), а також відглушення від основної магістралі дільниці МГ КЗУ-І (68,8-76,0).

2.2 Розрахунок кількості газу випущено з дільниці МГ КЗУ-І (64,3-88,2)км в процесі підготовки до капітального ремонту ізоляційного покриття

Для даного розрахунку використовуємо наступні дані:

Діаметр газопровода 1020x10 початковий тиск при якому здіснюєтьсястравлення газу в атмосферу, після споживання його з дільниці споживачами Білоцерківського району становить 1МПа; кінцевий тиск в газопроводі 0,1МПа;початкова температура газу при стравленні Тп = 293 К; кінцева температура Тк = 285 К;

Розрахунок кількості випущеного газа проводимо за формулою:

q= 2204 D2*L/Тn(Рн/Zn- Рк/Zк), (1)

де L -довжина дільниці, км;

D -внутрішній діаметр газопроводу, м;

Рн,Рк-початковий і кінцевий тиск випускання, МПа;

Тп-початкова температура газу, К;

Zn і Zк -коефіцієнт стисливості газу при Рн і Рк.

Для подальшого розрахунку слід визначати Zn і Zк виходячи з формул:

Zn= 1-0,4273 Рн*10/47,1(Тn/200)-3,668 (2)

Zк= 1-0,4273 Рк*10/47,1(Тк/200)-3,668 (3)

Zn= 1-0,4273 1*10/47,1(293/200)-3,668 = 0,9777

Zк= 1-0,4273 0,1*10/47,1(285/200)-3,668 =0, 9975

Підставимо у формулу(1) значення коефіцієнтів Zn і Zк та значення L =23.9 км, D =1.0м визначимо кількість газу, що буде випущено в атмосферу

q= 2204 (1,0)2*23,9/293(1,0/0,9777- 0,1/0,9975)=165,85 тис. м3

Кількість газу, що підлягає стравленню в атмосферу становить 165,85 тис.м3

2.3 Вогневі роботи

2.3.1. Підготовчі заходи до початку вогневих робіт

В самому початку вогневих робіт повинно бути виконано обстеження підлягаючої до ремонту ділянки газопроводу, а також суміжних з нею газопроводів (трубопроводів) в межах небезпечних зон для визначення необхідних мір безпеки. Межею небезпечної зони є умовне коло, яке описується навколо місця вогневих робіт радіусом, що визначений в БНіПі 2.05.06.-85 і для газопроводу діаметром 1020мм становить 200-250м.

При виконанні робіт повинна бути забезпечена цілісність суміжних трубопроводів, а якщо це неможливо, то слід звільнити трубопроводи від продукту і вивести з роботи. Допускається вскриття газопроводу за допомогою механізмів і звільнення від ізоляційного покриття вручну. При вскритті газопроводу, частини механізмів, що рухаються повинні проходити на відстані 0,5м від утворюючої газопроводу.

Організація земельних робіт по вскриттю газопроводу для виконання вогневих робіт повинна відповідати вимогам "Правил охорони магістральних трубопроводів" ВБН-51-1-80. Розміри котловану визначаються умовами безпечного виконання вогневих робіт. Машини і механізми за допомогою яких виконуються роботи, можуть розміщуватись, виходячи із зручності і безпечності виконання вогневих робіт, як на бермі траншеї так і в котловані. Котлован повинен мати не менше двох виходів в протилежні сторони - по одному із кожної сторони трубопроводу.

Перед початком вогневих робіт на лінійній ділянці газопроводу потрібно: відключити його від сусідніх ділянок і відводів, звільнити від газу, перевірити відсутність залишкового газоконденсату і можливість його попадання до місця робіт.

Відключуюча арматура повинна забезпечити герметичне перекриття (відключення). Крани необхідно герметизувати за допомогою ущільнюючої змазки (пасти). Якщо відключуюча арматура на газопроводі після вскриття буде недостатньо герметичною, разом з дільницею, що ремонтується необхідно відключити і звільнити від газу сусідню дільницю, що розміщена за несправною, забезпечивши її з'єднання з атмосферою на весь період виконання вогневих робіт.

Звільнити дільницю газопроводу необхідно скидом газа на свічку. Персонал, який занятий скидом газа і техніку потрібно прибрати від свічки не менш чим на 200м в сторону протилежну вітру. Газ необхідно скидати до тиску 100-500 Па, що забезпечує безпечне виконання вогневих робіт.

2.3.2 Вогневі роботи по врізці технологічної перемички Ду-1000 з краном Ду-1000 між МГ КЗУ-Щ61,5км) та МГ КЗУ-І(81,3км). Перед самим початком і на протязі періоду виконання вогневих робіт постійно здійснюється перевірка котловану на загазованість. В газопроводі робиться отвір діаметром 5-8мм, та проводиться перевірка на наявність газоконденсату в трубопроводі і установлюється манометр. Місце проведення вогневих робіт відключається від газопроводу надувними гумовими кулями, що встановлюються через попередньо вирізані "вікна" розмір 250 х 350мм. Відстань установки куль повинна бути 8-10м по обидві сторони від місця проведення робіт. Поміщені в газопровід кулі наповнюють повітрям чи азотом до тиску 2500-3000Па, при цьому гумова куля повинна забезпечити щільне прилягання до внутрішньої поверхні труби, забезпечивши герметичне відключення дільниці газопроводу між кулями.

Після проведених операцій проводять вирізку котушки довжиною 6м (Ду-1000) і здійснюється приварка трійникового вузла Ду-1000 з краном Ду-1000 (див. схему 2.3). Після приварки трійника здійснюється вставка котушки Ду-1000 довжиною їм.

По завершенню робіт проводиться виймання гумових куль та установка заплат і заварювання "вікон", що застосовувались для гумових куль. При збиранні заплати, спочатку, потрібно приварити до неї підкладне кільце, потім заплата з підкладним кільцем повинна бути вставлена в отвір, прихвачена і приварена суцільним швом.

Величина перевищення кромок заплати по відношенню до труби не повинна перевищувати 1,5мм. Для зручності допускається прихвачування до зварюємих торців тимчасових технологічних кронштейнів із електродних стержнів, які повинні бути видалені механічним шляхом після прихвачування заплат.

Персонал і механізми (техніку) слід перемістити за межі небезпечної зони після чого проводиться контроль зварних швів радіографічним і ультразвуковим методом у відповідності до ВБН 2-146-82 і ВБН2-47-81 відповідно. Після проведення контролю

зварних швів проводиться ізоляція дільниці, причому, антикорозійне покриття по своїм властивостям повинно бути не гірше проектного покриття.

Тільки після вище описаних операцій можна здійснити засипку дільниці на якій проводились роботи. Підбивка і засипка газопроводу здійснюється м'яким ґрунтом, що виключає можливість пошкодження ізоляції.

Проводиться підключення газопроводу, при цьому із газопроводу, газом тиском не більше 0,1 МПа витісняється повітря і тільки якщо вміст кисню у вихідної газоповітряної суміші не буде перевищувати 2% витіснення можна вважати закінченим. Після чого проводиться випробування максимально прохідним тиском на протязі 2-Згодин. Після завершення всіх робіт і контролю складається акт на дану дільницю газопроводу.

3.Виконання ремонтних робіт по заміні ізоляційного покриття

3.1 Загальні положення про виконання робіт

Вся ділянка МГ КЗУ-І (68,8-76,0)км розбивається на 7 окремих ділянок (див. схема 3.1)

Ремонтні роботи на кожній із зазначених ділянок проводяться згідно графіка робіт. Початок ремонтних робіт - 68,8 км (ділянка № 1). Напрямок руху реноваційного комплексу - захід (до 76,0км). Роботи на кожній із ділянок №-№ 1,3,5,7 проводиться поетапно, ділянками (500-1000)м до повного їх завершення (вскриття газопроводу, очищення старого ізоляційного покриття, дефектоскопія, ремонт, абразивна підготовка поверхні газопроводу, нанесення нового ізоляційного покриття, засипка, рекультивація землі).

Тільки по завершенню чергового етапу робіт, можна приступати до виконання наступного етапу.

Виконання робіт на ділянках №-№2,4,6 проводиться одним етапом для кожної із цих ділянок. По завершенню реновації ізоляційного покриття всієї дільниці МГ КЗУ-І (68,8-76,0)км слід виконати ізоляцію захльостів на 68,8км і 76,0км. По завершенню ремонтних робіт землевласнику передають рекультивовані земельні угіддя.

3.2 Ремонтні роботи на дільниці №1(1,696км)

Етап 1. Послідовність робіт (0,6км)

1. По вішкам, якими позначено вісь газопроводу, проводиться зняття родючого шару грунту механізованим способом (бульдозерами). Спосіб зняття грунту - повздовжні проходи бульдозерів.(див. Додаток Е). Ширина полоси - 11,5м. Родючий

шар грунту перемішується по один бік земляних робіт на відстані 25м. Перемішування його з мінеральним грунтом не допускається. Глибина зняття родючого шару грунту - 0,4м. По завершенню цих робіт поновлюють місце залягання газопроводу і кабелю технологічного зв'язку шляхом установки нових вішок.

2 По встановленим вішкам, розпочинається вскриття газопроводу одноковшовим екскаватором. Профіль вскриття газопроводу показано в додатку F.

3. Проводиться укладка газопроводу на діжки (дерев'яні бруски 0,18м х 0,18м х 1,5 м). Спочатку здійснюється підкопування (вручну) земляного валу під газопроводом в одному із початкових місць на глибину 0,5м від нижньої утворюючої газопроводу і в цей проямок підкладаються діжки. Подальше підкопування труби в траншеї здійснюється механізованим способом - роторною підкопуючи машиною МПР (див. Додаток О). Грант, при цьому, скидається в "кармани". Уразі необхідності, для більш "жорсткішої" поставки газопроводу на ліжки, останній піднімається за допомогою трубоукладників на висоту до 0,1м, а вже потім укладається на "підставлені" ліжки.

Відстань між ліжками не повинна перевищувати 30м. Схема установки газопроводу на ліжки показано в додатку Н. Грунт під газопроводом не порушується від природної "злежаності", тому він може бути використаний під постіль газопроводу по завершенню ремонтних робіт. При цьому, сам газопровід "заглиблюється" лише на 0,5м від своєї початкової глибинної позначки.

4. Укладений на ліжки газопровід, готовий до гідроочистки від старої ізоляції. Для її проведення ділянка газопроводу між ліжками

піднімається трубоукладниками на висоту до 0,5м від верху ліжок, одягається водоструменева головка реноваційного комплексу "CRV -Evans" і проводиться гідроочистка тіла газопроводу від старого ізоляційного покриття (див. Додаток J). При піднятті газопроводу здійснюється контроль напруженого стану труби і уразі необхідності до процедури підняття газопроводу може бути залучено ще два трубоукладники.

Гідроочистка газопроводу здійснюється по всій вскритій ділянці (L=0.6км).

5. Після гідроочистки ділянки. Вся очищена від старої ізоляції ділянка підлягає ультразвуковому діагностичному контролю, на предмет виявлення тріщин на зварних стиках або розшарування тіла труби. Ультразвуковий контроль може здійснюватись за допомогою ультразвукових дефектоскопів УД-12 та товщиномірів УТ-93 чи іншого типу.

6. Результати діагностики обробляються і по них оформляються дефектні відомості. Вразі необхідності, дефектне місце (котушка) вирізається і проводиться експертно-технічне випробування.

7. Всі виявлені в пункті 6 недопустимі дефекти підлягають ремонту (вирізка і вварка котушок, зашліфовка металевих набризгів та ін.).

При вварці котушок контроль якості зварювання проводиться згідно вимог БНіП Ш-42-80.

8. Після проведення ремонтних робіт проводиться підготовка поверхні газопроводу до нанесення нового ізоляційного покриття. Підготовка здійснюється механізованим способом, шляхом використання стану абразивної очистки " CRС -Evans " .

Тіло трубопровода очищається піском (фракції 1;2) до металевого блиску та досягнення шороховатості (25-40)мк.

Слід зазначити, що спосіб підняття газопроводу з ліжок та його абразивна підготовка поверхні аналогічний тому, за допомогою якого проводилась гідроочистка (Додаток Ј).

Неохідно підкреслити, що чистота очищення поверхні, як у базових так і в трасових умовах, повинна відповідати вимогам ISO 8501. Такий рівень очищення разом з якісним нанесенням покриттів може забезпечити термін служби трубопроводу 25-30 років.

9. Відразу ж після завершення абразивної підготовки поверхні тіла трубопроводу, приступають до нанесення нового ізоляційного покриття. До того часу, коли проводилась абразивна очистка, в ізоляційному блоці йшла технологічна підготовка компонентів "А" (основа) і "В" (затверджувач) ізоляційного матеріалу (протегол УР-Коутінг 32-55, Копон Гайкоут 165 Варплекс, Амберкоут-2000) до використання.

Припідйом газопроводу з ліжок при проведенні процесу нанесення ізоляції аналогічний тим, за якими проводилась гідроочистка та абразивна очистка (Додаток J).

10. Послідовність технологічних операцій, пов'язаних з проведенням гідроочистки, абразивної очистки та нанесення ізоляційного покриття забезпечується таким чином:

- гідроочистка проводиться послідовно, від початку й до кінця всього Етапу 1;

- абразивна очистка та ізоляційне нанесення здійснюється ступінчато, через кожні 30м від початку й до кінця всього Етапу 1.

Після чого блок абразивної очистки та ізоляційний блок, повертаються назад і здійснюють очистку та ізоляцію пропущених вікон .

Схема такої організації ізоляційних робіт представлена в додатку К. При реалізації такої схеми, час, витрачений на першу ступінчату проходку абразивно-ізоляційних блоків „CRC-EVANS", буде достатній для того, щоб здійснити контроль якості ізоляційного покриття (перевірка на щільність і адгезію) та при необхідності провести ремонт ізоляції в тих місцях, які не відповідатимуть вимогам діючих нормативних документів.

11. По завершенню ізоляційних робіт по Етапу 1 (0,6км) ділянки №1, газопровід укладається в траншею, а ліжки з-під трубопровода виймаються. В кінцевій точці Етапу 1, враховуючи

різницю глибинного положення газопроводу між Етапом 1 і Етапом2, під заізольований трубопровід підкладаються ліжки, забезпечуючи плавність переходу (Додаток L) На заізольованій та укладеній в траншею ділянці Етапу 1, здійснюється засипка траншеї та проводиться рекультивація родючого шару ґрунту.

Етап2. Послідовність робіт (0,496км)

1. Всі прямолінійні ділянки даного Етапу2 переізолюються в тій послідовності, яка вик в розділі "Етапі. Послідовність робіт"

2. Криволінійна ділянка між знаками закріплення траси газопроводу №№122, 123, 124 довжиною 100м в окремих місцях може ізолюватись при допомозі ручних пристроїв абразивної очистки та ручних пристроїв ізоляційного нанесення.

3. По завершенню робіт на ділянці Етапу2, всі демонтовані знаки №№122, 123, 124 мають бути встановлені на місце.

Етап 3. Послідовність робіт (0,6км)

1. Послідовність виконання всіх технологічних операцій даного Етапу3, здійснюється в повній відповідності до тієї послідовності, яка викладена в розділі "Етапі. Послідовність робіт".

Заізольований газопровід перш ніж вкласти у траншею (знявши з ніжок), відрізається від газопроводу ділянки №2. Незамінною залишається ділянка до 50м.

3.3 Ремонтні роботи на ділянці №2 (0,15км)

1. Вскриття газопроводу здійснюється одночасно по обидві сторони переходу через а/д "Фастів-Червоне.". враховуючи, що розріз газопровода виконується як можна ближче до футляра (з боку ділянки №1) по інший бік а/д газопровід вскривається на довжину в 1,5рази більшу за довжину футляра (див. Додаток М).

2. Вскритий перехід повторно розрізається, причому, більша половина відрізаної ділянки газопроводу (порівняно з тією, яка знаходиться у футлярі), за допомогою трубоукладників укладається на берму траншеї

Для виймання тієй частини газопроводу, яка знаходиться у футлярі в траншею опускають бульдозер і за його допомогою здійснюють виїмку газопроводу із футляра.

3. Обидві частини газопроводу проходять гідроочистку на бермі траншеї, а потім здійснюється дефектоскопія. В разі виявлення дефектів, які підлягають вирізці дана частина газопроводу підлягає повній заміні.

4. Після абразивної очистки обох частин газопроводу, на них наносять нове ізоляційне покриття, приварюють заглушки і проводять гідровипробування на Рвип=1,25 Рроб.

5. По завершенню гідровипробування, та частина газопроводу, яка має знаходитись у футлярі, облаштовується ізолюючими манжетами і заводиться у футляр. Інша частина газопроводу опускається в траншею і монтажники здійснюють приварку захльостів з газопроводом, який знаходиться нижче на0,5 м від газопроводу-переходу через а/д, забезпечується їх плавність осьового з'єднання (не допускається монтаж "косих" стиків).

3.4 Ремонтні роботи на ділянці №3 (0,2км)

1. Вскриття газопроводу та послідовність виконання всіх технологічних операцій на ділянці №3, здійснюється в один етап в повній послідовності до викладеного в розділі "Етапі. Послідовність робіт на ділянці №1".

В кінцевій точці ділянки №3 газопровід розрізається, забезпечивши плавність переходу постілі між заглибленою на 0,5м частиною газопроводу (ділянка№3) і незаглибленою (ділянка№4).

Допустима довжина цього переходу Lх визначається за результатами виміру напруженого стану (див. Додаток N). При цьому має бути вскрито ділянку №4.

3.5 Ремонтні роботи на ділянці №4 (0,1км)

1. Враховуючи той факт, що ділянка №4 має крутизну до 120° і під нею проходить МГ КЗУ-ІІ, існуюча постіль під газопроводом даної ділянки не порушується. При вскритті ділянки №4 проводиться і вскриття ділянки №5 на довжину Lх.

2. Вскритий газопровід на ділянці №4 встановлюється на ліжки(див. Додаток Р) і розпочинається процес його переізоляції.

При проведенні робіт на даній ділянці використовується технологія ручного видалення старого ізоляційного покриття, водоабразивної очистки поверхні та нанесення ізоляції.

3. По завершенню ізоляційних робіт, газопровід ділянки №4 знімається з ліжок, здійснюється заварювання захльосту (або вварка котушки), ізоляція захльосту (котушки), засипка траншеї, рекультивація родючого шару землі.

3.6 Ремонтні роботи на ділянці №5 (4,0км)

Етапі. Послідовність робіт (0,7км)

1. Вскриття газопроводу та установка на ліжки проводяться за методикою, що викладена в розділі "Етапі. Послідовність робіт на ділянці №1" та з дотриманням схеми плавності переходу між заглибленою та незаглибленою частинами газопроводу.

2. Гідроочистка, абразивна очистка та нанесення ізоляційного покриття здійснюється реноваційним комплексом „CRC-EVANS", в тій послідовності яка викладена в розділі "Етапі. Послідовність робіт на ділянці №1".

3. В місцях плавного перходу газопроводу між заглибленою і незаглибленою частинами постілі, процес підготовки поверхні трубопроводу та нанесення ізоляції здійснюється ручним способом

4. По завершенню ізоляційних робіт, здійснюється засипка траншеї і рекультивація землі.

Етап2; ЕтапЗ; Етап4. Послідолвність робіт (3,3км) 1. Вскриття

газопроводу, встановлення його на ліжки, гідроочистка, абразивна очистка, нанесення нового ізоляційного покриття, укладка на нову постіль здійснюється в повній послідовності з вище описаною методикою в розділі "Етапі. Послідовність робіт на ділянці №1".

2. В разі наближення до трубопроводу КЗУ-1 кабеля технологічного зв'язку на 2м і ближче, виконання робіт здійснюється за умови постійної присутності представників ДК "Укргазтехзв'язок". При цьому слід скласти окремий план-графік виконання робіт для окремої обмеженої зони.

3. По завершенню ізоляційних робіт на кожному із Етапів газопроводів укладається на постіль і траншея з укладеним газопроводом підлягає засипці, а родючий шар грунту-рекультивації.

3.7 Ремонтні роботи на ділянці №6 (0,3км)

Робота на даній ділянці проводиться в один Етап.

Перед початком робіт проводиться контрольне шурфування з метою перевірки наявності високого рівня ґрунтових вод. За результатами шурфування визначається метод реновації ізоляційного покриття на ділянці №6

Заболоченість на всій протяжності ділянки

1. Перед вскриттям газопроводу облаштовуються лежнівки з обох боків а/д "Фастів-Бортник", а також підготовлюються до роботи відливні агрегати.

2. В найнижчих місцях по обидві сторони а/д на відстані до 50м облаштовуються котловани для збору води шляхом її перекачки за допомогою водовідливних засобів з траншеї

3. Здійснюється вскриття газопроводу по обидві сторони від футляра та в місцях появи ґрунтових вод, газопровід підлягає розрізу.

4. Відрізані частини газопроводу підлягають підйому на берму траншеї де проводитиметься їх очистка від старого ізоляційного покриття, дефектовка, абразивна очистка та нанесення нової ізоляції

5. Газопровід, який знаходився в футлярі виймається, очищається і проходить дефектовку. В разі визнання його придатним для подальшого використання даний газопровід підлягає переізоляції та облаштуванню новими ізоляційними манжетами.

6. Частини газопроводу які підняті берму траншеї проходять гідровипробування. Газопровід який запаковується у футляр, має пройти гідровипробування на Рвип=1,25Рроб.

7. Шляхом проведення зварювально-монтажних робіт, випробувані частини газопроводу, з'єднуються з основним газопроводом. Всі захльости ізолюються ручним способом.

8. По завершенню ремонтно-ізолюючих робіт, траншея підлягає засипці мінеральним грунтом, а родючий шар - рекультивації.

3.8 Ремонтні роботи на ділянці №7 (0,75км)

1. Вскриття газопроводу, процедура установки його на ліжки та технологічна послідовність проведення ремонтно-ізолюючих робіт здійснюється у повній відповідності з викладеним в розділі "Ремонтні роботи на ділянці №1. Етапі". Переізоляція на даній ділянці здійснюється в один етап.

2. По завершенню ремонтних робіт загалом на всій ділянці МГ КЗУ-І, слід здати землевласнику рекультивовані землі угіддя, на яких проводилися ремонтно-ізолюючі роботи.

4.Технологічний процес капітального ремонту ізоляційного покриття

Капітальний ремонт ізоляційного покриття трубопроводів здійснюється за допомогою реноваційного комплексу "CRC -EVANS". Блоки "CRC - EVANS" буксируються за допомогою трубоукладників, які одночасно підтримують і нависні головки (водоструминну, абразивну, ізоляційну). Сам трубопровід, тим часом, підтримується за допомогою тролейних підвісок іншими трубоукладниками. Процес переізоляції здійснюється шляхом поетапного використання окремих блоків " CRC - EVANS". Найпершим використовується водоструменевий блок. За допомогою насосів високого тиску ( близько 1200 атм.) з поверхні трубопроводу повністю знімається старе ізоляційне покриття, рихла іржа та "вимиваються" каверни піттінгової корозії. Витрата води до 100 літрів на один погонний метр трубопроводу Ду 1000 мм.

Водоструменева обробка поверхні трубопроводу повністю забезпечує можливість здійснення ультразвукової дефектоскопії. До її завершення (та можливого ремонту тіла трубопроводу), інші блоки "CRC - EVANS" не задіються.

Після отримання позитивних результатів ультразвукової дефектоскопії та завершення можливих ремонтних робіт (зашліфовка, ремонт стиків, вирізка котушок та інш.), розпочинається процес нанесення нового ізоляційного покриття.

Робота здійснюється в два етапи, причому, розрив у часі між ними не повинен перевищувати 2 години.

Спочатку, за допомогою абразивного блоку, поверхня сталі зачищається до металевого блиску. Абразивний матеріал фракцією 0,8- 1,5.

Потім використовується ізоляційний блок. Він здатен застосовувати двокомпонентні поліуретанові ізолюючі покриття:

- "Протегол УР - Коутінг 32-55" (час загустіння 10 хв.);

- "Копон Гайкоут 165 Варплекс" ( час загустіння 3 хв.);

- "Амберкоут - 2000" ( час загустіння 3 хв.).

Ізоляційне покриття наноситься згідно операційно-технологічних карт.

Нанесення ізоляції проводиться за умови відсутності опадів. Витрати матеріалів залежить від товщини шару покриття. Ручний спосіб підготовки поверхні трубопроводу та нанесення ізоляційного покриття, регламентує використовувати спеціальні гідропістолети (для зняття старої ізоляції), водоабризивні пістолети (для водоабризивної підготовки поверхні сталі трубопроводу до нанесення нової ізоляції) та ізолюючи пістолети ( для розпилення компонентного ізолюючого матеріалу). Використання ручного способу ізоляції здійснюється на кранових вузлах, трійникових підключеннях та інших важкодоступних місцях.

5.Діагностика

Незважаючи на те, що МГ КЗУ- І пройшов передремонтну діагностику (внутрішньотрубну дефектоскопію фірмою " Розен Інжинірінг") і отримав підтвердження придатності до експлуатації на Рроб= 55атм, при підйомах труби ( навіть на висоту 0,5м) трубоукладниками, не виключається поява тріщин у зварних стиках та прояв розшарувань на тілі труби в місцях заводського закату металу.

Такі дефекти можуть проявлятись за умови виникнення значних напружень (підйом труби трубоукланиками зі значними ривками). Для виявлення тріщин і розшарувань, тіло труби, після водоструменевої обробки проходить ультразвуковий діагностичний контроль. Цей контроль може здійснюватися як за допомогою діагностичного блоку в складі РК "CRC - EVANS" так і пересувними УЗК.

Враховуючи той факт, що поява тріщин і розшарувань визначається саме при різких ривках вантажопідйомних механізмів, одночасно з початком їх роботи, має здійснюватись постійний контроль за напруженим станом трубопроводу. Місця контролю визначають спеціалісти, які його проводять.

За нормальної плавної роботи вантажопідйомних механізмів, напружень у трубопроводі, значення яких може бути вище допустимого, не виникає і прилади УЗК тріщин і розшарувань не фіксуються.

За результатами УЗК складаються дефектні відомості, згідно яких проводиться ремонт.

В зв'язку з тим, що капітальний ремонт ізоляційного покриття (переізоляція) газопроводу проводиться за методами, що передбачають мінімальні переміщення ( вверх - вниз) трубопроводу, забезпечення жорсткого контролю за напруженим станом дозволить спрогнозувати реальну можливість збереження тієї врівноваженості газопроводу, яку він мав, знаходячись в попередньому непереізольованому стані. За таких умов, гідровипробування можуть не проводитись.

Розділ ІІ. Розрахункова частина

6. Розрахунок на міцність ділянки газопровода, що підлягає переізоляції

Перевірку на міцність підземних та наземних трубопроводів в повздовжньому напрямку слід проводити виходячи з умови :

|упр.N| <= ш2R1, (*)

де упр.N -повздовжнє осьове напруження від розрахункових навантажень,МПа;

ш2- коефіцієнт ,що враховує двохосьовий напружений стан ,при розтягуючих осьових повздовжніх напруженнях (упр.N >=0 приймають рівним одиниці);

R1 - розрахунковий опір розтягненню, МПа

(1) упр.N = -бEДt+µnDBH/(2дн)

де б -коефіцієнт лінійного розширення металу труби ,град-1

E - модуль Юнга, МПа

Дt - розрахунковий температурний перепад, приймається зі знаком плюс при нагріванні, °С , визначається з умов :

Дt (+) = µ R1/( бE ) ; Дt (-) = R1(1- µ )/( бE ) ;

µ - коефіцієнт Пуасона;

n- коефіцієнт запасу міцності;

DBH - внутрішній діаметр труби ;

дн - номінальна товщина стінки труби ;

(2) R1=R1нm/(k1kн),

де R1н- нормативний опір розтягненню метала труби і зварних

з'єднань (R1н = увр = 520 МПа (для сталь 17Г1С));

kн - коефіцієнт надійності по призначенню трубопровода; (кн=1)

k1 - коефіцієнт надійності по матеріалу ; (k1 =1,4)

m - коефіцієнт умов роботи трубопровода ; (m =0,75 )

Розрахунок:

Вихідні дані: матеріал - сталь 17Г1С ; Рроб =5,5 106Па ; DBH =100 см

дн =1см ; n = 1,1 ; б = 11 106 град"1; Е = 2,05 105МПа ; µ = 0,24-0,28

Підставивши у формулу (2) числові значення перемінних отримаємо:

R1 = 520 *0,75/(1,4*1)=278,57МПа; приймамо розрахунковий температурний перепад зі знаком плюс оскільки роботи по переізоляції виконуються тільки в теплу пору року,тобто:

Дt (+) = µ R1/( бE ) =0,26 *278,57/(11 106 *2,05 105) =32,11 °С . Підставляємо всі відомі числові значення у формулу (1) і отримаємо:

упр.N = -бEДt+µnDBH/(2дн)= 6,24Mna.

Оскільки упр.N > 0 ,то ш2 (коефіцієнт ,що враховує двохосьовий напружений стан ,при розтягуючих осьових повздовжніх напруженнях) буде рівний одиниці ш2=1 .

Проведемо перевірку умови (*):

ш2R1 = 278,57 , | упр.N | = 6,24 ,

отже,умова | упр.N |< ш2R1, виконується .

6.1 Засипка газопроводу

1. Засипка відремонтованої ділянки газопроводу дозволяється тільки після оформлення акта приймання ізоляційного покриття відповідно СНіП ІІІ-40-80, та акту приймання робіт по усуненню корозійного пошкодження труби. Засипку траншеї необхідно виконати після ізоляційно-укладальних робіт і підключення системи електрохімзахисту. Прицьому, необхідно виключити можливість пошкодження ізоляційного покриття і поверхні трубопроводу. Для цього з грунту, яким засипається трубопровід, видаляється каміння і великі грудки твердого грунту фракцією більше 20мм. Засипка виконується з застосуванням бульдозера з прямим відвалом під кутом 45° до осі траншеї. Межі переміщення бульдозера повинні бути зазначені вішками через кожні 30м

2. На заболочених і обводнених ділянках для переміщення тяжкої техніки повинна бути виконана підсипка грунту або влаштування тимчасових лежневих доріг.

3. Якість земляних робіт повинна систематично контролюватися. Повинна перевірятись відповідність робіт, що виконуються вимогам нормативної документації. В процесі ведення робіт перевіряють:

- видмітки полоси,яка планується;

- розміри дна траншеї;

- розміри гребнів насипу;

- ступінь ущільнення грунту;

4. Всі види робіт оформляють документально в установленому порядку.

РОЗДІЛ ІІІ. Науково-дослідна частина

7 Реноваційний комплекс " CRC - EVANS" для проведення капітального ремонту

7.1 Загальні відомості

Комплекс для капітального ремонту ізоляційного покриття"СRV-EVANS" ( США) призначений для проведення ремонтних робіт на магістральних газпроводах ( МГ) пов"язаних з повною заміною ізоляції. Капітальний ремонт газопроводу може здійснюватись:

- на діючому трубопроводі при тиску до 0,03 МПа, при стравленому газі (газопровід не відключений від основної магістралі);

- на трубопроводі , випорожненому від газу та продутому інертним газом;

- на трубопроводі, відключеному від основної магістралі.

Ремонт лінійної частини МГ можливо здійснювати трьома методами:

-ремонт газопроводу в траншеї з частковим підйомом для проходу технологічних машин ( метод використовується при ремонті з заміною ізоляції і незначними ремонтами тіла труби );

-ремонт газопровду з його укладкою на ліжки в траншеї ( метод використовується при ремонті з заміною ізоляції, та заміною коротких дільниць трубопроводу);

-капітальницй ремонт газпроводу на бемі траншеї (метод використовується при заміні ізоляції та вирізкою значної кількості дефектних дільниць трубопроводу).

В склад комплексу входить :

а) обладнання для видалення старого ізоляційного покриття ;

б) обладнання для очистки зовнішньої поверхні трубопроводів з нанесенням мікрорельєфу;

в) обладнання для нанесення нового ізоляційного покриття;

г) допоміжне обладнання.

7.2 Обладнання для видалення старого ізоляційного покриття

Видалення старого ізоляційного покриття є першим кроком в процесі відновлення трубопроводу .Належне видалення старої ізоляції є важливим завданням, що пов"язане з детальним інспектуванням поточного стану трубопроводу. Обладнання для видалення старого ізоляційного покриття призначене для руйнування ізоляції і повної очистки трубопроводу від залишків ізоляційних матеріалів і мастик, "вимиваються" каверни, які утворились внаслідок корозійних процесів.

...