Файл: Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования московский политехнический университет.pdf

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
37 2.2 ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ
Земляные работы с учетом особенностей расположения ремонтируемого участка газопровода включает следующее:
- снимают плодородный слой грунта;
- снимают следующий грунта над газопроводом;
- вскрывают ремонтируемый участок газопровода;
- засыпают разработанную траншею;
- выполняют новую траншею;
- засыпают отремонтированный газопровод, подбивают и уплотняют грунт под ним;
- восстанавливают плодородный слой грунта;
Вскрытие ремонтируемого участка газопровода и разработка новой траншеи осуществляется при помощи экскаватора ЕТ-16.
Рисунок 2.5.
–
Одноковшовый экскаватор ЕТ -16
При вскрытии старого участка газопровода необходимо придерживаться следующих безопасных расстояний
–
минимальное расстояние до поверхности газопровода 0,2 м.
Плодородный слой почвы с траншеи снимается и переносится на временный отвал.
Плодородный слой почвы с другим грунтом смешивать нельзя.

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
38
Рисунок 2.6.
–
Производство земляных работ
Глубина траншеи для магистрального газопровода диаметром 1420 мм равняется
1,0 метров.
Минимальная ширина траншеи понизу:
В=1,5 D
В=1,5*1420= 2130 мм
Крутизна откоса для существующего грунта принимается равным:
1:0,67
Рисунок 2.7.
–
Минимальные расстояния от трубы

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
39
Для планировки участка газопровода осуществляется бульдозером Б-170М.
Рисунок 2.8- Бульдозер Б-170М
Засыпка траншеи выполняется после укладки участка газопровода производится после нанесения изоляционных покрытий. При засыпке газопровода необходимо обеспечить сохранность труб и изоляционного покрытия, а также плотное прилегание газопровода ко дну траншеи.
Траншея засыпается бульд озером Б-170М, грунт вокруг газопровода уплотняется и производят рекультивацию плодородного слоя почвы.
2.3 ОЧИСТНЫЕ И ИЗОЛЯЦИОННО -УКЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Работы по ремонту газопровода осуществляется в траншее, поэтому производится удержание газопровода в прос транстве с использованием трубоукладочной машины
SP90Y с грузоподъемностью 90 т.

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
40
Рисунок 2.9.
–
Трубоукладчик SP90Y грузоподъемностью 90 т.
Поднимать и укладывать газопровод необходимо плавно, без рывков и колебаний.
При вынужденной остановке производст ва работ- это минимум 2 часа
–
газопровод укладывают на инвентарные опоры.
Старую изоляцию удаляют при помощи очистного устройства, для него выберем очистную машину УОТ-1420.
Рисунок 2.10.
–
Очистная машина УОТ-1420

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
41
В местах, усложненных для механизированной очистки, используют механические способы: с помощью металлических щеток, скребков.
При удалении старой изоляции нельзя наносить на поверхность газопровода царапины, риски.
Изоляцию газопровода основной части производится в стационарных усл овиях, т.е. применяем трубы с заводским изоляционным покрытием.
Изоляцию газопровода производят в местах его соединения друг с другом
–
сварные швы.
Для изоляции используем изоляционную машину ИМ -1421Р.
Перед нанесением изоляции на трубу выполняют следующ ие работы:
- производят финишную очистку места изоляции газопровода;
- при необходимости удаляют влагу с поверхности газопровода, осушают поверхность, производят если температура воздуха ниже 5 град, или работы производятся при высокой влажности воздуха;
- при необходимости производят нагрев металла трубы газопровода ;
- наносят грунтовку;
- наносят новый изоляционный слой.
Рисунок 2.11
–
Изоляционная машина ИМ -1421Р

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
42
Выбранный материал для изоляции стуков трубопроводов выберем ленту «ТЕРМА -
МСТ 450х2,3 по ТУ 2245-025-82119587-2008.
«ТЕРМА-МСТ» является лентой «холодного» нанесения, т.е. битумно -полимерный адгезионный слой является самоклеящимся при положительной температуре и не требует специального нагрева
(исключением является необходимость термостатирования рулонов ленты в течение 24 часов при положительной температуре непосредственно перед применением, если температура окружающей среды ниже 0 0
С).
Таблица 2.3 - Характеристики ленты «ТЕРМА-МСТ»
№ Наименование показателя и единица измерения
Норма по ТУ
1
Прочность при разрыве полиэтиленовой основы, МПа, не менее
10 2
Прочность покрытия при ударе, не менее, при температуре от -15ºС до +40ºС, Дж
5,0 (для Ш 273мм)
7,0 (для Ш от
325мм до 530мм)
9,0 (для Ш > 273мм)
3
Гибкость на брусе с радиусом закругления 10 мм, ºС, не выше
-15 4 Адгезия к стали при температуре 20 0
С, Н/см, не менее
25,0 5
Адгезия ленты в нахлёсте при температуре 20ºС, Н/см, не менее
20,0 6
Сопротивление пенетрации (вдавливанию), мм, не более, при температуре 20ºС
0,2 7
Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении, кВ/мм, не менее
5,0 8 Грибостойкость, баллы, не менее
2 9
Стойкость к растрескиванию под напряжением ленты- основы при температуре 50ºС, ч, не менее
500
Для получения требуемой адгезии, необходимо обеспечить силу натяжения ленты при нанесении 2 кг/см., что в пересчёте на стандартную ширину ленты (450мм)

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
43 составляет 90кг. Натяжение осуществляется при помощи изоляционной машины ИМ
-1421Р.
После нанесения ленты его дополнительно нагревают с использованием горелки лента термоусаживается.
Грунтовка для нанесения на трубу поставляется вместе с лентой. Используемая грунтовка жидкая битумно -полимерная.
2.4 СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ
Проведение сварочных работ при монтаже трубопроводов выполняют в соответствии с требованиями СТО Газпром 222.22115, где указаны порядок проведения сварочных работ, использования сварочных материалов и оборудования для сварки, требования к квалификации сварщиков.
Качество выполненных кольцевых сварных стыков контролируется по требованиями СТО Газпром 2 -2.4-083 по пункту 10.
Сварщики сварных монтажных швов должны быть аттестованы по ПБ -03-273-99 по пункту 3, и РД 03-495-02 по пункту 1.
Используемые сварочные материалы соответствовать РД 03 -613-03 по пункту
2.2.
Используемые сварочное оборудование соответствовать РД 03 -614-03 пункту 2.
Используемое оборудование для проведения контроля качества сварочных швов соответствовать ПБ-03-372-00 пункту 3.
Специалисты по контролю качества сварочных швов должны быть аттестованы по
ПБ-03-440-02 пункту 2.
Рисунок 2.12.
–
Схема обработки кромок трубопроводов

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
44
Кромки под сварку трубопроводов уже приходят обработанными по заводским условиям
Таблица 2.4 - Принятые величины
Обозначение параметра и размерность
Величина параметра a, град
50 b, град
450 g, град
37,5 ± 10
A, мм
2,3
B, мм
1,0
D, мм
1,0
Стыки газопроводов выполняют при помощи внутреннего центратора. ЦВ147.
Рисунок 2.13
–
ЦВ147
Величину зазора выбираем с учетом выполнения ручной дуговой сваркой:
S=2,5-3,5 мм
Перед началом выполнения работ по сварке стыков труб производится подогрев свариваемых кромок и прилегающих к ним участков труб.
Для нагрева используем установку индукционного нагрева ППЧ -60-10.

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
45
Минимальная температура предварительного подогрева стыков труб выбирается равным 100 °C.
Подогрев контролируется при помощи автоматического регистрирующего потенциометра, входящего в состав установки по подогреву.
Сварка корневого шва осуществляем электродом диаметром 3,2 мм ОК 53.70.
Сварка заполняющих и облицов очного слоев шва осуществляем электродом диаметром 3,2 мм ОК 74.70.
Для сварки используется сварочный выпрямитель инверторного типа аппарат ДС
250.33 ООО «Технотрон» (Россия)
Пределы регулирования сварочного тока 25 -250 А
Напряжение холостого хода - 85 В
Выбранный выпрямитель установлен на самоходную многопостовую автономную сварочную машину TWM -180 TRYBERG.
Рисунок 2.14.
–
машина TWM-180 TRYBERG
Сварка корневого слоя шва осуществляется на постоянном токе прямой полярности.
Сварка заполняющего и облицовочного слоя шва осуществляется электродами с основным видом покрытия на постоянном токе обратной полярности.

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
46
Режим сварки выбираем по таблице
Таблица 2.5 - Режим сварки
Сварочные слои
Диаметр, мм
Полярность
Сварочный ток, А
Корневой шов
3,0 / 3,2 прямая/обратная
80-120
Подварочный шов
3,0 / 3,2 обратная
90-110
Заполняющий шов
3,0 / 3,2 обратная
90-120 4,0 130-170
Облицовочный шов
3,0 / 3,2 обратная
90-120 4,0 130-160
Облицовочный слой шва выполняется за один -два прохода , так как толщина стенки трубопровода 18 мм.;
В процессе сварки стыка производится зачистка всех слоев шва от шлака и брызг металла механическим способом с использованием: шлифмашинки с абразивным кругом.
Начало сварки каждого последующего слоя должно производится при смещении относительно другого на не меньше 30 мм.
Сварочное соединение при сварке должно быть полностью закончено, при несоблюдении этого условия сварочный шов бракуется.
Каждый слой сварки контролируется пооперационно, обнаруженные дефекты должны сразу устраняться.
Маркировка кольцевых стыков газопровода выполняется маркером на наружной поверхности трубы на расстоянии от 100 до 150 мм от края изоляции.
2.5 ПРОВЕРКА КАЧЕСТВА СВАРКИ
Качество сварных соединений определяется следующим образом:
- проверка операционного соблюдения перечня ра бот при сборке и сварке труб;
- внешний осмотр сварного соединения и проведение его замеров;
- проверка качества сварного соединения неразрушающим методом контроля.

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
47
При внешнем осмотре сварной стык осматривается на наличие трещин, подрезов, кратеров и пор. Высота сварного шва относительно поверхности трубы должно быть не более 1-3 мм с плавным переходом к основной трубе.
Трещины никакого типа на сварке быть не должно.
Шлаковые включения по глубине не более 1,5 мм от трубы, длина не более 150 мм,.
Контролю подвергается 100% сварных соединений на газопроводе.
Качество сварного соединения проверяется проведением ультразвукового метода контроля.
Рисунок 2.15
–
Заключение по результатам ультразвукового контроля

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
48
При обнаружении дефектов на сварном соединени и проведении сварочных работ данной бригадой останавливается и определяют причины возникновения дефекта.
Обнаруженный дефект устраняется если суммарная длина дефектных участков не превышает 1/6 периметра стыка, и длина выявленных в стыке трещин не превы шает
50 мм.
По результатам ультразвукового контроля составляется документ по проверке сварочного соединения.
2.6 ВЫВОД
Описаны технологические операции по проведению работ при сборке магистрального газопровода, определили список машин для выполнения данн ых работ.
В следующей главе выполним расчеты магистрального газопровода.

ТЭС 2022. 21.03.01 - уч. шифр ПЗ
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
Разраб.
ГЛАВА 3. РАСЧЕТЫ
Лит.
Лист
Листов
Пров.
49 92
Чебоксарский институт (филиал)
Московского политехнического
университета
Н. контр.
Утв.
ГЛАВА 3. РАСЧЕТЫ
3.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА С ВЫЯВЛЕННЫМИ
ДЕФЕКТАМИ
Методика расчёта принята согласно рекомендациям ВРД 39 -1.10-032-2001, который регламентирует оценку и классификацию стресс -коррозионных дефектов труб магистральных газопроводов, согласно п ункту 2.
Оценку опасности стресс-коррозионных дефектов выполняют по изме ренным максимальной глубине и длине продольной проекции дефектов.
Исходные данные:
- наружный диаметр трубы,
????
н
= 1420мм
;
- толщина стенки трубы,
???? = 18 мм
;
- время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока,
????
????
= 32 лет
;
- максимальная глубина стресс -коррозионного дефекта,
????
????????????
= 1
;
- измеренная длина дефекта,
????
изм
= 5 мм
;
- порог чувствительности прибора,
????
????
= 0,5 мм
;
- время работы га зопровода с момента его ввода в эксплуатацию до мо мента обследования,
????
экс
= 6 лет
;
- рабочее давление в газопроводе,
Р
раб
= 7,5 МПа
;
- Марка стали 17ГС -Сталь конструкционная низколегированная для сварных конструкций, содержание углерода в стали приблизител ьно 0,17%, Бука Г означает, что в стали содержится марганец. Цифра 1 указывает примерную элемента, т.е. марганца в стали примерно 1%, Буква С означает, отсутствие цифр за буквой указывает, что массовую долю кремния в стали не превышает 1,5%.
- Категория III
–
так как диаметр магистрального газопровода более 1200 мм.

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
50
Связь расчётного давления разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта имеет вид:
????
????
=
????⋅????
????
⋅ (
????−????
????
????
????????????
????−????
????
????−1
????????????
)
,
(3.1) где
????
????
- расчётное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа
(кгс/см
2
);
????
- напряжение течения,
????
- толщина стенки,
????
????
- коэффициент, учитывающий конфигурацию стресс -коррозионных дефектов,
принимаемый равным 0,7;
????
????????????
- максимальная глубина стресс -коррозионного дефекта, мм;
По таблице 1 [5] определяем напряжение течения
????
:
???? =
0,95((
????
0,2
+
????
вр
)/2) (3.2)
???? =
0,95
((
353+ 510
)
/2
) = 410
МПа
По таблице 2 определяем значение коэффициента Кдоп:
К
доп
=
0,15 •
????
н
(3.3)
Где
????
н
- наружный диаметр трубы, мм;
К
доп
= 0,15 ⋅ 1420 = 213
Подставляем найденное значение в формулу (3.3) находим оценку полной длины продольной проекции стресс -коррозионного дефекта:
????
????
= ????
изм
+ К
доп
????
????
, (3.4)
Где
????
изм
- измеренная длина дефекта, мм;
????
????
- порог чувствительности прибора (снаряда -дефектоскопа), мм;
К
доп
- коэффициент, определённый по ст атистическим данным о кон фигурации стресс-коррозионных дефектов, принимаемый в зави симости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта
????
????
= 41 + 213 ⋅ 0,5 = 147,5 мм
По формуле находим значение коэффициента Фолиаса:
????
????
= √1 + 1,32
(????
????
/2)
2
????⋅????
,
(3.5)
Где
????
????
- длина дефекта;