ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 132
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ И ОХРАНА ТРУДА
В данном разделе опишем технологию производства работ по замене стандартных труб согласно ГОСТ 31447-2012 на трубы повышенной прочности рассмотренных в разделе 1.2 данного проекта в условиях МГП «Бухара-Урал».
Газопровод «Бухара – Урал» диаметром 1020 мм сданного в эксплуатацию в 1970году, протяженностью 4500 км одной нитки, на данном ГЗ построено 17 компрессорных, 22 газораспределительных станций и множество других технологических объектов.
Трасса данного газопровода проложена в условиях экстремальных природных и климатических условий: резкие перепады температур, значительные различия состава грунтов, бездорожье, песчаные бури. Начало данного газопровода располагается в Газли и несет газ в Урал по тридцати трем городам, в числе которых Магнитогорск, Челябинск, Екатеринбург, Нижний Тагил, Орск и другие. Газификация Урала позволяла значительно улучшить экономику и экологию региона, резко снизить загрязнение его воздушного бассейна. Эффективность данного газопровода практически в три раза превышает возможности Трансканадского газопровода.
Данный газопровод на отдельных участках, проложен в грунтах с высокой коррозионной активностью. В результате чего на отдельных участках газопровода происходит значительное число разрушений вследствие питтинговой и очаговой коррозии труб. С учетом характера и масштабов поражения труб единственным методом ремонта является полная замена участков с коррозионно-опасными трубами с демонтажем последних.
Состав и механические свойства используемых труб марки ХЛ-2-1020х10-К52-ОТО на данном ГЗ представлены в таблицах 2.6 и 2.7.
Таблица 2.6 - Массовая доля элементов стали К52 по ТУ 1381-006-47966425-2009
| C | Si | Mn | P | S | V | Nb | Ti | N |
| 0,14 | 0,16 - 0,6 | 1,7 | 0,02 | 0,012 | 0,05 | 0,08 | 0,03 | 0,008-0,011 |
Таблица 2.7 – Механические свойства труб
| Поперек проката | В направлении проката | |||||||
| предел текучести, МПа | временное сопротивление, МПа | отношение предела текучести к временному сопротивлению и прочностью при растяжении | относительное удлинение, % | предел текучести, МПа | временное сопротивление, МПа | отношение предела текучести к временному сопротивлению и прочностью при растяжении | относительное удлинение, % | равномерное удлинение, % |
| 510 | 585 | 64 | 22 | 628 | 815 | 56 | 24 | 3,8 |
| | | | | | | | | |
| Временное сопротивление сварного шва | 748 | |||||||
2.1 Вывод участка газопровода в ремонт
Перед выводом участка газопровода, который подлежит замене труб, проводится анализ его прочности и устойчивости прилегающего участка газопровода к тому, который выводится в ремонт по замене труб, с учетом плановых изменений конструктивной схемы газопровода в процессе проведения ремонтных работ.
При передаче участка газопровода в ремонт необходимо:
- обозначить местоположение ремонтируемого и прилегающих участков газопровода, а также при наличии пересечения ремонтного участка и сопутствующих ему коммуникаций;
- освободить ремонтный участок от газа и конденсата;
- отключить станции катодной и дренажной защиты на ремонтном участке;
- передать по акту подрядной организации трассу ремонтируемого газопровода (приложение А, СТО Газпром 2-2.3-231-2008);
- провести инструктаж по охране труда и технике безопасности.
2.2 Технология и организация производства работ по замене коррозионно-опасных труб
Схема производства работ по замене коррозионно-опасных труб идентична технологии производству работ по строительству нового трубопровода.
Производство работ осуществляются в два этапа:
- прокладывается новый участок газопровода параллельно действующему;
- затем новый участок подключается к действующему газопроводу с использованием технологии врезки под давлением в соответствии с СТО Газпром2-2.3-116.
Старый участок газопровода демонтируется, очищается, разделяется на секции и подлежит вывозу и складированию [4].
2.2.1 Состав подготовительных работ
В состав подготовительных работ входят следующие работы:
- определение места трассировки существующего трубопровода и глубины заложения;
- определение мест пересечений с коммуникациями;
- планировку места производства работ;
- демонтаж существующих объектов линейной части, при необходимости.
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.
Планировочные работы включают срезку валика, бугров, неровностей, подсыпку низинных мест и подготовку подъездов для прохода ремонтной техники и т.д.
2.2.2 Земляные работы
К земляным относятся следующие виды работ:
- снятие плодородного грунта;
- вскрытие и засыпку газопровода;
- восстановление плодородного слоя грунта (рекультивацию земли).
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 грунт смещается в отвал.
Вскрытие участка старого газопровода подлежащего демонтажу с применением средств механизации производят методом разработки боковых траншей ниже нижней образующей трубопровода на глубину, равную диаметру газопровода с разработкой боковой траншей с учетом последующего монтажа новой нитки. При этом, необходимо соблюдение минимального расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками трубопроводов – не менее 13 м согласно СП 36.13330.2012.
Размеры траншеи принимаются в зависимости от диаметра трубопровода и рекомендаций СНиП 2.05.06-85.
Грунт, извлеченный из траншей, укладывается в отвал с одной стороны траншеи на расстояние не менее 0,5м для избегания его осыпания в траншею. Другая сторона траншеи используется для передвижения ремонтной колонны и устройству новой нитки газопровода.
После устройства новой нитки газопровода и ее подключения к действующему газопроводу, старый участок подлежит демонтажу, очистке, резке, погрузке и доставки в места складирования. После чего производится обратная засыпка грунта и рекультивация плодородного слоя.
2.2.3 Сборка и сварка нового участка газопровода
После проведения подготовительно планировочных и земляных работ производят монтаж новой нитки газопровода с применением труб высокой прочности, деформационной и ударной вязкости (используемых при строительстве газопровода «Сила Сибири»).
Для этого на рабочую площадку доставляют предварительно сваренные на трубосварочной базе 2-х трубные секции диаметром 1020 мм и длиной 22,6м, предварительно проведшие приемочных контроль качества на соответствие требованиям СТО Газпром 2-3.5-046. Для производства работ применяют технологическое звено из трубоплетевоза «Урал-43204-1153-41» с прицепом роспуском 9048и кран-трубоукладчик «Komatsu D355C» для разгрузки и укладки секций в качестве ведущего механизма.
Укладку 2-х трубных секций производят трубоукладчиками с применением мягкого полотенца из гибкой резинотканевой ленты на инвентарные сборно-щитовые опоры для проведения сварочных работ по устройству плети нового газопровода.
Сварочные работы производят в соответствии с СТО Газпром 2-2.2-115 посредством автоматической сварки.
Система автоматической сварки «СRС-Еvans AW» предназначена для двухсторонней сварки стыков труб линейной части газопровода без поворотных стыков в полевых условиях в специальную узкую разделку (рисунок 1.10). Данная установка обеспечивает сборку и фиксацию стыка и выполняет автоматическую сварку корня шваизнутри трубы.
Рисунок 2.10 – Использование автоматической сварки «СRС-Еvans AW».
Система «СRС-Еvans АW» состоит из следующего основного оборудования:
- станков для обработки кромок труб под специальную разделку;
- установка для индукционного кольцевого нагревателя труб;
-самоходный внутренний пневматический центратор с многоголовочным (6-8 головок) сварочным автоматом, встроенным между рядами жимков для сварки изнутри трубы;
- агрегата энергообеспечения установки внутренней сварки с компрессором для пневматического центратора;
- автоматов (сварочных головок) наружной сварки -однодуговых моделей П-200 с направляющими поясами;
- агрегатов энергообеспечения постов наружной сварки с грузоподъемными стрелами, защитными палатками, газовыми рампами и устройствами сопутствующего подогрева стыков;
- передвижной мастерской для наладки и ремонта оборудования и хранения запасных частей;
- вспомогательного оборудования.
При этом перед выполнением сварки, концы двухтрубных секций с выполненной заранее разделкой кромок на трубосварочной базе зачищаются до металлического блеска на расстояние не менее 50мм.
Сборку стыка производят с помощью специального внутреннего пневматического центратора со встроенным многоголовочным сварочным автоматом. Центратор устанавливают «на стык» и регулируют положение сварочных головок относительно плоскости стыка и задают режимы сварки.
Сварка кольцевого стыка выполняется по следующему технологическому процессу:
Корневой слой шва - изнутри трубы многоголовочным сварочным автоматом, остальные слои шва - наружными однодуговыми сварочными головками П-200.
После проведения сварочных работ сварные швы подлежат 100% контролю. Основными способом контроля сварных швов газопровода является визуальный, измерительный и ультразвукой, в соответствии с требованиями ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03 и РД-08.00-60.30.00-КТН-046-1-05 и СТО Газпром 2-2.3-231-2008.