2015-06-16
4680
Особенности монтажа крановых узлов на магистральном газопроводе. Особенности монтажа запорной арматуры на магистральном нефтепроводе. Монтаж отводов, переходов и тройников на магистральных трубопроводах. Монтаж захлёстов. Контроль качества работ. Предварительное испытание. Оформление документации.
Методические указания
Непосредственное соединение на трассе разнотолщинных труб одного и того же диаметра или труб с деталями (тройниками, переходами, днищами, отводами) допускается при следующих условиях:
если разность толщин стенок стыкуемых труб или труб с деталями (максимальная из которых 12 мм и менее) не превышает 2,5 мм;
если разность толщин стенок стыкуемых труб или труб с деталями (максимальная из которых более 12 мм) не превышает 3 мм.
Соединение труб или труб с деталями с большей разностью толщин стенок осуществляется путем вварки между стыкуемыми трубами или трубами с дeтaлями переходников или вставок промежуточной толщины, длина которых должна быть не менее 250 мм.
При разнотолщинности до 1,5 толщины допускаются непосредственная сборка и сварка труб при специальной разделке кромок более толстой стенки трубы или детали. Конструктивные размеры разделки кромок и сварных швов должны соответствовать указанным на рис.
Подварка изнутри корня шва разностенных труб диаметром 1000 мм и более по всему периметру стыка обязательна, при этом должен быть очищен подварочный слой от шлака, собраны и удалены из трубы огарки электродов и шлак.
Рис. 4. Конструктивные размеры разделки кромок и сварных швов
разнотолщинных труб (до 1,5 толщины стенки)
Непосредственное соединение труб с запорной и распределительной арматурой разрешается при условии, что толщина свариваемой кромки патрубка арматуры не превышает 1,5 толщины стенки стыкуемой с ней трубы в случае специальной подготовки кромок патрубка арматуры в заводских условиях согласно рис. 5.
Во всех случаях, когда специальная разделка кромок патрубка арматуры выполнена не в заводских условиях, а также когда толщина свариваемой кромки патрубка арматуры превышает 1,5 толщины стенки стыкуемой с ней трубы, соединение следует производить путем вварки между стыкуемой трубой и арматуpoй специального переходника или переходного кольца.
Рис. 5. Подготовка кромок патрубков арматуры при непосредственном соединении их с трубами
Тема 2.7. Изоляционно-укладочные работы
Очистка поверхности труб перед нанесением изоляционного покрытия. Приготовление и нанесение битумной изоляции. Изоляция в трассовых условиях полимерными лентами. Термоусаживающиеся манжеты для изоляции стыков. Укладка трубопровода. Состав изоляционно-укладочной колонны. Контроль качества изоляции. Контроль качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации. Расчёт необходимого количества изоляционных материалов. Расчёт расстановки трубоукладчиков в изоляционно-укладочной колонне. Оформление документации на изоляцию.
Методические указания
Поверхность трубопровода по окончании монтажно-сварочных работ очищают от ржавчины, окалины и загрязнений. Если поверхность трубопровода была покрыта консервирующей смазкой, то ведется очистка и консервационного слоя.
Качество очищенной поверхности трубопровода на трассе (или отдельных труб и секций на базах) в значительной мере влияет на долговечность наносимой затем на трубопровод защитной противокоррозионной изоляции.
На очищенной поверхности не должно оставаться отслаивающихся частиц и активных очагов коррозии, особенно влажной ржавчины. Это улучшает сцепление изоляционного слоя с поверхностью трубы, препятствует образованию между трубой и изоляцией пустот, в которые может проникать влага (электролит почвы) и разрушать покрытие.
Способ очистки и требуемая чистота поверхности во многом определяются видом применяемой изоляции — битумной, пластмассовой, стеклоэмалевой и др.
Очистка наружной поверхности трубопроводов перед наложением изоляции выполняется различными способами, важнейшие из них — механическая, эрозионная, пескоструйная или дробеметная (дробеструйная), термическая, химическая и ультразвуковая очистки.
Из всех способов наибольшее и повсеместное распространение получил механический способ очистки трубопроводов, выполняемый специальными самоходными очистными машинами на трассе в процессе производства строительно-монтажных работ.
Изоляционные покрытия подземных и наземных трубопроводов делят на два типа: нормальный и усиленный. Покрытия нормального типа применяют во всех случаях, кроме следующих исключений, установленных СНиПП – 45 – 75: все трубопроводы диаметром 1000 мм и более; любые трубопроводы южнее 50-й параллели; на всех засоленных почвах и грунтах; в болотистых грунтах; на подводных переходах, включая и поймы рек; на переходах через железные и автомобильные дороги; на территориях насосных и компрессорных станций; на участках трубопроводов, имеющих температуру транспортируемого продукта более 40°С; на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, трубопроводов сжиженного газа, прокладываемых вдоль рек, каналов, озер, водохранилищ на расстоянии 1000м и менее от них. В этих случаях назначается изоляция усиленного типа.
Для магистральных трубопроводов в настоящее время применяют в основном покрытия из полимерных и битумных материалов.
В качестве защитных оберток покрытий применяют полимерные пленки толщиной не менее 0,5 мм. Тип покрытия зависит от диаметра труб и температуры перекачиваемого продукта. При условном диаметре Dy от 800 мм и расчетной температуре перекачиваемого продукта до 40° С можно применять как покрытия на битумной основе, так и из полимерных материалов. При D > 800 мм и температуре более 40°С применение битумных мастик должно быть обосновано проектной организацией. Если температура перекачиваемого продукта превышает 70° G, то уже нельзя применять покрытия из обычных полимерных материалов, так как при такой температуре они быстро разрушаются. В этих случаях можно применять покрытия на основе силикатных эмалей, каменноугольного пека.
Технология изоляционно-укладочных работ.
В трубопроводном строительстве применяют две основные схемы изоляционно-укладочных работ: совмещенную и раздельную. При совмещенной схеме нанесение изоляции на поверхность труб и их укладку в траншею осуществляют одновременно, при раздельной — независимо друг от друга.
Совмещенная схема изоляционно-укладочных работ Изоляционно-укладочные работы проводят после сварки трубопровода в непрерывную нить и отрывки траншеи проектного профиля. На трубопровод надевают очистную (ОМ) и изоляционную (ИМ) машины, поднимают его трубоукладчиками, установленными на определенном расстоянии друг от друга и[в определенной последовательности с ОМ и ИМ и опускают в траншею. Трубоукладчики при этом перемещаются в направлении главной оси трубопровода.
Основными условиями, требующими внимания, являются: сохранение в процессе работы такой формы переходного участка, при которой напряжения в трубах не превышали бы значений, обеспечивающих только упругие деформации материала труб; изоляция в момент касания труб дна траншеи должна иметь механическую прочность, достаточную для восприятия реактивного давления грунта без повреждения ее; число и грузоподъемность кранов, осуществляющих подъем, перемещение и опуск трубопровода, а также их расстановка должны исключать возможность потери общей устойчивости кранов и продольной устойчивости их стрел.
Контроль качества изоляционных работ и изоляции.
Контроль качества изоляционных работ осуществляется в процессе строительства визуально и с помощью приборов. Визуально определяются разрывы оберточного материала, повреждения изоляционного покрытия при укладке, а также устанавливается наличие подтеков, пузырей и других дефектов. Особенно внимательно необходимо следить за сохранением целостности изоляции при укладке трубопровода с помощью «мягких» полотенец. Обнаруженные повреждения должны быть устранены.
Необходимо следить за тем, чтобы изоляция наносилась на очищенную сухую поверхность труб; важно, чтобы она была незапылена, так как при этом существенно снижается прилипаемость изоляции.
Внешний вид изоляции должен отвечать следующим требованиям: ровная поверхность, отсутствие складок оберточного материала, нахлест соседних витков пленки или бризола должен быть не менее 2 см, концов лент (конец одной — начало другой) — не менее 10 см. Наряду с визуальным применяют в обязательном порядке контроль с помощью специальных приборов. Сплошность покрытия контролируют искровыми дефектоскопами. С их помощью можно обнаружить отслоения изоляции, несоответствие толщины ее проектной, пропуски и т. п.
Важное значение имеет хорошая прилипаемость (адгезия) изоляции к поверхности трубы. Адгезия проверяется с помощью прибора-адгезиметра или (при отсутствии прибора) отделением изоляции, вырезанной в форме треугольника, от трубы. По усилию, с которым изоляция отделяется от трубы, судят о качестве прилипаемости. Если прилипаемость проверяется адгезиметром, то сила отрыва должна быть не менее 5 кгс/см2. Окончательно качество изоляции проверяется наложением на трубу постоянного тока. Покрытие считается удовлетворительным, если на участке длиной 4 км и более смещение разности потенциалов труба — земля в конце участка не превышает 0,4 В.
Тема 2.8. Монтаж установок защиты магистрального трубопровода от коррозии
Монтаж станций катодной защиты. Монтаж анодного заземления. Протяжённость защиты по длине трубопровода. Монтаж протекторной защиты. Защита от блуждающих токов. Монтаж электрических дренажей. Монтаж контрольно-измерительных пунктов. Приварка проводников к трубопроводу. Испытание оборудования. Оборудование для монтажа средств электрохимзащиты. Контроль качества работ. Оформление документации.
Методические указания
Магистральные трубопроводы из стальных труб укладываются в грунт после нанесения изоляционного покрытия, препятствующего контакту металлической поверхности труб с почвой.
Наряду с наложением на трубопровод изоляционного покрытия применяется электрическая (электрохимическая) противокоррозионная защита.
Электрическая защита в сочетании с наложением изоляционного покрытия на поверхность трубопровода является наиболее эффективной мерой, способствующей длительной безаварийной работе трубопровода.
Способ защиты металлических подземных сооружений наложением электрического поля от внешнего источника тока, создающего катодную поляризацию на сооружении, называется катодной защитой.
Создание защитной разности потенциалов между трубопроводом и грунтом осуществляется источником постоянного тока. Отрицательный полюс источника подключается к трубопроводу, а положительный — к заземлению, называемому анодом.
В качестве заземления можно использовать графитированные заземлители. Графитированное анодное заземление представляет собой графитированный стержень диаметром 50—125 мм и длиной 1000—1500 мм. Контакт электрода с соединительным кабелем достигается ввинчиванием или запрессовывапием ниппеля или контактной трубки в торец заземлителя. Недостатком графитированных заземлителей является высокая хрупкость материала, что ограничивает их применение, так как при транспортировании или монтаже они легко разламываются или раскалываются.
Анодные заземлители устанавливаются на расстоянии 200-300м от оси трубопровода. Анодные заземлители делятся на горизонтальные, монтируемые в траншее, и на вертикальные, монтируемые в скважинах глубиной до 50м. Выбор типа анодного заземления зависит от свойств грунта.
Расстояния между станциями катодной защиты при расстановке их вдоль трубопровода большой протяженности практически составляют 8—10 км.
ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА
Протекторная защита трубопроводов, резервуаров и других сооружений заключается в присоединении к защищаемому сооружению металлического протектора (анодного электрода), имеющего более низкий электрохимический потенциал, чем потенциал металла, защищаемого в данной коррозионной среде.
Протекторная защита, как и катодная, должна действовать непрерывно, создавая определенный защитный потенциал.
Протекторная и катодная защиты по своей эффективности равноценны.
Протекторные установки на магистральных трубопроводах применяются в основном для защиты от почвенной коррозии участков трубопроводов, расположенных на значительном расстоянии от источников электроснабжения, в местах неполной защиты трубопровода катодными станциями, а также для защиты от почвенной коррозии кожухов (патронов) трубопроводов на переходах через железные и автомобильные дороги.
Установка в грунт одиночных протекторов МГА-5, а также протекторов, соединенных в группы, производится в скважинах диаметром 250 мм глубиной 1,5—2,5 м в зависимости от влажности грунта.
Пространство между стенками скважины и протектором заполняется активатором. Толщина слоя активатора должна быть не менее 70 мм (при диаметре протектора 110 мм и длине 600 мм).
Между дном скважины и нижним торцом протектора слой активатора должен быть 100 мм.
Перед опусканием протектора в скважину на дно наливают 10 л приготовленного тестообразного активатора. Затем в скважину устанавливают протектор так, чтобы слой активатора покрывал верхний торец протектора на 100—150 мм.
Установленный протектор должен быть размещен строго по оси скважины и не касаться ее стенок. Затем скважину засыпают грунтом.
Расстояние от протектора до трубопровода должно быть около 3—6 м. При расстояниях меньше 3 м коррозия трубопровода может усилиться в результате повышения степени коррозионности почвы за счет выщелачивания из заполнителя растворимых солей, содержащих сульфат-ионы. При расстояниях больше 6 м увеличивается сопротивление электрической цепи и уменьшается защитный ток.
Рис. 6. Принципиальная схема защиты трубопровода протекторными установками.
1 —защищаемый трубопровод; 2 —группа протекторов; 3 —контрольно-измерительная колонка; 4 — провод.
ЗАЩИТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ, ВЫЗЫВАЕМОЙ БЛУЖДАЮЩИМИ ТОКАМИ
Вблизи электрифицированных железных дорог, трамваев и других сооружений, питаемых постоянным током, в почве вследствие утечки тока возникает электрическое поле, называемое полем блуждающих токов.
Блуждающие токи способны вызывать сильные коррозионные разрушения подземных металлических сооружений. Мероприятия по защите от блуждающих токов идут по двум направлениям.
1. Уменьшение величины блуждающих токов путем выполнения определенных правил при сооружении и эксплуатации электрифицированных железных дорог, трамваев и других объектов, создающих
источники блуждающих токов.
2. Отвод блуждающих токов, проникших в защищаемый трубопровод или в другое металлическое сооружение, обратно в источник их распространения.
Токи отводят посредством систем и устройств электродренажной защиты.
Электродренажная защита — способ защиты трубопроводов и других подземных сооружений, находящихся в полз блуждающих токов, от коррозионного разрушения. Он заключается в том, что блуждающие токи отводятся от защищаемого сооружения к источнику блуждающих токов, для чего защищаемый трубопровод соединяют через дренажное устройство с рельсами электрифицированного транспорта, с отсасывающей линией или с шиной тяговой подстанции. Вблизи электрифицированных железных дорог, трамваев и других сооружений, питаемых постоянным током, в почве вследствие утечки тока возникает электрическое поле, называемое полем блуждающих токов.
Рис. 7. Схема однопроводного питания подвижного электрофицированного транспорта.
Блуждающие токи от электрифицированного транспорта возникают при однопроводной системе питания электродвигателей подвижного состава железных дорог постоянным током. При этой системе одним из проводов сети питания двигателей подвижного состава являются железнодорожные рельсы.
Монтаж электрических дренажей.
Дренажная установка состоит из дренажной станции и кабелей, соединяющих защищаемое сооружение с источником блуждающих токов.
Различают два вида монтажа дренажных установок: 1) когда трубопровод проходит параллельно железной дороге или сближается с ней; 2) когда трубопровод пересекает железную дорогу.
В первом случае, стремятся обеспечить, если это возможно, наименьшую длину дренажного кабеля.
Для установки дренажной станции роют котлован под фундамент установки размером 120 х 80 х 30 см. В фундаменте сверлят отверстие для вывода дренажного кабеля. Установку дренажной защиты монтируют в металлическом шкафу на бетонном фундаменте (рис. 8).
Рис. 8. Устройство дренажной защиты.
1 — трубопровод; 2 — контакт измерительного провода; 3 — контакт дренажного кабеля;. 4 — дренажный кабель; 5 — столбик катодного вывода; в — ограждение; 7 — шкаф дренажной установки; 8 — отверстие в фундаменте; 9 — фундамент; 10 — железнодорожные кабели; 11 —асбоцементная труба; 12 —путевой дроссель; 13 —трос дросселя; 14 —рельс.
К ящику дренажной установки подводятся уложенные в траншею два кабеля. Один кабель соединяет дренажную установку с трубопроводом, второй — со средней точкой путевого дросселя. Дренажный кабель подсоединяют к трубопроводу с помощью приваренной к нему контактной планки, кабельной накладки и контактных болтов. После этого все соединение изолируют принятым для трубопровода защитным покрытием. При пересечении с кабелями железной дороги его помещают в асбоцементную трубу, а пространство между кабелем и трубой заливают битумом.
К средней точке путевого дросселя кабель подсоединяют с помощью болтовых аппаратных зажимов.
В отличие от двухниточной рельсовой цепи, когда дренажный кабель подключается к средней точке путевых дросселей, при однониточной рельсовой цепи дренажный кабель подключают непосредственно к рельсу при помощи контактного башмака.
Во втором случае, когда трубопровод пересекает железную дорогу, станция дренажной защиты устанавливается на трубопроводе в 25—30 м от железной дороги и подключается к трубопроводу на расстоянии 1—2 м от конца защитного кожуха (патрона).
По окончании монтажа станции дренажной защиты ее включают в работу и производят электрические измерения с целью определения эффективности ее работы и зоны защиты.
КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПУНКТЫ
Электрическая защита любого вида (катодная, протекторная, электродренажная) на магистральном трубопроводе или на другом подземном сооружении требует систематических измерений ее действия. Измерения потенциалов производятся через специальные выводы на поверхность земли в виде контрольно-измерительных пунктов, устанавливаемых на всей линии трубопровода или сети трубопроводов.
Контрольно-измерительным пунктом называется устройство, позволяющее выполнять контрольные электрические измерения на подземном металлическом трубопроводе, не разрывая землю.
На контрольно-измерительном пункте можно измерять разности потенциалов и проводить измерения тока па участке трубопровод — земля с помощью переносных приборов. Для этого проводник (контрольный вывод) следует термитной сваркой надежно присоединить к металлической поверхности трубопровода. Постоянное заземление второго вывода (электрода) осуществляется защитной трубой или металлическим столбом вывода.
Контрольно-измерительные пункты вне городской черты совмещаются с километровыми столбами или линейными сооружениями. Эти пункты выводятся на поверхность.
Для подключения катодных станций, протекторов, электрических перемычек, выводов для контрольно-измерительных пунктов к трубопроводу приваривают выводы из круглой стали. Приварка обеспечивает надежное соединение с минимальным электрическим сопротивлением. Переходное электрическое сопротивление между трубопроводом и приваренным металлическим стержнем составляет около 5 – 10 – 5 ом. Выводы приваривают в процессе строительства после опуска трубопровода в траншею, а также и в процессе эксплуатации, когда трубопровод заполнен продуктом и находится под давлением не более 25 атм.
Тема 2.9. Очистка внутренней полости трубопровода
Методические указания
При строительстве внутрь трубопровода попадают грунт, вода, различные предметы, инструмент, на внутренней поверхности трубы имеется окалина, иногда ржавчина. Если не удалить их, то неудаленные предметы могут вывести из строя оборудование перекачивающих станций, качество перекачиваемого продукта будет низким в результате его загрязнения. Поэтому перед сдачей в эксплуатацию, обычно перед испытанием на прочность, трубопровод должен быть полностью очищен не только от крупных посторонних предметов, но и от грязи и даже пыли.
Очистка проводится после выполнения всех сварочно-монтажных, изоляционно-укладочных и земляных работ, т. е. линейная часть трубопровода должна быть практически подготовлена к перекачке продукта.
В настоящее время основным способом очистки внутренней полости является продувка по трубопроводу с большой скоростью воздуха или газа с одновременным пропуском по нему специальных очистных устройств, называемых поршнями.
Кроме продувки, применяют способ промывки внутренней полости водой с пропуском поршня впереди движущейся воды.
Очистка продувкой осуществляется до врезки линейной арматуры (кранов, задвижек), а также других узлов, мешающих проходу очистного поршня.
Продувка воздухом. Для продувки трубопровода требуются большой расход и высокое давление воздуха, чтобы сила давления на поршень обеспечивала его движение со скоростью до 60 км/ч. Ни одна из имеющихся в настоящее время конструкций передвижных компрессоров не может обеспечить столь большой расход воздуха при давлении до 6 кгс/см2. Поэтому все схемы продувки включают два участка трубопровода — накопитель воздуха (иначе его называют ресивером) и продуваемый участок. Участок L делится на два. Один из них используется в качестве баллона — накопителя (ресивера), другой участок — продувается. Соотношение длин ресивера составляет обычно 1:1.
После заполнения ресивера открывают кран, и воздух поступает в продуваемый участок, где уже находится поршень. Под давлением воздуха поршень начинает двигаться, очищая трубопровод, и вылетает в специальный патрубок. Продувка продолжается до тех пор, пока из патрубка не будет идти чистый воздух.
Рисунок 9.
Продувка газом. При продувке газом исключительное значение приобретают вопросы техники безопасности. Ни в коем случае нельзя, как при продувке воздухом, подавая газ, сразу начинать движение поршня. При этом образуется взрывоопасная газовоздушная смесь, и от искр, которые возникают при движении поршня и мусора, смесь может взорваться. Поэтому прежде чем начать продувку, необходимо заполнить весь очищаемый участок газом, вытеснив воздух.
Причем заполнение должно быть выполнено так, чтобы искра не могла возникнуть. Это достигается следующим образом.
Участок 1 (рис. 9), который уже очищен и заполнен газом с необходимым давлением, подключают к очищаемому участку 6. Между обоими участками устанавливают кран 4. Кроме того, оба участка соединяют обводной линией 2 из труб малого диаметра; на линии имеется кран 3. Поршень 5 размещают, как показано на рисунке. Открывая кран 3, постепенно заполняют трубопровод 6, вытесняя воздух. По пробе смеси на выходе из патрубка 7 определяют содержание кислорода в смеси. Продувку можно начинать только тогда, когда в смеси будет менее 2% кислорода. После вытеснения воздуха продувка газом осуществляется так же, как и воздухом. Открыв кран 4, дают доступ газа к торцу поршня, который приходит в движение.
Промывка внутренней полости труб водой является весьма перспективным методом очистки. При этом решаются одновременно две задачи: трубопровод очищается от посторонних предметов и грязи и заполняется водой для гидравлического испытания.
Сущность метода заключается в следующем. В трубу в начале испытуемого участка вводят мягкий поршень из пенополиуретана или иного материала. Затем через патрубок в трубопровод подают воду, и поршень приходит в движение, очищая полость трубы и толкая собравшийся мусор впереди себя. Поршень продвигается со скоростью 0,4—1,2 км/ч при давлении до 2 кгс/см2. Длина участков, промываемых за один проход очистного поршня, может достигать 50 км.
Тема 2.10. Гидравлическое испытание трубопровода
Испытание магистрального трубопровода на прочность и герметичность гидравлическим способом, преимущества и недостатки. График подъёма давления. Испытательные параметры. Технология испытания. Расчет необходимого количества воды для испытания. Организация работ по гидравлическому испытанию трубопровода. Разработка специальной инструкции. Методы поиска утечек при испытании трубопровода. Охранная зона при испытании. Оформление документации. Удаление воды из трубопровода после гидравлического испытания.
Методические указания
Испытание магистральных трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).
Испытание трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) способом для нефте- и нефтепродуктопроводов.
Способы испытания, границы участков, величины испытательных давлений и схема проведения испытания, в которой указаны места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями. Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания и комбинированного способа, когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.
В зависимости от категорий участков трубопроводов и их назначения этапы, величины давлений и продолжительность испытаний трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность следует принимать в соответствии с табл. 17. СНиП III-42-80*.
Общее время выдержки участка трубопровода под испытательным давлением, без учета времени циклов снижения давления и восстановления должно быть не менее 24 ч.
Время выдержки участка под испытательным давлением должно быть не менее ч:
до первого цикла снижения давления - 6;
между циклами снижения давления - 3;
после ликвидации последнего дефекта или последнего цикла снижения давления - 3.
Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.
При подъеме давления от 0.3 Рисп. до Рисп. в течение 12 ч при стабилизации давления, температуры и испытаниях на прочность осмотр трассы запрещается.
Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки трубопровода на герметичность.
Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.
При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.
После испытания трубопровода на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.
Полное удаление воды из газопроводов должно производиться с пропуском не менее двух (основного и контрольного) поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или в исключительных случаях природного газа.
Скорость движения поршней-разделителей при удалении воды из газопроводов должна быть в пределах 3 – 10 км/ч.
Тема 2.11. Пневматическое испытание трубопровода
Студент должен:
знать: технологию испытания трубопровода газом;
уметь: рассчитывать необходимое количество газа для пневматического испытания трубопровода.
Испытание магистрального трубопровода на прочность и герметичность пневматическим способом. Преимущества и недостатки. График подъёма давления. Испытательные параметры. Технология испытания. Организация работ по пневматическому испытанию трубопровода. Разработка специальной инструкции. Расчет необходимого количества газа для испытания. Методы поиска утечек. Оформление документации. Комбинированный способ испытания. Особенности испытания участков трубопроводов, прокладываемых в различных условиях. Предварительное испытание узлов и монтажных заготовок.
Методические указания
В зависимости от категорий участков трубопроводов и их назначения этапы, величины давлений и продолжительность испытаний трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность следует принимать в соответствии с табл. 17. СНиП III-42-80*.
Общее время выдержки участка трубопровода под испытательным давлением, без учета времени циклов снижения давления и восстановления должно быть не менее 24 ч.
Время выдержки участка под испытательным давлением должно быть не менее ч:
до первого цикла снижения давления - 6;
между циклами снижения давления - 3;
после ликвидации последнего дефекта или последнего цикла снижения давления - 3.
Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При пневматическом испытании заполнение трубопровода и подъем давления в нем до испытательного (Рисп) должны вестись через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных кранах.
Для выявления утечек воздуха или природного газа в процессе закачки их в трубопровод следует добавлять одорант.
При пневматическом испытании подъем давления в трубопроводе следует производить плавно [не более 0,З МПа (3 кгс/см2) в час], с осмотром трассы при величине давления, равного 0,3 от испытательного, но не выше 2 МПа (20 кгс/см2). На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. Дальнейший подъем давления до испытательного следует производить без остановок. Под испытательным давлением трубопровод должен быть выдержан для стабилизации давления и температуры в течение 12 ч при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных кранах. Затем следует снизить давление до рабочего, после чего закрыть краны байпасных линий и провести осмотр трассы, наблюдения и замеры величины давления в течение не менее 12 ч.
При подъеме давления от 0.3 Рисп. до Рисп. в течение 12 ч при стабилизации давления, температуры и испытаниях на прочность осмотр трассы запрещается.
Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки трубопровода на герметичность.
Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.
При пневматическом испытании трубопровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 ч.
При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность
Тема 2.12. Ввод в эксплуатацию законченного строительством трубопровода
Назначение комиссии по приёмке в эксплуатацию законченного строительством объекта. Рабочая комиссия: права, обязанности, порядок работы. Государственная комиссия: права, обязанности, порядок работы. Текущая документация при строительстве газонефтепроводов. Исполнительная документация. Документация, предъявляемая комиссии. Порядок приёмки объекта в эксплуатацию. Акты рабочей и государственной комиссий.
К эксплуатации допускаются МН и его объекты, как вновь построенные, так и после реконструкции или капитального ремонта, соответствующие проекту по действующим нормам и правилам и прошедшие приемку в установленном порядке. Приемка объектов МН должна производиться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.
До ввода в эксплуатацию оборудование и устройства объектов МН, подлежащие регистрации в государственных надзорных органах, должны быть зарегистрированы и освидетельствованы согласно требованиям действующих норм и правил.
Приемка в эксплуатацию вновь построенного магистрального нефтепровода и участков, замененных при реконструкции или капитальном ремонте, должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой ОАО МН. До предъявления вновь построенного нефтепровода приемочной комиссии должна быть проведена приемка нефтепровода и его объектов рабочей комиссией, назначаемой ОАО МН не позднее, чем за 3 мес. до планируемого срока начала работы комиссии.
Рабочая комиссия приступает к работе после получения письменного извещения генерального подрядчика о готовности объекта к сдаче.
Приемочные комиссии назначаются не позднее чем за 3 мес. до планируемого срока приемки объектов МН в эксплуатацию.
В состав приемочной комиссии входят: представители заказчика (эксплуатирующей организации), генерального подрядчика и субподрядчиков, генерального проектировщика (проектной организации), трубопроводной инспекции территориального органа Госгортехнадзора России, Государственного санитарного надзора, Государственного пожарного надзора, Министерства по чрезвычайным ситуациям (МЧС), технического надзора. Порядок и продолжительность работы приемочной комиссии определяется заказчиком на время, необходимое для обследования объекта и изучения исполнительной документации.
Линейная часть вновь построенного нефтепровода и замененных участков принимается в эксплуатацию после предъявления генподрядчиком исполнительно-технической документации, а также после выполнения комплекса работ по испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов и объектов или сооружений линейной части, систем связи, очистки полости трубопровода, проведения гидравлических испытаний на прочность и герметичность (опрессовки), удаления из трубопровода опрессовочной воды, заполнения его нефтью и комплексного опробования.
Заполнение трубопровода нефтью и его работа после заполнения в течение 72 ч считается комплексным опробованием нефтепровода. Заполнение и комплексное опробование нефтепровода проводится согласно плану мероприятий, разработанному и утвержденному заказчиком и подрядчиком.
Работы по заполнению и комплексному опробованию нефтепровода проводятся под руководством рабочей комиссии.
Приемка вновь построенных объектов МН и участков МН после реконструкции и капитального ремонта оформляется актом приемочной комиссии, который утверждается руководителем организации заказчика (эксплуатирующей организации). Датой приемки объекта считается дата подписания акта приемочной комиссией.
При сдаче-приемке линейной части вновь построенного МН, а также замененного при реконструкции или капитальном ремонте участка МН генподрядчик представляет рабочей и приемочной комиссиям исполнительную документацию.
Тема 3.1. Сооружение трубопроводов в условиях болот
Классификация болот и способы прокладки трубопроводов. Осушение болот. Подземная прокладка трубопровода. Укладка методом сплава, протаскиванием. Балластировка трубопровода. Прокладка в насыпях. Прокладка на опорах. Оформление документации.
Методические указания
Строительство трубопроводов на болотах имеет существенное отличие от строительства на равнине, сложенной плотными грунтами, только в период, когда поверхность болота не промерзла на глубину, обеспечивающую нормальную работу механизированных колонн.
На болотах и заболоченных участках должна предусматриваться подземная прокладка трубопроводов. Как исключение, при соответствующем обосновании, допускается укладка трубопроводов по поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должна быть обеспечена прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия.
Прокладку трубопровода на болотах следует предусматривать, как правило, прямолинейно с минимальным числом поворотов. В местах поворотов следует применять упругий изгиб трубопроводов.
Применительно к трубопроводному строительству болота классифицируются следующим образом:
0,03 МПа;¸I тип – болота, заполненные торфом устойчивой консистенции, допускающие работу и неоднократный проход строительных машин и механизмов с удельным давлением на грунт 0,02
0,02 МПа;¸II тип – болота, целиком заполненные торфом неустойчивой консистенции, допускающие работу машин и механизмов с удельным давлением на грунт до 0,01
III тип – болота, допускающие работу только плавучих машин и механизмов.
В зависимости от типа болот участки трубопровода относят к той или иной категории в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85, т.е. тип болота определяет не только технологическую схему ведения строительных работ, но и те требования, которые должны предъявляться к прочности и устойчивости трубопроводов.
Перед выполнением основных работ по сооружению трубопроводов на болотах выполняются подготовительные работы, которые зависят от состояния (мерзлое, талое) и типа болот.
В случае мерзлого грунта производится расчистка трассы, промораживание грунта и устройство лежневой дороги.
В случае талого грунта подготовка трассы заключается в следующем:
выемка торфа бульдозером или экскаватором, установленном на плавсредстве;
отсыпка грунта производится при большой глубине болота; отсыпка производится с берега автосамосвалом или гидронамывом;
песчаные сваи устраивают с целью уменьшения количества песка по сравнению с предыдущей схемой;
осушение болот с помощью водоотливных дренажных канав.
Земляные работы по рытью траншей в зависимости от состояния грунта могут выполняться по-разному. Земляные работы в мерзлом грунте осуществляются как и на равнине в обычном грунте. В талом грунте земляные работы выполняются следующим образом:
3 м;¸взрывом – при небольшой ширине труднопроходимого болота глубиной до 2
1 м, бульдозер снимает слой торфа до минерального грунта, а экскаватор, оборудованный обратной лопатой, разрабатывает траншею на необходимую глубину;¸бульдозером и экскаватором – когда глубина слоя торфа не превышает 0,5
экскаватором со щитов, на салазках или на понтоне;
землесосом.
Сварка трубопровода в нитку, изоляция и укладка выполняются по различным технологическим схемам для замерзшего и талого состояния болот. При замерзшем болоте, когда становится возможным движение по нему механизированных колонн, технология строительства ничем не отличается от технологии на равнинной местности. В случае талого грунта сварка и изоляция трубопровода осуществляется на одном из берегов болота. Укладка же может выполняться по одному из приведенных ниже вариантов:
протаскивание подготовленного трубопровода, которое производится с помощью тягового троса, заранее проложенного в подготовленной в болоте траншее. Укладка протаскиванием целесообразна в тех случаях, когда проезд кранов-трубоукладчиков по поверхности болота невозможен, а балластировка труб сделана на берегу. При отрицательной плавучести трубопровод сразу протаскивают по дну, а при положительной – внутрь трубы заливают воду, и трубопровод опускается на дно;
укладка методом сплава: трубопровод выводят в траншею из плаву, перемещая его с берега. Общая длина сплавляемого трубопровода может достигать нескольких километров. Этот метод очень эффективен на труднопроходимых болотах при условиях, что траншея подготовлена заранее, например, в зимнее время.
Участки нефтепроводов большого диаметра, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливные поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения).
Прокладку трубопроводов через болота в зависимости от местных условий можно выполнять:
в траншее с частичным или полным выторфовыванием;
без траншеи на поверхности болота по фашинной (хворостяной) настилке;
в специально устроенных насыпях (дамбах), которые сооружают без выторфовывания на торфяной залежи или с частичным и полным выторфовыванием на минеральном дне болота;
на свайных, висячих и других опорах.
Трубопровод, прокладываемый в болотистом и обводненном грунте, должен быть закреплен не только против погружения, но и против всплытия, если он имеет положительную плавучесть. Трубопровод закрепляют утяжеляющими грузами (чугунными или железобетонными), сплошным бетонированием или винтовыми анкерными устройствами. Опыт строительства трубопроводов в условиях Крайнего Севера, Западной Сибири и других районов показывает, что при небольшой длине переходов через болота, а также при изредка встречающихся вдоль трассы болотах целесообразно закреплять трубы отдельными чугунными или железобетонными грузами.
Тема 3.2. Особенности сооружения
