Система внутритрубной диагностики

Для дальнейших расчетов принимаем трубы Челябинского трубного завода, прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки с заводской изоляцией  ТУ 14-3-272-73:

• номинальная толщина стенки δн=10,0 мм;
• марка стали 10Г2СФ;
• временное сопротивление разрыву σвр=605 МПа ;
• предел текучести σт=445 МПа;

Произведем проверочный расчет толщены стенки трубопровода с учетом Ψ1-коэффициента, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σпр.N≥0) принимаем равным единице, при сжимающих (σпр.N≤0) - определяемый по формуле:

где σпр.N – продольные осевые напряжения, определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла:

где  αt=1,2·10-5 с-1 – коэффициент линейного расширения;

Е = 2,06·105 МПа - модуль упругости;

Δt –расчетный температурный перепад, ºС;

nt=1 –коэффициент надежности по температуре;

μ=0,3 – коэффициент Пуассона.

Dвн – внутренний диаметр трубы, мм;

Абсолютное значение максимального положительного Δt(+) или отрицательного Δt(-) температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления, определяется соответственно по формулам:

;          

принимаем Δt(-)= -105,6  ˚С

При σпр.N≥0 принимаем Ψ1=1

 σпр.N≤0 рассчитываем Ψ1

Рассчитаем толщину стенки трубы

Окончательно для дальнейших расчетов оставляем толщину        δн=10,0 мм.

Поверку на прочность подземных трубопроводах следует производить из условия

При σпр.N≥0 принимаем Ψ2=1, следовательно

условие выполняется;

При σпр.N≤0 рассчитываем Ψ2

где σкц – кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давления, МПа, определяется по формуле

следовательно

условие выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

где - максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

- кольцевое напряжение  от нормативного (рабочего) давления, МПа;

ψ3 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

 - нормативное сопротивление  растяжению (сжатию) металла труб, следует  принимать равным пределу текучести:

Максимальные суммарные продольные напряжения определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики, и определяется по формуле:

где ρ – минимальный радиус углового изгиба оси трубопровода, мм.

Кольцевое напряжение от нормативного (рабочего) давления определяется по формуле:

При ≥0 принимаем Ψ3=1, следовательно

условие выполняется.

При σпр.N≤0 рассчитываем Ψ3

 
следовательно

 

условие выполняется.

условие выполняется.

 

 

 

 

4. СТРОИТЕЛЬНАЯ  ЧАСТЬ

 

4.1. Общая часть

 

Проект производства работ выполнен на объект: «Капремонт газопровода Оренбург - Самара, Ду 1000 на участке 122,0-131,0 км. Бузулукское ЛПУ МГ"

 

4.2. Характеристика строительства

 

1. Капремонту подлежит участок газопровода «Оренбург-Самара» протяженностью 8650,5м.
2. Ремонтируемый участок газопровода Ду 1000мм расположен в Оренбургской области в равнинной местности.
3. Ремонтируемый газопровод I класса.
4. Грунты представлены преимущественно:

• песком аллювиальным мелким -1 гр. разработки
• суглинками аллювиально-делювиальными тугопластичными       II гр. разработки
• глинами аллювиальными полутвердыми.

5. Монтаж ремонтируемого  участка газопровода Ду 1000мм общей  протяженностью 8650,5м выполнить "лупингом" параллельно действующему газопроводу на расстоянии 25-46м с последующим демонтажем существующего.

6. Монтаж "лупинга" выполнить из трубы Д 1020*11- 10Г2СФ             ТУ 14-3-1698-2000 ЧТПЗ.
7. Рабочее давление газопровода- 55кгс/см2.

 

 

4.3. Последовательность выполнения работ

 

1. Подготовительные работы.

2. Разработка траншеи.

3. Монтаж линейной части газопровода.

4. Изоляционно-укладочные работы.

5. Очистка полости и гидравлическое испытание.

6. Врезка в существующий газопровод.

7. Демонтаж участка существующего газопровода.

8. Рекультивация нарушенных земель.

9. Защита от коррозии.

10. Закрепление трассы газопровода знаками.

 

4.3.1. Подготовительные работы

 

Выполнить следующие внеплощадочные подготовительные работы:

• обустройство и ремонт подъездных дорог, складов постоянного и временного хранения материалов;
• транспортировка грузов до постоянных или временных складов; складирование и их хранение;
• организация сварочно-монтажной базы;

Внутриплощадочные подготовительные работы в полосе строительства включают:

• создание геодезической разбивочной основы;
• планировка полосы строительства;
• обустройство временных переездов через газопроводы из железобетонных дорожных плит ПД 2*6 серии 3.503-17 вып.1.

При сдаче трассы произвести геодезическую разбивочную основу для строительства за 10 дней до начала выполнения строительно-монтажных работ  и обозначить на местности местонахождение:

• ремонтируемого газопровода;
• прилегающих участков газопроводов;
• пересечения газопровода со всеми коммуникациями.

 

Перед началом строительства подрядная организация должна выполнить следующее:

• принять от заказчика трассу;
• разбить пикетаж по всей трассе;
• получить разрешение на право производства работ.

 

4.3.2. Разработка траншеи

 

Планировку трассы шириной 39м и срезку плодородного слоя грунта h=0,2м с перемещением грунта на расстояние до 10м выполнить с помощью бульдозера Б-170, "Камацу". Растительный грунт, необходимый для рекультивации складировать в отвал.

Разработку траншеи вести одноковшовым экскаватором типа "Хитачи" или "Като". При пересечении с подземными коммуникациями и в местах врезки газопровода земляные работы вести вручную в пределах 2м от образующей действующей коммуникации и в присутствии представителя эксплуатации. Ширину по дну, глубину и откосы траншеи выдержать согласно профилю трассы. Разработанный грунт складировать с одной стороны не ближе 1м от бровки траншеи.

 

4.3.3. Монтаж линейной части газопровода

 

Заготовка изолированных плетей на трассе производиться с использованием труб с заводским  антикоррозионным покрытием, на монтажной полосе.

Сварочно-монтажные работы производить агрегатами АС-81 с помощью трубоукладчиков «САТ» и «Камацу» согласно требований СНиП III-42-80*, СНиП 2.05.06-85*. Стыки трубопроводов выполняются электродуговой сваркой в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.2-136-2007; СТО Газпром 2-2.3-137-2007.

Контроль сварных стыков произвести в объеме 100 % радиографией; контроль стыков приварки арматуры и гарантийных стыков выполнить со 100 % дублированием ультразвуком в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.4-083-2006.

 

4.3.4.  Изоляционно-укладочные работы

 

Для изоляции применяются термоусаживающиеся ленты фирмы «Райхем» класса С50.

Защитные свойства изоляционного покрытия сварного стыка, выполненного термоусаживающейся манжетой корпорации RAYCHEM, приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1.

№ п.п.	Наименование параметров	Значения параметров
1	Разрушающее напряжение при растяжении основы	17,2 МПа
2	Относительное удлинение при разрыве	580 %
3	Адгезивная прочность к стали, полиэтилену и эпоксидным покрытиям	7,2 кг на 25 мм
4	Прочность к сдвигу при 60 °С	0,34 МПа
5	Сопротивление ползучести от воздействия груза	0,2 мм
		Таблица 4.1 (продолжение)
6	Катодное отслаивание (30 дней при 60 °С)	14 мм
7	Диэлектрическая сплошность	45 кВ
8	Конструкция изоляционного покрытия	А	В	С
9	Номинальная толщина изделия (после полной неограниченной усадки)	1,8 мм	2,4 мм	3,5 мм
10	Номинальная толщина изделия	1,3 мм	1,7 мм	2,5 мм
11	Средняя толщина слоя грунтовки (праймера)	50-150 мкм

 

Изоляция сварных стыков состоит из ряда последовательно проводимых технологических операций:

• предварительный подогрев и сушка стыка
• очистка зоны сварного стыка щетками или пескоструйным аппаратом
• формирование манжеты из ленты
• нагрев зоны сварного стыка
• нанесение и усадка манжеты

Для формирования манжеты термоусаживающаяся лента, используемая для изоляции сварного стыка труб, вырезается таким образом, чтобы ее нахлест на заводское изоляционное покрытие составлял не менее 70 мм, а длина соответствовала длине окружности газопровода плюс 20 % этой длины, необходимой для термоусадки материала, плюс 100 мм на нахлест при формировании манжеты.

Нагрев зоны сварного стыка до необходимой температуры (130 — 140 °С) производят ручными газовыми горелками. Контроль температуры нагрева стыка в разных точках осуществляют пробным контактом полоски ленты, прикладываемой к поверхности разогретого стыка подклеивающим слоем. Если подклеивающий слой ленты при контакте с металлом трубы быстро плавится и прилипает к стальной поверхности, температура стыка достаточна для формирования покрытия из термоусаживающейся ленты. Края примыкающего к стыку покрытия также нагреваются мягким пламенем горелки до 90—100 °С, полиэтилен при этом может слегка размягчиться.

Нанесение и усадка манжеты:

После нагрева изолируемой зоны до необходимой температуры термоусаживающаяся манжета устанавливается на место сварного стыка. Величина нахлеста манжеты на заводское покрытие труб составляет не менее 70 мм по обе стороны сварного стыка.

Процесс термоусаживания манжеты начинается с ее фиксирования на зоне сварного стыка. Это достигается равномерным прогревом центральной части манжеты по всему периметру, в результате чего манжета дает термоусадку и фиксируется на трубе. Для обеспечения равномерности термоусадки материала и предотвращения сваривания манжеты к верхней образующей газопровода в самом начале процесса термоусадки между манжетой и трубой по обеим сторонам манжеты устанавливаются эластичные специальные кольцевые прокладки толщиной 10—15 мм.

После закрепления манжеты на изолируемом участке газопровода прокладки вынимаются и производятся прогрев и усадка всей манжеты.

Процесс усадки ведется от центра манжеты к кромкам. При этом для обеспечения максимального адгезионного контакта между манжетой и изолируемым участком газопровода не рекомендуется допускать образования под покрытием воздушных пузырей, складок. Уплотнение, выравнивание покрытия производиться вручную, прикатывающим эластичным валиком.

Термоусаживающаяся манжета плотно, без гофр и складок облегает изолируемый участок газопровода с выходом валика расплава адгезионного подслоя ленты из-под манжеты на заводское покрытие.

Контроль качества покрытия, нанесенного на зону сварного стыка:

Сформированное защитное покрытие удовлетворяет следующим требованиям: