Ремонт фланцевых соединений газопровода

Технология и техника безопасности при выполнении газоопасных работ по замене прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах

Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводах 0,0004- 0,002 МПа.

Работа по замене прокладки во фланцевом соединении выполняется бригадой не менее 3 человек, под руководством специалиста (мастера).

Замена прокладки во фланцевом соединении должна выполняться по наряду –допуску и специальному плану, утвержденному гл. Инженером предприятия газового хозяйства.

Работа по замене прокладки во фланцевым соединении должна проходить в светлое время суток в течении одного дня .

Работы по замене прокладки во фланцевым соединении выполняется в следующей последовательности:

— производится отключение газопровода ( если газопровод среднего и высокого давления)

— снимается перекрытие колодца

— при необходимости производится откачка воды из колодца

— перед началом ( и в течении всего времени проведения работ ) колодец проверяется на загазованность газоанализатором и при необходимости проветривается с помощью вентилятора.

— в колодец спускаются рабочие ( не более двух ) в спасательных поясах со спасательными веревками и , при необходимости в противогазах

— с целью предотвращения новообразования от действия блуждающих токов на газопроводе устанавливается шунтирующая перемычка ( при ее отсутствии ) и производится ее заземление

( электрозащита должна быть предварительно отключена )

— производится снятие болтов на фланцевых соединениях задвижки. Производим замену прокладки. Паронит перед установкой на действующей газопровод должен быть пропитан в олифе, а фланцы очищенные от старой прокладки.

— проверяется герметичность соединений с помощью мыльной эмульсии. Если обнаружили утечку устранить с помощью подтягиванием болтов во фланцевом соединении.

— снимается временно установленная перемычка на газопроводе, а затем заземление, включается ЭХЗ, устанавливается перекрытие

-работу по замене прокладки во фланцевом соединении отмечают в журнале регистрации работ на наружных газопроводов.

Отключение и продувка газопровода перед началом работ по замене прокладки во фланцевом соединении и последующий пуск газа производится по отдельному наряду-допуску на газоопасные работы. ( если газопровод среднего и высокого давления )

Техника безопасности

Работа в колодцах глубиной менее 1м производятся бригадой состоящей из 3 человек

( 2 слесаря и мастер), если колодец глубиной более 1 м , то работу должны производить

бригада не менее 4 человек ( 3 слесаря и мастер ).

В колодце должно работать не более двух человек.

Снаружи с наветренной стороны должны находиться два человека для страховки работающих и недопущения к месту работы посторонних лиц.

Спуск в колодец должен производиться по скобам или металлическим лестницам с закреплением их у края колодца.

Для предотвращения скольжения и искрения при опирании на твердое основание лестницы должны иметь резиновые «башмаки».

Обувь должна быть без подков и гвоздей.

Работа должна производится в шланговом или кислородно-изолирующим противогазе.

Применение фильтрующих противогазов не допускается.

Длина шланга не должна превышать 15 м. Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.

Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин.

При ремонтных работах в загазованной среде следует применять инструмент из цветного металла, исключающей искрообразования.

Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой.

Использование электрических инструментов дающих искрение, не допускаются.

При выполнении газоопасных работ следует использовать переносные светильники во взрывозащищенном исполнении с напряжением 12 В.

По прибытию на место необходимо расставить предупредительные знаки «Огнеопасно газ» в местах подхода к загазованной зоне.

Автомашину ставим не ближе 15 м от места расположения загазованного объекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездов в загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц.

Проверить на загазованность 50 м зону. ( подвалы, колодцы и т. д. )

Проверить на загазованность колодец, где будут производится работа. Если загазованность более 1 % необходимо провести вентиляцию колодца. ( при помощи снятия крышки колодца или перекрытия) и повторно проверить на загазованность

При отсутствии загазованности в колодец спускается по лестнице(или по скобам) один из рабочих в противогазе, в спасательном поясе с двумя наплечниками со спасательной веревкой. Члены бригады, находятся на поверхности земли, должны держать концы веревок от спасательного пояса рабочего, находящего в колодце, и вести непрерывное наблюдение за ним.

5.Действие персонала АДС: «Запах газа в котельной». .10.1. Возможные причины аварии: разрыв сварного стыка, свищ в газопроводе и другие.

1.10.2. Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии:

1.10.2.1. Инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийной бригады согласно «Памятке по инструктажу».

1.10.2.2. Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде

1.10.2.3. Краткий инструктаж состава аварийной бригады по порядку выполнения газоопасных работ на объекте и подготовка необходимой документации.

1.10.2.4. Выставление предупредительного знака у входа в помещение котельной и организация наружного наблюдения.

1.10.2.5. Определение с помощью газоанализатора концентрации газа в помещении котельной.

1.10.2.6. Усиленная вентиляция помещения котельной с постоянным контролем за концентрацией газа.

1.10.2.7. Поиск места утечки газа в сварных, фланцевых и резьбовых соединениях внутреннего газопровода и газовом оборудовании котельной с помощью мыльной эмульсии.

1.10.2.8. Временное устранение утечки газа при сниженном давлении или отключение котельной от действующей газовой сети с обязательной установкой заглушки.

1.10.2.9. Составление технического акта на ликвидацию аварии и заявки в соответствующую службу на производство ремонтно-восстановительных работ.

1.10.4. Действия мастера:

1.10.4.1. Получает от диспетчера заявку, документацию и указания о порядке отключения объекта.

1.10.4.2. Проверяет исправность газоанализатора и средств индивидуальной защиты.

1.10.4.3. Дает бригаде краткий инструктаж по безопасным методам работ, знакомит ее с местами установки отключающих устройств и в течении 5-ти минут выезжает с бригадой к месту аварии.

По прибытии на место:

1.10.4.4. Знакомится с обстановкой, организует расстановку предупредительных знаков у входа в котельную и наружное наблюдение.

1.10.4.5. Организует проверку концентрации газа в помещении котельной и докладывает диспетчеру о результатах.

1.10.4.6. Организует интенсивное проветривание помещения котельной путем открытия дверей, окон и др. устройств.

1.10.4.7. Производит поиск места утечки газа при помощи мыльного раствора.

1.10.4.8. Организует постоянный контроль за концентрацией газа в помещении котельной.

1.10.4.9. С разрешения диспетчера производит отключение котельной от действующей газовой сети с обязательной установкой заглушки после задвижки по ходу газа.

1.10.4.10. В случае, когда запах газа имеется, а присутствие его в помещении установить при помощи газоанализатора, не удалось продолжает поиск места утечки газа, проверяя на загазованность с помощью газоискателя все подземные коммуникации, подвалы и подполья зданий в радиусе до 50 м, проводит буровой осмотр подземного газопровода вблизи ввода в котельную.

1.10.4.11. Устраняет утечку газа, а при более сложных авариях составляет заявку на выполнение ремонтно-восстановительных работ другими службами.

1.10.4.12. Проверяет качество работ и докладывает диспетчеру о ликвидации аварии.

Источник

Замена прокладки во фланцевом соединении

Для фланцевых соединений не допускается недостаточно плотное сцепление поверхностей — для исправной работы требуется предотвращать парение или течь прокладки. Даже небольшая течь способна повлечь за собой пробивание прокладки. При необходимой замене прокладки гайки болтов отворачивают и вынимают из отверстий, после чего зачищают фланцы и удаляют старую прокладку. Новая прокладка обрабатывается маслом и графитом — это предотвратит прилипание iK к поверхности фланца. Края прокладки должны касаться болтов фланцевого соединения, поэтому во время ее вырубки из паронитового листа и установке обеспечивают, чтобы внутренний диаметр прокладки совпадал с внутреннем диаметром трубы, а наружный диаметр — диаметру окружности болтов. Прокладки должны устанавливаться по стандарту, с равномерной толщиной, чтобы гарантировать надежность и прочность соединения — косая или двойная прокладка не пригодна для эксплуатации.

У фланцевого соединения арматуры с трубопроводными системами металлоемкость больше, чем у соединений сваркой, при этом меньшую герметичность из-за возможных протечек через прокладки в процессе работы. Фланцевое соединения арматуры используют на АЭС, так как оно дает возможность быстро снять арматуру с трубопровода и начать ремонт и замену (не прибегая к вырезке), в некоторых случаях с повторяющей сваркой на ус. Таким образом фланцы применяют для соединения трубопроводной системы с главными предохранительными клапанами Dj = 600 мм на АЭС с реакторами РБМК.

У смонтированного котла самое уязвимое место это фланцевое соединение с арматурой: риск дефекта повышается под высоким давлением воды и пара. С небольшой плотностью в арматуре под струей воды или пара от эрозии увеличиваются трещины, после чего ее требуется заменить или починить. Даже небольшое отклонение или недостаточная плотность приведет фланцевое соединение деформации. Гидравлическое испытание не поможет — прокладка начнет прилегать неровно, а после треснет. Тонкая струя образовывает отверстие и создаст бороздки на поверхности фланца.

Электрод вытягивающий укрепляют на керамических стойках, которые нужны чтобы подсоединить формирующей ионно-оптической системы) и отделяют от анода кольцом из фторопласта. Для того, чтобы уменьшить газовую нагрузку на вакуумные насосы во время работы источника ионов, в конструкции области соединения постоянных магнитов и металлических частей уплотняют фторопластовыми прокладками. Конструкцию целиком собирают для присоединения фланца к вакуумной системе. Катодный узел совмещают с трубкой напуска рабочего газа (также называют пропаном) и тоже устанавливают на фланцевом соединении, чтобы при желании можно было заменить катод. В систему формирования пучка положительных ионов углерода входят фокусирующая одиночная линза и отклоняющая система.

Рекомендуют не применять большое количество фланцевых соединений, особенно если давление свежего пара превышает 35 ат. В отдельных случаях быстрее разрезать стык и заварить его после сборки, чем развинчивать резьбовые соединения в неудобном месте, заменять уплотнения, а потом собирать конструкцию обратно. После этого можно обнаружить, что у прокладки пробой и т.д. Разрезка стыка Т1, после которой его сваривают, требует тщательную продувку паром. Это очистит турбину от каплей сварки, кусков электродов и другого, что вызывает неполадки.

Источник

Технология ремонта участка трубопровода

В процессе эксплуатации трубопроводы и их элементы изнашиваются.

Характер износа определяется условиями эксплуатации, свойствами материала, из которого выполнен трубопровод, его конструктивными особенностями, качеством изоляции и т.д.

В основном трубопроводы подвержены коррозионному износу, а нарушение условий эксплуатации трубопровода приводит к разрыву трубы, отрыву фланца, выбиванию прокладки, ослаблению болтовых соединений.

Тщательная ревизия трубопроводов осуществляется при плановых ремонтах. Пропуски в действующих трубопроводах определяют визуально, по появлению запаха или изменению режима перекачивания (например, снижению давления в трубопроводе, изменению количества принимаемого и расходуемого продукта и т.д.).

На ответственных трубопроводах, работающих при высоком давлении, практикуется система “сверления безопасности”, при которой на участках трубопроводов, где износ наиболее вероятен, до пуска в эксплуатацию высверливают несквозные отверстия.

Остаточная толщина труб должна обеспечивать безаварийную работу. По мере износа трубопровода в процессе эксплуатации наиболее вероятен пропуск продукта через эти ослабленные сверлением стенки трубопровода.

Отверстия забивают пробкой и накладывают хомут, трубопровод тщательно ремонтируют при первом плановом ремонте.

Во время ревизии трубопроводов проводят контрольную сквозную засверловку с измерением остаточной толщины стенки. Дефекты могут быть обнаружены при измерении толщины стенки ультразвуковыми дефектоскопами.

Ликвидация пропусков на поверхности трубы или в сварных швах на действующем трубопроводе возможна наложением хомутов или скоб с накладками. Их ставят на дефектный участок так, чтобы при стягивании хомутов или скоб прокладка (поранит, резина, свинец, фторопласт и др.

) оставалась зажатой между трубой и хомутом (накладкой) и заполняла неплотности в трубе или сварном шве.

• Хомут и накладка должны обладать достаточной жесткостью и прочностью, в соответствии с этим выбирается их толщина.
• При разрыве сварного шва шов вырубается и после зачистки заваривается вновь.
• Если участок дефекта большой или образовавшийся дефект нельзя устранить наложением хомутов (например, разрыв трубы по образующей), такой участок заменяют.

Плановый ремонт трубопроводов предусматривает замену определенных участков с трубами, фланцами и крепежными деталями. Трубы отбраковывают, если их толщина в результате износа более не обеспечивает заданные параметры эксплуатации.

Для каждого трубопровода должны быть установлены отбраковочные нормы. Технологические трубопроводы диаметром более 75 мм при остаточной толщине 2 мм и менее бракуются без предварительного расчета.

При плановых ремонтах проверяют опоры и подвески трубопроводов; плотность прилегания трубы к подушке, подвижность опор, целостность поверхностей скольжения и т.д.

Пропуски во фланцевых соединениях являются результатом плохой подгонки соприкасающихся поверхностей, поврежденности этих поверхностей, некачественной прокладки и недостаточной подтяжки болтов и шпилек.

Для ликвидации пропуска сначала подтягивают болты (особенно это эффективно для горячих трубопроводов, где регулярная подтяжка является обязательной).

Если таким способом пропуск не устраняется, меняют прокладку.

За 2-3 ч до разборки фланцевых соединений трубопроводов резьбовую часть крепежных деталей необходимо смочить керосином.

Отворачивание гаек проводится в два приема: сначала все гайки ослабляются поворотом на 1/8 оборота, затем отворачиваются полностью в любой последовательности. При разборке трубопроводов с целью замены прокладок весьма трудоемка раздвижка фланцев.

Винтовое приспособление для раздвижки фланцев показано на рис. 11.1. Для раздвижки фланцев на трубопроводах высокого давления используется приспособление с гидроцилиндром (рис. 11.2).

Для вырезки прокладок используются разнообразные приспособления. Вариант простейшего из них показан на рис. 11.3. Конус 1 имеет сквозные отверстия, в которых стопорными болтами крепятся четырехгранные ножи 2. Приспособление вставляется в патрон сверлильного станка.

Рис. 11.1. Винтовое приспособление для раздвижки фланцев

Рис. 11.2. Гидравлическое приспособление для раздвижки фланцев: 1 — клин; 2 — цепь; 3 — съемная головка; 4 — гидроцилиндр с масляным блоком; 5 — рукоятка плунжерного насоса

Рис. 11.3. Приспособление для вырезки прокладок: 1 — конус; 2 — нож

При ремонте технологических трубопроводов изношенные участки заменяются новыми, дефектные сварные стыки удаляются, а взамен их ввариваются катушки. Перед удалением участка трубопровода необходимо закрепить разделяемые участки так, чтобы предупредить их смещение. Участок, подлежащий удалению, крепится в двух местах.

После демонтажа участка трубопровода свободные концы оставшихся труб необходимо закрыть пробками или заглушками. При установке нового участка его сначала укрепляют на опорах, а затем сваривают.

При ремонте фланцевых соединений зеркало фланца, находившегося в эксплуатации, очищается от старой прокладки, следов коррозии, графита и проверяется на отсутствие на них раковин и забоин. Если фланцы имеют дефекты, они должны быть заменены.

Приспособление для контроля приварки нового фланца к трубопроводу показано на рис. 11.4.

При ремонте межцеховых трубопроводов замена изношенных участков надземных трубопроводов может осуществляться потрубно. Возможна также сборка участков из секций, которые собирают и сваривают из отдельных труб и их элементов вблизи трассы или в трубозаготовительной мастерской.

Рис. 11.4. Проверка перпендикулярности уплотнительной поверхности фланца к оси трубы

1. При замене участков трубопроводов, работающих при высокой температуре, а также при прокладке дополнительных линий проводится растяжка компенсаторов температурных удлинений. Величину растяжки можно найти по формуле
2. l = a×t×L,
3. где l — удлинение трубопровода; a — коэффициент линейного удлинения; t — температура среды; L — длина трубопровода.

Линзовые компенсаторы ставятся на трубопроводах, имеющих продольное и поперечное перемещения. Для предотвращения разрыва линз при сдвиге трубопровода в поперечном направлении на компенсаторах ставятся стяжки (рис. 11.5). Линзовые компенсаторы растягиваются на половину их компенсирующей способности.

Основным видом ремонта подземных трубопроводов является замена изношенного участка новым. При этом способе извлеченный из траншеи трубопровод разрезается на отдельные части и увозится на ремонтную базу. Новая секция вваривается в коллектор.

При подъеме и опускании трубопровода в траншею наиболее напряженные сварные стыки усиливают муфтами или планками. При усилении планками (рис. 11.6) используется угловой или полосовой профиль. Для лучшего прилегания планок к трубопроводу в середине планок делается выгиб.

При усилении муфтами (рис. 11.7) их длина принимается равной 300 мм для труб диаметром 200-377 мм и 350 мм для труб диаметром 426-529 мм. Диаметр муфты принимается на 50 мм больше диаметра трубопровода. Толщина стенки муфты и трубопровода должны быть одинаковы.

Допускаемый зазор между муфтой и трубой d = 2 мм.

Рис. 11.5. Линзовые компенсаторы со стяжками: 1 — тяга; 2 — лапа

Рис. 11.6. Усилительные планки из полосовой и угольной стали, привариваемые на ослабленный сварной стык

При ремонте иногда нужно подключиться к действующим трубопроводам соседних цехов. Такая необходимость возникает и при подключении нового аппарата к действующим цеховым трубопроводам. Подобные врезки чаще всего осуществляются в период остановочных ремонтов.

Врезка в действующий трубопровод проводится с использованием приспособления, представленного на рис. 11.8. К трубопроводу 1 в месте врезки подгоняется и приваривается патрубок 5 с фланцем 6. К этому фланцу на шпильках присоединяется задвижка 8 требуемой серии.

К задвижке на фланце 9 крепится приспособление, состоящее из сверла 2 и коронки 4, на которой укреплены резцы 3, штока 7, сальника 10, грундбуксы 11, упорного шарикоподшипника 12 и штурвала 13. Вращением коронки 4 при помощи штурвала 13 в стенке основного трубопровода вырезается отверстие требуемого диаметра.

После этого шток 7 с коронкой 4 поднимается выше клина задвижки и последняя закрывается. Затем с задвижки снимается приспособление, и к отводящему патрубку присоединяется новый трубопровод.

Рис. 11.7. Муфта со штампованной галтелью

Рис. 11.8. Приспособление для врезки отвода в действующий трубопровод: 1 — трубопровод; 2 — сверло; 3 — резец; 4 — коронка; 5 — патрубок; 6,9 — фланцы; 7 — шток; 8 — задвижка; 10 — сальник; 11 — грундбукса; 12 — упорный шарикоподшипник; 13 — штурвал

После окончания капитального ремонта трубопроводов проводится проверка качества работ, промывка или продувка, а затем испытание на прочность и плотность. Технологическая аппаратура перед испытанием отключается, концы трубопровода закрываются заглушками.

Заглушаются все врезки для контрольно-измерительных приборов. В самых низких точках ввариваются штуцеры с арматурой для спуска воды при гидравлическом испытании, а в самых высоких — воздушки для выпуска воздуха.

В начальных и концевых точках трубопровода, а также на насосах и компрессорах устанавливаются манометры с классом точности измерения не ниже 1,5.

Гидравлическое испытание на прочность и плотность обычно проводится до покрытия тепловой и антикоррозионной изоляцией. Величина испытательного давления должна быть равна 1,25 максимального рабочего давления, но не менее 0,2 МПа для стальных, чугунных, винипластовых и полиэтиленовых трубопроводов.

РЕМОНТ АРМАТУРЫ

Арматурой называют устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей и газов, движущихся по трубопроводам.

В зависимости от назначения различают: арматуру запорную, предназначенную для полного перекрытия потока, и регулирующую, предназначенную для регулирования расхода или давления передаваемой среды; клапаны предохранительные и перепускные, служащие для выпуска избытка среды при повышении давления, и обратные, назначение которых — не допускать движения среды в обратном направлении; специальную арматуру — указатели уровня, конденсатоотводчики, пробно-спускные краны и др.

Основные параметры арматуры — условный диаметр прохода Dу и условное давление Ру. Арматуру устанавливают на трубопроводах, непосредственно на аппаратах, в некоторых случаях она является неотъемлемой составной частью аппарата.

По способу соединения с трубопроводом или аппаратом различают фланцевую, приварную, муфтовую и цапковую арматуру, а по способу приведения в действие — приводную с ручным или механическим приводом и самодействующую, приводимую в действие перемещаемой средой.

Запорная арматура является наиболее применяемой на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии.

В зависимости от принципа действия и формы запорного устройства различают вентили, краны и задвижки.

Вентили (рис. 12.1) применяют для самых различных сред в широком диапазоне давлений и температур. Рабочим элементом в вентилях является клапан, совершающий возвратно-поступательное движение и имеющий сравнительно небольшой ход для его полного открытия.

Недостаток вентилей — дополнительное гидравлическое сопротивление. Их не следует применять при работе с загрязненными средами. Вентили устанавливают так, чтобы движение среды происходило “под клапан”, обратное направление нежелательно.

Обычно на корпусе вентиля имеется стрелка, показывающая нормальное направление движения среды.

Дата добавления: 2018-05-10; просмотров: 2398; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Узнать еще:

Замена и ремонт участка трубопровода под давлением

Трубопроводы служат для транспортировки от поставщика к потребителю рабочих сред в разных агрегатных состояниях – жидких, газообразных. Механические повреждения, другие явные и скрытые дефекты труб требуют срочного ремонта, в отдельных случаях необходима замена участка трубопровода. Если невозможно остановить транспортировку рабочей среды, приходиться проводить ремонтные работы на инженерном устройстве под давлением. В этом случае замена и даже небольшие восстановительные работы сопряжены с рядом трудностей, требуют особого подхода, применения специальных методов, а также оборудования.

Методы и способы ремонта и замены участков трубопроводов под давлением

Для ремонта участков труб под давлением применяют несколько способов и технологий, среди которых можно выделить основные:

• замена поврежденных частей под давлением;
• при помощи заплаток, хомутных устройств, прижимных элементов;
• стальными муфтами с полным охватом;
• бандажирование – использование намоток из композитных материалов;
• Шлифовка, наплавка металла – для устранения незначительных дефектов на наружной поверхности трубы;
• технология U-лайнер.

Аварийный ремонт, производимый с помощью наложения заплаток, прижимных элементов, хомутов, заглушек (чопиков), относится к экстренным методам, может применяться как временные меры.

Ремонт трубопроводов под давлением должен осуществляться в соответствии с нормативными документами – ГОСТов, СП, СНиП и т. д. Нарушение требований может привести к аварийным ситуациям, ущербу в больших масштабах.

Особенно важно тщательно соблюдать нормативы, когда выполняется ремонт участка трубопровода, транспортирующего нефть или газ.

Замена участка трубопровода под давлением без остановки перекачки рабочей среды – сложный технологический процесс. Такой ремонт требует большой подготовительной работы, высокой квалификации работников, наличие специального оборудования для диагностики, проведения ремонтных работ и последующих испытаний.

Чтобы не останавливать транспортировку рабочей среды, производится байпасирование дефектной части – отвод потока по дополнительному пути. Для этого осуществляют врезку в трубопровод под давлением. Такие манипуляции можно проводить на трубах различных типоразмеров, материалов – чугуна, стали, полиэтилена низкого давления, асбестоцемента, цемента и т. д.

Технология врезки и байпасирования под давлением относится к безостановочным методам. Такой подход обеспечивает оперативное изолирование поврежденного участка трубы. При этом в остальных частях линейного транспортного канала сохраняются рабочие параметры.

Ремонт и замена поврежденного участка трубопровода под давлением

Технология замены или ремонта дефектной части трубопровода под давлением методом байпасирования состоит из нескольких этапов:

• Анализируют состояние трубы, изучается техническая документация, результаты диагностического исследования.
• Проводятся подготовительные работы – выкапывается траншея, подвозятся необходимые элементы, а также запасные части, доставляется техника и оборудование.
• Определяют границы участка, подлежащего замене или ремонту.
• Проводят байпасирование – для этого к трубе приваривают фитинги с двух сторон участка за пределами намеченных границ. На фитинги устанавливаются сендвич-клапана. Затем осуществляют врезку в действующий линейный транспортировочный и производится блокировка «Стоп-Системы» с двух сторон. Прокладывают байпас – параллельная линия для отвода рабочего потока. На основной трубопровод устанавливают внутренние и внешние заглушки.
• Изымают поврежденную часть.
• Приваривают новая часть трубы.
• Проводят испытания.
• Восстанавливают работа основного транспортировочного канала.

Такой способ ремонта гарантирует поставку рабочей среды потребителю в привычном режиме, при этом можно проводить работы без нанесения ущерба окружающей среде.

Технология U-лайнер – современный бестраншейный способ восстановления поврежденного участка.

Суть технологии заключается в вводе внутрь трубы, так называемого «чулка», который выполнен из пропитанного эпоксидными композициями стекловолокна. Такая конструкция является высокопрочной и самонесущей.

Установка стекловолоконного устройства происходит через два небольших котлована, устроенных над границами поврежденного участка трубопровода.

Новые технологии позволяют проводить ремонтные работы, замену поврежденных отрезков под давлением без отключения транспортировки рабочей среды. У такого подхода есть преимущества.

Экономически целесообразно применять безостановочный метод без отключения трубопровода – у поставщика нет издержек, у потребителей нет дискомфорта. Работы проводятся быстро, так как не затрачивается время на перезапуск инженерных сетей.

Обслуживание и ремонт участка нефтепровода с помощью инновационных технологий и техники требует минимального времени, проходит без потерь производительности транспортировочного узла.

Ремонт трубопровода

Наша компания оказывает комплекс услуг по ремонту труб водопровода. Необходимые работы выполняются квалифицированными специалистами быстро и качественно. Для этого применяются наиболее прогрессивные технологии, оборудование и доказавшие свою эффективность на практике трубы ПНД.

При возникновении аварийной ситуации производится срочный ремонт водопровода, позволяющий оперативно восстановить работоспособность инженерных сетей и подачу воды. Профессионализм сотрудников и большой опыт выполнения разнообразных по сложности и объемам работ позволяет нашей компании одинаково эффективно выполнять ремонт различных систем водоснабжения.

К ним относятся магистральный и подземный водопровод, а также системы снабжения водой дачного или загородного дома.

Важным достоинством компании «ВелдПласт» выступает доступная стоимость предлагаемых услуг. Она достигается за счет эффективной организации технологического процесса и оптимизации накладных расходов и других непроизводственных затрат. Специалисты предприятия разработали подробный прайс-лист, позволяющий с легкостью определить примерную стоимости различных видов ремонта водопровода.

Особенности технологии ремонта водопровода

Чтобы определить подходящий вариант водопровода ПНД трубами, необходимо установить причину возникновения проблем. Наиболее часто системы водоснабжения выходят из строя или работают с низкой эффективностью в следующих случаях:

• разрыв трубопровода из-за скачка давления;
• появление протечки вследствие деформаций трубопровода из-за смещения или просадки грунта;
• образование протечки в результате разрушения материала труб, причиной которого выступают механические повреждения, износ или агрессивные воздействия внешних факторов;
• засорение трубопровода системы водоснабжения и т.д.

Грамотное и быстрое определение причины возникших проблем имеет значение для правильного выбора технологии работ и определения их стоимости. Поэтому при выборе подрядчика для ремонта водопровода следует обращаться к проверенным и давно работающим на рынке профессионалам.

Фотографии ремонта водопровода

Технология проведения ремонтных работ

Независимо от того, производится обычный или аварийный ремонт водопровода, в большинстве случаев применяется одна из следующих технологий:

• прокладка нового ПНД трубопровода внутри существующего;
• протяжка новых труб по существующей магистрали с демонтажом существующего трубопровода;
• замена стыков отдельных труб;
• замена участка трубопровода;
• чистка системы водоснабжения.

Помимо доступной стоимости, другими преимуществами обращения в компанию «ВелдПласт» при необходимости выполнения работ по ремонту водопровода выступают:

• профессионализм персонала предприятия, который подтвержден 10-летней работой на рынке строительных и ремонтных услуг Московской области;
• применение современных технологий, включая бестраншейный ремонт водопровода трубами ПНД;
• наличие собственного оборудования от самых известных на российском рынке производителей;
• осуществление любых видов ремонта, включая аварийный, в сжатые сроки;
• четкое выполнение договорных обязательств;
• оформление комплекта документов, необходимых для ввода водопровода в эксплуатацию.

Мы готовы оперативно выехать на объект для определения причины возникших проблем и выбора подходящего метода ремонта. Это позволит определить стоимость работ и сроки их выполнения.

Инстpукция «Временная инструкция по технологиям ремонта сваркой дефектов труб и сварных соединений газопроводов»

Открытое акционерное общество «Газпром»Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт Природных газов и газовых технологий — ВНИИГАЗ»
УТВЕРЖДАЮ Начальник Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» ________________ Б.В. Будзуляк «____» ___________ 2005г.
Временная инструкция по технологиям ремонтаcваркой дефектов труб и сварных соединений газопроводов
Начальник Управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» ___________ И.И. Губанок «_____» ___________ 2005г.	Генеральный директор ООО «ВНИИГАЗ» ___________ Р.О. Самсонов «____» ____________ 2005г.

• 2005
• Предисловие
• Настоящий документ ОАО «Газпром» — «Временная инструкция по технологиям ремонта сваркой дефектов труб и сварных соединений газопроводов» разработан с целью установления требований к производству работ при ремонте дефектов труб и сварных соединений газопроводов, конденсатопроводов и их отводов структурными подразделениями дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром».
• Сведения о документе

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» (ООО «ВНИИГАЗ») (В.И. Беспалов, С.А. Курланов, Т.В. Артеменко, Т.Л. Лучина) с участием Управления по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» (В.В.

Салюков, Е.М. Вышемирский), Открытого акционерного общества «Инжиниринговая нефтегазовая компания — Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК» (ОАО «ВНИИСТ») (В.С. Головин, А.П. Ладыжанский), Общества с ограниченной ответственностью «Газнадзор» (ООО «Газнадзор») (Ф.Г. Тухбатуллин, А.Е. Хайретдинов, В.Д.

ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром».

2 утвержден и введен в действие Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром».

3 введен взамен разделов 4.1.»Требования к квалификации сварщиков», 4.2.»Применение сварочных материалов» и в развитие разделов 3.2.»Ремонт труб сваркой», 6.

«Устранение трещин в стыках газопроводов» «Руководящего документа по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах» (РД 558-97).

Срок действия — до введения в действие Стандарта ОАО «Газпром» «Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте газопроводов», не позднее 31.12.2006 г.

1 Область применения

1 Настоящий документ «Временная инструкция по технологиям ремонта сваркой дефектов труб и сварных соединений газопроводов» (далее по тексту документ) распространяется на ремонт линейной части магистральных газопроводов и конденсатопроводов (и их отводов) II-IV категорий ОАО «Газпром» (далее по тексту трубопроводов) из газопроводных труб диаметром от 426 мм вкл. до 1420 мм вкл. с толщиной стенки от 7,0 мм вкл. и более, транспортирующих природный газ, стабильный, нестабильный конденсат с избыточным давлением продукта до 7,4 МПа (75 кгс/см2) включительно.

1. 1.2 Документ не распространяется на ремонт:
2. — трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды;
3. — трубопроводов, изготовленных из спиральношовных труб, а также труб, изготовленных из сталей: 19Г, 14 ГН, 16 ГН, 15Г2С,16Г2САФ, 14Г2САФ, 17Г2СФ, 17Г2САФ, 17Г2АФ, 18Г2САФ, 14ХГС, «Ц» (Чешское производство);
4. — участков трубопроводов в границах пересечений с автомобильными и железными дорогами всех категорий и примыкающие к ним участки длиной не менее 500 м в обе стороны;
5. — участков трубопроводов в границах узлов линейной запорной арматуры и примыкающие к ним участки длиной не менее 500 м в обе стороны.

3 Документ предназначен к обязательному применению только дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» и их структурными подразделениями, выполняющими работы по проектированию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.

4 Документ регламентирует порядок проведения работ, технологии ремонта ручной дуговой сваркой дефектов труб и сварных соединений, контроль качества сварных соединений на участках трубопроводов, временно выведенных из эксплуатации в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов», «Типовой инструкции по безопасному проведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром».

Ремонту ручной дуговой сваркой подлежат наружные и внутренние, несквозные и сквозные дефекты труб и сварных соединений трубопроводов, за исключением дефектов КРН (коррозионного растрескивания под напряжением).

5 Решение о временном выводе участка трубопровода из эксплуатации для производства работ по ремонту сваркой дефектов труб и сварных соединений участка трубопровода принимается руководством дочернего общества ОАО «Газпром», эксплуатирующего участок трубопровода, исходя из технических, экономических или иных причин (например, по условиям безопасности и др.).

6 Отступления от требований настоящего документа должны быть согласованы с ОАО «Газпром».

7 При применении настоящего документа в других нормативных и производственно-технологических документах ссылки на документ обязательны.

2 Нормативные ссылки

В настоящем документе использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2601-84	Сварка металлов. Термины и определения основных понятий.
ГОСТ 21014-88	Прокат черных металлов. Термины и определения дефектов поверхности.
ГОСТ 6996-66*	Методы определения механических свойств. Сварные соединения.
ГОСТ 9466-75	Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия.

В настоящем документе учтены требования нормативных документов:

Источник