Технология ремонта газопровода с вырезкой дефектного участка газопровода

1 ВИДЫ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ГАЗОПРОВОДЕ 6

2.1. Технология ремонта газопровода с вырезкой дефектного участка

Данная технология ремонта газопровода позволяет вырезать дефектный участок трубы газопровода без прекращения перекачки газа.

Поверхность трубы, находящейся под давлением, на всю длину участка газопровода в котловане очищают от остатков грунта, изоляции на расстоянии не менее 100 мм в каждую сторону от границ предполагаемых сварных соединений узлов врезки. Очистку производят вручную либо пескоструйными установками, скребками, другими инструментами безударного действия.

Определяют и намечают мелом на поверхности трубы места врезки и установки узлов врезки (отводных патрубков, разрезных тройников, перепускных патрубков) [7].

Четыре фитинга привариваются на трубопровод: два внешних под байпас и два внутренних под перекрытие (Рис.2.1.). Расстояние между фитингами для запорных устройств и местом выполнения огневой работы должно быть не менее 8 м.

Рис.2.1. Четыре приваренных фитинга на газопроводе

На фитинги устанавливаются временные плоские задвижки, и через них выполняется врезка под давлением в действующий трубопровод (Рис.2.2.).

Рис.2.2. Врезка под давлением в действующий газопровод

На задвижки монтируются две машины для врезки. На внешние фитинги устанавливается байпас. Временный байпас подсоединяют перпендикулярно поверхности земли к вертикальным (либо горизонтальным) ответвлениям тройников фланцевым соединением через плоские задвижки.

Заглушенный участок освобождают от продукта и продувают. Производится обрезка и ремонт заглушенного участка или установка линейной задвижки на этом участке (Рис.2.3.). Новый участок продувают и заполняют продуктом до давления, равного давлению в основном трубопроводе. Запорные головки поднимают.

Рис.2.3. Обрезка заглушенного участка

Перекрывающие устройства снимают с задвижек. Байпас демонтируют. В фитинги устанавливают заглушки с помощью механизма для врезок. После этого снимают временные задвижки, и на заглушенные фитинги устанавливают глухой фланец [1,7] (Рис.2.4.).

Рис.2.4. отремонтированный участок газопровода

Варианты технологических схем установки перекрывающих устройств для ремонта участка трубопровода без остановки перекачки

Рис.2.5. Перекрытие с двух Рис.2.6. Перекрытие с двух Рис.2.7. Перекрытие с двух

сторон с помощью устройства. сторон. Установка линейной сторон. Вырезка дефектного

врезка в трубопроводы (нефтепроводы и газопроводы) без отключения;

перекрытие трубопровода (нефтепровода и газопровода) без отключения;

заглушка участка трубы под давлением;

ремонт дефектных участков трубопровода различных типов и размеров.

2.2. Композитно-муфтовая технология ремонта

Технология ремонта предусматривает использование двух стальных частей муфты большего (по сравнению с трубой) диаметра, которые должны быть соединены таким образом, чтобы охватить поврежденный участок. При этом между трубой и муфтой остается кольцевой зазор 30-40мм. Кольцевой зазор с двух сторон заполняется быстро схватывающим материалом, а затем заполняется жестким композитом при очень низком давлении [11].

Композитный материал — полимерная композиция холодного отверждения на основе эпоксидных диановых смол.

Композитная смесь гарантирует прекрасное соединение обеих стальных поверхностей, обеспечивая продольную и поперечную поддержку. Сочетание стальной внешней муфты и композитного раствора обеспечивает значительную преграду на пути развития вздутия, таким образом, исключая или сводя к минимуму механизм образования дефектов.

Сварка не требуется, и данная процедура может быть проведена без остановки перекачки продукта. Две половинки муфты соединяются путем болтового соединения [1, 4].

В нижней полумуфте располагается входной стальной патрубок, предназначенный для подсоединения к нему гибкого шланга, по которому подается композитный материал.

В верхней полумуфте располагается выходной стальной патрубок. Кроме того, в самой муфте имеются контрольные отверстия, предназначенные для выпуска воздуха и контроля уровня композитного материала при заливке. По мере заполнения муфты композитным материалом в контрольные отверстия ввинчиваются болты [4, 11] (Рис.2.8.).

В обеих полумуфтах имеются резьбовые отверстия, в которые вворачиваются установочные болты, предназначенные для регулировки зазора между муфтой и трубой и выполняющие функцию опор при установке муфты на трубопровод.

Рис.2.8. Композитная муфта с болтовым соединением полумуфт

Полумуфты изготавливаются из листового материала в заводских условиях. В качестве материала муфты используется сталь, аналогичная стали ремонтируемой трубы (с эквивалентными механическими характеристиками) и толщиной не меньше номинальной толщины стенки ремонтируемой трубы. Внутренняя поверхность полумуфт обрабатывается таким же образом, что и внешняя поверхность трубопровода, чтобы получить ту же адгезию между композитным материалом и металлом муфты.

Перед закачиванием в кольцевой зазор композитного материала на основе эпоксидной смолы торцы муфты герметизируются герметиком на основе полиэфирной смолы, затвердевающим в течение часа. В качестве герметика может быть использован любой из известных материалов, пригодных для этой цели [6].

В нижнюю полумуфту ввинчиваются входные стальные патрубки, расположенные по краям. В верхнюю полумуфту ввинчиваются выходные стальные патрубки, также расположенные по краям. Расположение входных и выходных патрубков по краям полумуфт позволяет эффективно проконтролировать процесс заполнения периферийного пространства кольцевого зазора и полностью исключает образование воздушных пузырей при заполнении композитным материалом пространства кольцевого зазора. Кроме того, в верхней полумуфте имеются ряды контрольных отверстий, в которые вворачиваются контрольные болты, предназначенные для контроля уровня композитного материала при заполнении кольцевого зазора и выхода пузырьков воздуха. Когда композитный материал, выходящий через контрольные отверстия, будет свободен от воздушных пузырьков, отверстия закрывают контрольными болтами.

В обеих полумуфтах имеются по четыре резьбовых отверстия, в которые вворачиваются установочные болты, предназначенные для регулировки кольцевого зазора между муфтой и трубопроводом и выполняющие функцию опор при установке муфты на трубопровод. После выполнения технологической операции герметизации торцов муфты установочные болты выворачиваются заподлицо с краями муфты [4, 11].

На патрубок надевают один из концов армированного шланга длиной не менее 0,5 м, закрепляют его с помощью хомута, затем устанавливают на шланге зажим, при этом другой конец шланга подсоединяется к нагнетательному насосу. Нагнетательный насос может подключаться к любому из входных патрубков нижней полумуфты, что равноценно.

На остальные патрубки надевают армированные шланги длиной не менее 0,5 м, закрепляют их с помощью хомутов и надевают на них соответственно зажимы [4, 6] (Рис.2.9.).

Рис.2.9. Схема заполнения муфты композитным составом

Устройство работает следующим образом.

Включают нагнетательный насос и через армированный шланг нагнетают композитный материал в кольцевой зазор до тех пор, пока в армированном шланге другого входного патрубка не покажется композитный материал.

После этого останавливают насос и с помощью зажима перекрывают армированный шланг входного патрубка. Далее включают насос и продолжают заполнение композитным материалом кольцевого зазора до тех пор, пока армированные шланги крайних выходных патрубков не будут заполнены композитным материалом. Останавливают насос и с помощью зажимов перекрывают выходные патрубки и входной патрубок с помощью зажим. Отключают насос от шланга.

Давление на выходе насоса при подаче композитного материала в кольцевой зазор поддерживается на уровне 7-10 атм.

Композитный материал в кольцевом зазоре затвердевает до требуемой прочности в течение 24 часов. После отверждения композитного состава в кольцевом зазоре все выступающие детали (входные и выходные патрубки, контрольные и установочные болты) на цилиндрической поверхности муфты удаляют и оставляют гладкую внешнюю поверхность для нанесения изоляционной ленты [4].

Композитно — муфтовая технология универсальна и применима для ремонта дефектов различных типов :

потерь металла коррозионного и механического происхождения любой протяженности и глубиной до 90% от толщины стенки;

расслоений, в том числе с выходом на поверхность и примыкающих к сварным швам;

дефектов в сварных швах (продольных, кольцевых, спиральных) типа непроваров, подрезов, смещения кромок и других;

вмятин, гофр, в том числе в сочетании с рисками и коррозией;

трещин в основном материале и сварных швах (длиной до радиуса трубы и глубиной до 70% от толщины стенки трубы).

Последние разработки показали, что метод композитно-муфтовой технологии может быть также использован для ремонта внутренней коррозии и незначительных дефектов утечки. В большинстве случаев отремонтированный участок прочнее примыкающей неотремонтированной трубы [6].

Агрессивная внутренняя коррозия, в конечном счете, проникает в стенку трубы, но при наличии КМТ на дефекте связь между сталью и композитом не позволяет продукту перемещаться вдоль поверхностей.

полное восстановление прочности и долговечности отремонтированных участков трубопровода;

унификация технологии ремонта дефектов трубопровода различных типов и размеров;

исключается необходимость остановки перекачки газа на время ремонта, в результате чего:

значительно снижается трудоемкость и стоимость ремонта;

повышается безопасность ремонта за счет исключения сварочных работ на поверхности действующего трубопровода.

2.3. Способ ремонта сквозных отверстий магистрального газопровода полимерным рукавом

Традиционное ведение ремонта и реконструкции существующих сетей предполагает ведение земляных работ (разработка выемок), проведение при необходимости специальных работ, последующее восстановление дорожных покрытий и ландшафта. Однако современный город настоятельно требует изменений в методике прокладки газопроводов. Все больший упор делается на обновление существующих газопроводов закрытым способом, особенно в местах, насыщенных пешеходами и транспортом, где вскрытие дорожного полотна и продолжительные работы создают неудобства сотням тысяч людей, оборачиваются потерями средств и времени [1].

Предлагаемый метод позволяет проводить ремонт сквозных отверстий газопровода без остановки процесса перекачки и основан на введение в полость действующего газопровода гибкого полимерного рукава, способного работать под давлением перекачки (Рис.2.10.).

Рис.2.10. Ремонт газопровода с применением полимерного рукава

1-полимерный гофрированный рукав (в рабочем положении); 2- ремонтируемый трубопровод; 3- герметизирующий слой; 4- дефект.

Полимерный рукав – термопластичная труба, конструкция которой состоит из слоя полимера, стойким в агрессивных перекачиваемых средах, и армирующего подслоя, из стеклоткани, капроновой, базальтовой или х/б ткани [3].

Работа по восстановлению трубопровода, отключенного от действующей сети и освобожденного от транспортируемой среды, начинается с технического обследования при помощи самоходных видеокамер. Следующей операцией является очистка от отложений и грата (валик металла, выдавленный из зоны сварки, вдоль шва) при помощи скребков различной конструкции, поршней и другого оборудования.

Непосредственно перед установкой рукав пропитывается эпоксидной смолой и, проходя через вальцы, наматывается на бобину реверс-машины, расположенную внутри большого металлического сосуда, находящегося на транспортном средстве, в котором также смонтированы парогенератор, электрогенератор и компрессор. Свободный конец шланга закрепляется на обратном фланце [9].

Ввод рукава в полость трубопровода предполагается производить при помощи устройства для врезки под давлением; диаметр врезки зависит от диаметра вводимого рукава и в среднем составляет 25-34см. Доставка рукава до отверстия будет производиться при помощи гибкого жесткого троса либо гибкой полимерной трубки диаметром 20-30мм [1, 3].

Начало рукава заводится в существующую трубу, и он начинает выворачиваться до самого конца ремонтируемого отрезка.

На объекте к реверс-машине подключается компрессор и с помощью сжатого воздуха начинается инверсия (выворачивание) шланга-чулка в ремонтируемый трубопровод (Рис.2.11.).

Рис.2.11. Схема нанесения внутреннего защитного покрытия

1 – автомобиль с оборудованием для установки рукава; 2 – полимерный рукав; 3 – компрессор; 4 – ремонтируемый участок газопровода .

После прохождения полимерного рукава через восстанавливаемый участок газопровода в него подается смесь сухого пара высокой температуры для интенсификации процесса затвердения клея. Остатки воздуха удаляются через металлические трубки на конце рукава. Происходит прогрев рукава, смола твердеет и крепко приклеивается к старой трубе. Этот процесс занимает 1-6 часов. Далее рукав медленно остывает [9, 12].

После того, как гибкий рукав полностью остынет, дефект газопровода заполняется композитным материалом. Для этого необходимы высоконаполненные композитные материалы с высоким содержанием металлов и керамики [3].

Нанося пастообразные композиты на металлы за счет адгезивных свойств, удается герметизировать повреждения, нарастить изношенный металл, ликвидировать коррозионные и эрозионные дефекты.

После отвердевания высоконаполненные композиты приобретают основные свойства металлов — цвет, структуру, возможность механической обработки — шлифовки, фрезеровки, сверления, полирования, нанесения различных покрытий. При этом материалы приобретают новые качества, главное из которых — антикоррозионное свойство.

После ремонта полимерным рукавом газопровод восстанавливает свою герметичность и способен противостоять внешним нагрузкам [9, 12].

внутренняя полимерная пленка (рукав) обладает следующими свойствами:

химически стойкая к транспортируемому газу;

чрезвычайно низкие газопроницаемость и водопоглощение;

высокие термомеханические свойства;

не производится стравливание огромного количества газа;

бесперебойная поставка газа потребителю;

экономия времени на проведения восстановительных работ;

полное восстановление прочности и долговечности отремонтированных участков трубопровода.

2.4. Напыляемые полимочевинные эластомерные покрытия

Большие проблемы в газовой отрасли на сегодняшний день связаны с выбором и применением наружных антикоррозионных покрытий, наносимых в трассовых условиях, как на линейные участки газопроводов, так и на элементы сложной конфигурации: фасонные соединительные детали, гнутые отводы, запорная арматура газопроводов [1].

Современный уровень развития науки и техники ставит ряд задач по созданию нового поколения полимерных веществ и материалов.

Большинство традиционных полимерных покрытий (эпоксидных, полиэфирных, акриловых, хлорсульфополиэтиленовых, каучуковых, и др.) наносятся тонкими слоями в несколько проходов с длительной промежуточной сушкой и отверждаются только при положительных температурах в течение от нескольких часов до нескольких суток [8,12].

В настоящий момент полимочевина и гибриды на основе полимочевины являются самыми перспективными среди возможных материалов обладающих высокой абразивной устойчивостью и стойкостью к химическим реагентам.

Полимочевина ( или полимочевинный эластомер) — это органический полимер, который образуется в результате реакции изоцианата с готовой смолой полиэфира амина, образуя состав, подобный пластмассе или очень твёрдой резине.

Полимочевина – двухкомпонентный материал, который наносится на поверхности путём распыления специальным оборудованием, обеспечивающим высокое давление и смешивание компонентов, хотя существуют так же виды и ручного нанесения. В результате применения обеих техник несения получаются полимерные покрытия и мембраны [8].

Покрытие обладает антикоррозионными и антиабразивными свойствами, а так же высокой химической стойкостью и диэлектрическими свойствами.

Материалы данной группы имеет два компонента: многофункциональный преполимер изоцианата и смесь полиолов и аминов, состав которой меняется в зависимости от формулы продукта и его конечного применения. При смешивании материалов с помощью оборудования высокого давления при повышенной температуре образуется высоко-качественный полимочевинно-полиуретановый эластомер (Рис.2.12).

Рис.2.12. Реакция образования полимочевины

Компонент «Б» (изоцианат, отвердитель), представляющий собой в данном случае форполимер с концевыми изоцианатными группами, что дает основание классифицировать полимочевину как одну из разновидностей полиуретанов.

Основой компонента «А» полиуретановых систем служат полиолы — простые и/или сложные полиэфиры с концевыми гидроксильными группами. Как правило, для ускорения реакции образования полиуретанов используют добавки катализаторов. Основой компонента «А» полимочевины служат полиэфирамины с концевыми аминогруппами, намного превосходящими гидроксильные группы по реакционной способности с изоцианатами. Реакция образования полимочевины проходит очень быстро (5-15 сек) даже на холодных поверхностях и не нуждается в катализаторах, то есть является автокаталитической [8].

Все технические характеристики полимочевинного эластомерного покрытия приведены в соответствующей таблице (табл. 2.1).

технические характеристики полимочевинного эластомерного покрытия

Фактические данные испытаний

Отсутствие пробоя при напряжении 20кВ

Адгезия к стали методом отслаивания полосы покрытия под углом 90 °, Н/см

Ударная прочность покрытия, Дж, при температуре испытаний:

Площадь катодного отслаивания покрытия, см², после 30 суток испытаний в 3% растворе NaCl при потенциале поляризации 1,5 В при

Сопротивление пенетрации, мм, не более, при температурах:

Водопоглощение после 1000 ч. испытаний при температуре (20±5)°С, %

Относительное удлинение при разрыве, при температуре (20±5) °С, %

Прочность при растяжении, при температуре (20±5) °С, МПа

Устойчивость покрытия к термоциклированию:

выдержало 10 циклов

выдержало 10 циклов

Качество полимочевинного покрытия в значительной степени зависит от подготовки поверхности. Хотя применение грунтовки при защите металла необязательно, все же в большинстве случаев желательно использовать систему покрытия, чтобы избежать образования дефектов и дополнительных затрат по устранению брака [12].

Перед нанесением покрытия поверхность следует очистить от грязи, масел, продуктов коррозии и других загрязнений до начала абразивной обработки. Температура на поверхности изделия перед очисткой должна быть выше точки росы не менее чем на 3°С.

Металлическая поверхность должна быть очищена от продуктов коррозии методом абразивной (дробеструйной) очистки, абразивными порошками (купер-шлак, топочные шлаки, корунд и др.) или сухим речным песком до «металлического блеска» (степень 1 по ГОСТ 9.402 или Sa 2½ по ISO 8501-1) и степени шероховатости (Rz) 40-120 мкм (по ISO 8503-1). Затем поверхность должна быть обеспылена продувкой сухим очищенным сжатым воздухом до соответствия по степени запыленности эталонам 2-3 по ISO 8502-3 [1, 8].

Нанесение покрытия должно производиться на очищенную сухую поверхность изделий не позднее, чем через 2 -3 ч после завершения процесса очистки. При этом температура окружающей среды и поверхности изделий должна быть не ниже плюс 5-10 o C, а влажность воздуха не превышать 80% [8] (Рис.2.13.).

Рис.2.13. Нанесение полимочевинного эластомера на газопровод в трассовых условиях

При температуре деталей ниже 5°С производят их подогрев до температуры, превышающей точку росы не менее чем на 3°С. Перед началом работ по нанесению покрытия каждый компонент должен быть тщательно перемешан. Покрытие наносится напылительной установкой, методом «горячего» безвоздушного распыления с помощью пистолета высокого давления. Толщина покрытия, наносимого за один проход – от 0,4 до 6 мм. Время отверждения покрытия от 5-60 сек. Быстрое время реакции полимочевины позволяет наносимому покрытию не реагировать с влажностью воздуха и влажностью основания, поэтому материал может быть легко нанесен по холодному или влажному основанию.

Обязательным условием для получения полимочевинного покрытия надлежащего качества является хорошее смешивание компонентов «А» и «Б». Поскольку скорость их реакции высока, смешивание должно происходить за очень короткое время. Этому требованию отвечают специальные двухкомпонентные распылительные установки, обеспечивающие точное дозирование компонентов «А» и «Б» в заданном соотношении (обычно 1:1 по объему), под давлением 150-250 атм и при температуре 60-80°С, и тонкое распыление смеси с помощью самоочищающегося распылительного пистолета, снабженного смесительной камерой высокого давления. Подогрев компонентов нужен для снижения вязкости каждого из них до уровня ниже 100 мПа*с, одного из важных условий качественного смешивания. Чем выше температура и давление компонентов, тем тоньше их смешивание и выше физико-механические свойства полимерной пленки. Обычные двухкомпонентные дозаторы низкого и среднего давления со статическими или механическими смесителями и промывкой смесительной камеры растворителями, широко применяемые для переработки менее реактивных систем, таких как эпоксидные, полиуретановые и полиэфирные смолы, для полимочевины непригодны [1, 8].

Основные преимущества покрытий из полимочевинных эластомеров:

быстрое время реакции (среднее время на отлип составляет 10-15 секунд, а уже примерно через минуту покрытие готово к эксплуатации);

возможность нанесения толстослойного покрытия от 0,4 до 6 мм за один проход;

удобство и простота нанесения (за рабочую смену, при использовании специального оборудования, возможно нанести покрытие на площадь более 1000 м 2 );

100% сухой остаток (в составе нет растворителей);

широкий диапазон температур при нанесении (от -40°С до +100°С);

широкий диапазон эксплуатации готового покрытия (от -60°С до +250°С с возможностью кратковременных скачков до +350°С);

высокие адгезионные и прочностные характеристики;

высокая абразивная стойкость готового покрытия;

стойкость к химически агрессивным средам, воде, кислотами, щелочам и УФ;

экологичность (материал не содержит токсичных веществ);

отсутствие швов и высокая герметичность покрытия;

наряду с водонепроницаемостью покрытия сохраняют свойства паропроницаемости;

долгий срок службы (от 50 лет и более);

выполняет функцию диэлектрика, предотвращает искрообразование.

2.5. Сводный анализ технологий ремонта газопроводов

Сравним все приведенные данные по технологиям ремонта газопроводов по следующим критериям: стоимость ремонта участка газопровода, затраты времени, восстановление свойств трубы после ее ремонта, преимущества и недостатки методов ремонта, — сведем их в единую таблицу [1, 4, 8-11] (табл. 2.2).

сводные данные по экономическим и техническим параметрам применения технологий ремонта без остановки перекачки газа

Источник

Читайте также:  Управляющая компания может не заключать договор с собственниками по ремонту
Оцените статью