МУ Экспл и Ремонт МГ,ХГиН. Эксплуатация линейной части магистральных трубопроводов 12
 Скачать 1.72 Mb.
|
|
Тема 2.5 Хранилища природного газа и газораздаточные станции 2.5.1 Хранение природного газа Методы компенсаций сезонных, суточных и часовых колебаний потреб- ления природного газа. Аккумулирующая способность магистрального газо- провода. Подземное хранение газа (ПХГ), его основное назначение. Типы су- ществующих газохранилищ. Устройство и принцип работы ПХГ. Технология подземного хранения га- за, эксплуатационные циклы работы хранилищ. Активный и буферный газ. Правила эксплуатации станций подземного хранения газа (СПХГ). Меры безопасности. Методические указания Необходимо помнить, что станции подземного хранения природного газ (СПХГ) предназначены главным образом для покрытия сезонных пиков газопотреб- ления. По этой причине хранилища, как правило, сооружают вблизи трассы маги- стрального газопровода и потребляющих центров крупных промышленных городов. Следует помнить, что работа СПХГ характеризуется высокими степенями сжатия, от- носительно большой производительностью для поршневых машин, значительным по- вышением температуры газа. В некоторых случаях температура газа достигает от 90 до 100 °С, а повышение температуры газа выше от 60 до 70 °С недопустимо вслед- ствие термостойкости уплотнения штока в компрессорной полости газомоторного ци- линдра. Необходимо обратить внимание, что СПХГ по состоянию среды и по методу сооружения подразделяются на хранилища в пористых пластах и хранилища в непро- ницаемых горных выработках. Хранилища, создаваемые в истощѐнных нефтяных и газовых месторождениях, относятся к наиболее распространенным аккумуляторам га- за. Необходимо подробно изучить принцип устройства этих хранилищ, который осно- ван на закачке газа непосредственно в истощенный газоносный или нефтеносный пласт через существующие или дополнительно сооружаемые скважины и отбора газа при его дефиците в зимнее время года. В большинстве случаев опыт эксплуатации ис- тощенного или выработанного газового, газоконденсатного или нефтяного месторож- дения дает необходимый материал, характеризующий геологические и физические параметры пласта-коллектора, включая данные о герметичности кровли, геометриче- ских размерах, объемах возможных закачек газа, а также об изменении давлений и де- битов скважин. Иногда СПХГ создаются в водоносных пластах, путем вытеснения из пористого водоносного пласта воды. 38 Необходимо по чертежам, рисункам изучить принцип работы перечисленных видов СПХГ. Следует знать, что максимально допустимое давление газа в СПХГ за- висит от глубины залегания пласта» его массы, структуры и размеров площади газонос- ности. Для закачки газа в хранилище, как правило, строят компрессорные станции с давлением до 15 МПа. Характерная особенность эксплуатации подземных хранилищ газа − цикличность их работы, которая выражается в смене процессов закачки и отбо- ра газа. Рассмотреть устройство компрессорного цеха, установок очистки и осушки га- за, промысловую часть СПХГ. Ознакомиться с общими положениями по эксплуата- ции оборудования СПХГ. Для закрепления темы рекомендовано рассмотрение документации: – СТО Газпром 2-3.5-153-2007 Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки в непроницаемых и устойчивых горных породах. Нормы и правила проектирования, строительства и эксплуатации. − СТО Газпром 2-3.5-441-2010 Подземное хранение газа. – СТО Газпром 2-3.5-644-2012 Технологическое оборудование в подземном хранении газа. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта. – ПБ 08-83-95 Правила обустройства и безопасной эксплуатации подземных хранилищ природного газа в отложениях каменной соли; – ПБ 08-621-2003 Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ в по- ристых пластах; Вопросы для самоконтроля 1 Назначение СПХГ. 2 Виды СПХГ. 3 Особенности эксплуатации СПХГ. 4 Назначение блока осушки газа и его эксплуатация. 5 Назначение компрессорного цеха и его эксплуатация. 2.5.2 Газонаполнительные станции сжатого природного газа (АГНКС) Правила технической эксплуатации АГНКС. Основные неисправности и их устранение. Меры безопасности. Методические указания Необходимо помнить – автомобильные газонаполнительные компрессор- ные станции (АГНКС) предназначены для наполнения автомобилей сжатым 39 природным газом, работающих на этом виде топлива. АГНКС строят в крупных промышленных городах. Основными видами станций являются АГНКС на 250 − 500 заправок в сутки. В состав сооружений станций входят производственно- технологический корпус, автозаправочная с постами инженерных коммуника- ций. Технологическое оборудование размещают в основном производственно- технологическом комплексе, в который входят следующие отделения: компрес- сорное, воздушно-компрессорное, охлаждения воды, насосное. После ознакомления с устройством АГНКС, необходимо рассмотреть ос- новные положения по эксплуатации АГНКС, т.е. эксплуатации основного обо- рудования-компрессоров, блока осушки газа, блока редуцирования, блока фильтров, блока аккумуляторов. Необходимо обратить внимание на то, что природный газ, предназначен- ный в качестве моторного топлива для газобаллонных автомобилей, должен от- вечать определенным требованиям, отличающимся от требований, предъявляе- мых другими потребителями, и условий транспорта. При эксплуатации АГНКС необходимо учесть, чтобы в газе не было пыли, жидкого остатка, минимальная влажность, исключающая замерзание и выпадение гидратов в каналах топлив- ной системы автомобиля. Для предупреждения гидратообразования в каналах топливной системы автомобиля максимальная влажность газа не должна пре- вышать 0,0005 г/м 3 . При эксплуатации АГНКС газ должен иметь влажность меньшую, чем предусмотрена ОСТ. Таким образом, для удовлетворения требо- ваниям эксплуатации автомобилей топливный газ подлежит тщательной осуш- ке, при этом осушительный аппарат необходимо ставить на выходе из компрес- сора АГНКС. Должны быть предусмотрены измерители поступающего и от- пускаемого газа. Для стабилизации процесса заполнения баллонов необходимо предусмотреть заправку через аккумуляторы газа. Аккумуляторы заполняются газом путем закачки его компрессорами высокого давления, что позволяет сни- зить частоту их включения и упростить автоматизацию АГНКС. Необходимо знать, что основное оборудование АГНКС − компрессорная установка, обеспечивающая компримирование газа до требуемых параметров, от совершенства которой зависит надежная и экономичная работа станции в целом. Компрессор относится к типу поршневых крейцкопфных машин. Он должен быть оборудован автоматикой защиты и сигнализации по основным его параметрам. На патрубках, расположенных на выходе газа из охладителей, должны быть установлены предохранительные клапаны, предотвращающие опасное повышение давления газа. Должна быть надежная смазка компрессора, осуществляемая двумя независимыми системами. С помощью фундаментных 40 болтов рама компрессора надежно закрепляется на фундаменте. Для свободно- го доступа ко всем частям, требующим осмотра и ремонта, сверху рамы уста- навливаются три люка, закрытые во время работы люковыми крышками. Значи- тельно можно повысить эффективность работы АГНКС, применяя газомото- компрессоры. По рисункам и чертежам рассмотреть конструкции компрессора и газо- мотокомпрессора, блока осушки, изучить технологическую схему работы АГНКС. Для закрепления темы рекомендовано рассмотреть документацию: – РД 153-39.2-080-01 Правила технической эксплуатации автозаправоч- ных станций – СТО Газпром 2-2.3-624-2011 Порядок проведения технического обслу- живания, диагностировагния и ремонта АГНКС, в том числе импортного про- изводства. – ПТЭ оборудования автомобильных газонаполнительных компрессор- ных станций Вопросы для самоконтроля 1 Назначение АГНКС. 2 Основное технологическое оборудование АГНКС. 3 Основные положения по эксплуатации АГНКС. 4 Меры безопасности на АГНКС. Тема 2.6 Техническое обслуживание и ремонт магистральных газонефте- проводов 2.6.1 Организация ремонтно-технического обслуживания магистральных газонефтепроводов Структура ремонтной службы на магистральном трубопроводе. Обоснование ремонта линейного участка трубопровода, нормативная и право- вая документация на производство ремонтных работ на линейной части трубопровода. Порядок вывода участка трубопровода в ремонт. Проект ремонтно- восстановительных работ, его содержание. Виды ремонтов и их периодичность. Подрядные и субподрядные организации по ремонту ремонтной части маги- стральных трубопроводов и их ремонтные базы, и механические мастерские. Права и обязанности договаривающихся сторон на капитальный ремонт трубо- провода. 41 Ремонт трубопровода без остановки перекачки. Методические указания Необходимо знать, что линейная часть газопроводов, несмотря на наличие изо- ляционного покрытия, подвергается износу. Основной причиной износа является кор- розия. Для поддержания линейной части в исправном состоянии периодически в пла- новом порядке выполняется комплекс ремонтных работ, называемый планово- предупредительным ремонтом (ППР). Следует изучить систему ППР, оперирующую следующими понятиями: ре- монтный (межремонтный) цикл; межремонтный период; плановые периодические профилактические работы; аварийный ремонт, текущий и капитальные ремонты. Необходимо помнить, что ремонтный (межремонтный ) цикл − это промежуток времени работы между двумя плановыми капитальными ремонтами или от начала до первого планового капремонта. Длительность его различна и зависит от условий про- кладки, режима работы, свойств материала. Межремонтный период − промежуток времени между двумя любыми очередными плановыми ремонтами. Плановыми пери- одическими профилактическими работами называют межремонтное обслуживание, состоящее из надзора и ухода за трубопроводами в течение всего периода работы между двумя плановыми ремонтами. Аварийный (внеплановый) ремонт включает в себя работы, связанные с ликви- дацией аварий и повреждений на газопроводах. Текущий ремонт − это комплекс работ по поддержанию отдельных элементов конструкций от преждевременного износа путем проведения систематических и свое- временных предохранительных профилактических мероприятий. Он осуществляется в течение года по графику без изменения условий транспортировки газа силами ремонт- но-восстановительных служб. Капитальный ремонт − это комплекс мероприятий с целью поддержания или восстановления работоспособности линейной части. В этом случае ремонтируется или заменяются изношенные конструкции или их элементы на более современные, проч- ные и экономичные. Необходимо помнить, что капремонт производится в плановом порядке и по результатам диагностирования на основе проектно-сметной документа- ции и финансируется за счет средств на амортизацию. Следует знать, что к этому виду работ относятся: ремонт и замена изношенной арматуры; очистка внутренней полости трубопровода от конденсата, пыли и грязи; ремонт кранов и колодцев; ремонт водных переходов с переукладкой и дополнитель- ным заглублением: ремонт или сооружение береговых укреплений на переходах рек; ремонт или замена средств противокоррозионной защиты трубопровода и др. Капи- 42 тальный ремонт разрешается производить только при наличии утвержденного проекта производства работ на отключенном и освобожденном от газа участке газопровода. Ремонтные работы производятся на основании Правил производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов (СТО Газпром 2- 2.3-231-2008). Также при разработке проектной документации, организации работ, производстве ремонтных работ на газопроводе следует руководствоваться норматив- ными документами: – СНиП III-4-80 Техника безопасности в строительстве; – Свод правил СП 36.13330.2012 «СНиП III-42-80. Магистральные трубопрово- ды»; – Свод правил СП 48.13330.2011 «СНиП 12-01-2004. Организация строитель- ства»; – ВСН 51-1-80 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов; – ВСН 011-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание. – СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объ- ектов. Основные положения; – Свод правил СП 45.13330.2012 «СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, ос- нования и фундаменты»; – СНиП 11-01-95 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданийи сооруже- ний; – СН 452-73 Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов; – ВСН 004-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Технология и организация и др. – ВСН 012-88 Контроль качества и приѐмка работ. Необходимо уяснить, что при подготовке к ремонту вначале определяют факти- ческое положение трубопровода и производят планировку трассы. Строго по оси тру- бопровода через каждые 50 м ставят вешку. Производят планировку полосы для обес- печения прохода по трассе ремонтно-восстановительной техники. Перед проведением работ необходимо получить разрешение у землепользователей. Земляные работы производятся в соответствии с ППР. К письменному согласо- ванию прилагается план с указанием трасс и глубин заложения коммуникаций. Долж- на быть отключена транспортировка газа на данном участке. Необходимо помнить, что возможно производство некоторых работ без оста- новки перекачки, так называемый ремонт газопровода в траншее с подкопкой под 43 трубу. При этом ремонтируемый участок газопровода вскрывают с выборкой грунта под трубой на глубину до от 40 до 45 см и через каждые 10 м оставляют перемычки длиной 3 м. Газопровод очищают от старой изоляции, восстанавливают стенки трубы и наносят новую изоляцию. После ремонта и засыпки десятиметровых участков ре- монтируют участки трехметровых перемычек. После изучения вышеперечисленных вопросов рассмотреть структуру ремонт- ной службы на МГ, права и обязанности договаривающихся сторон на капитальных ремонт МТ. Для закрепления темы рекомендовано рассмотрение следующей нормативной документации: – СТО Газпром 2-3.5-252-2008 Методика продления срока безопасной эксплуа- тации магистральных газопроводов ОАО «Газпром»; – СТО Газпром 2-2.3-231-2008 Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов. Вопросы для самоконтроля 1 Нормативная и правовая документация на производство ремонтных работ. 2 Порядок вывода участка трубопровода в ремонт. 3 Виды ремонтов и их периодичность. 4 Ремонт трубопровода без остановки перекачки. 2.6.2 Подготовка линейной части газонефтепроводов к ремонту Разработка плана-графика подготовительных работ, расчет времени на производство капитального ремонта участка трубопровода. Определение по- требности в машинах, механизмах, трубах, изоляционных материалах, запорной арматуре, строительных материалах, трудовых ресурсах. Методические указания Необходимо знать, что организация ремонта газопровода начинается с комплексного обследования ЛЧ МГ бригадами линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС). Осмотры, как правило, выполняются с использованием транс- портных средств. По результатам обследования газотранспортное предприятие проводит работу по выполнению исполнительных чертежей, составлению де- фектных ведомостей, которые являются основой для разработки проектно- сметной документации и проекта производства работ (ППР). После этого необходимо изучить порядок планирования ремонта газопро- вода. Необходимо знать, что планы ремонтных работ разрабатывают на основе 44 предложений газотранспортных средств, представляемых в ОАО «Газпром» не позднее, чем за один квартал до начала планируемого периода. Необходимо запомнить, что план ремонтных работ должен включать: – объемы ремонтных работ на ЛЧ МГ с указанием применяемых техноло- гий ремонта и непосредственного исполнителя работ; – потребности газотранспортного предприятия в материально- технических ресурсах (трубы, изоляционное покрытие, материалы и оборудо- вание) для проведения ремонтных работ; – ориентировочные объемы финансирования ремонтных работ; – план ремонтных работ на ЛЧ МГ утверждает руководство ОАО «Газ- пром». Для закрепления темы рекомендовано рассмотреть следующую норма- тивную документацию: – СТО Газпром 3.3-4-026-2012. Запас материально-технических ресурсов для восстановления линейной части магистральных газопроводов; – ВРДЗ9-1Л 0-013-2000 Руководящие документы по применению компо- зитных материалов фирмы «ПОРСИЛ ЛТД» для ремонтных работ; – ВРД39-1.10-016-2000 Методика оценки работоспособности балочных перехо- дов МГ через малые реки и др. препятствия; – ВРД 39 -1.10-001-99 Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов; – ВРД39-1,11-014-2000 Методические указания по освидетельствованию и идентификации стальных труб для газонефтепроводов; – СТО Газпром 2-3.5-302-2009 Планирование капитального ремонта ли- нейной части магистрального газопровода. Вопросы для самоконтроля 1 Порядок планирования ремонта газопровода. 2 Состав плана ремонтных работ. 2.6.3 Капитальный ремонт магистральных трубопроводов в обычных условиях Подготовка к ремонту, ввод трубопровода в ремонт. Анализ диагностических исследований трубы. Способы выполнения капитального ремонта, обоснование при- нятого. Состав работ при капитальном ремонте ЛЧ: подготовительные на трассе, изо- ляционно-укладочные, продувка. Контроль качества ремонтных работ. Сдача отре- монтированного участка магистрали в эксплуатацию. 45 Методические указания Необходимо знать, что подготовительные работы при капремонте включают следующие этапы: разработка плана производства работ; обследование дорог и мостов для прохода техники; размещение и обустройство полевых городков и решение во- просов питания; подготовка трассы; перебазировка ремонтных колонн к месту работы; организация хранения ГСМ.: строительство временных складов; РСУ должно поста- вить в известность органы Госгортехнадзора о сроках проведения ремонта. Следует запомнить, что работы при капитальном ремонте газопроводов вклю- чают: определение оси трассы и глубины заложения газопровода, планировку трассы. Необходимо уяснить, что способ производства ремонта ЛЧ МГ определяется по технологическому набору ремонтно-строительных работ для достижения конечной цели ремонта. Это может быть: замена поврежденного изоляционного покрытия тру- бопровода при отсутствии повреждений металла трубы; замена поврежденного изоля- ционного покрытия трубопровода с предварительной заваркой каверн металла труб, приваркой заплат и муфт на стенки труб, выбраковкой и вырезкой участков, не под- лежащих ремонту; прокладка новой нитки трубопровода параллельно действующей с последующим отключением старой нитки. При ремонте газопроводов большой протяженности используют ремонт на бровке траншеи, что позволяет осуществить всю технологическую цепочку работ по- точно, с применением общестроительных машин, используемых для сооружения МГ. Следует знать, что ремонтируемый участок отключают от магистрали путем пе- рекрытия запорных кранов в начале и в конце участка, освобождают от газа. После сброса газа его отрезают от газопровода с двух концов. Для предотвращения загрязне- ния на концы вырезанного и освобожденного от газа участка газопровода сплошным швом наваривают плоские заглушки, рассчитанные на рабочее давление газопровода. После этого ремонтируемый газопровод вскрывают до нижней образующей, припод- нимают на бровку траншеи с одновременной очисткой поверхности труб от старой изоляции и укладывают на лежки. Далее проводят восстановительные работы, оконча- тельно очищают, наносят изоляцию и опускают его в траншею. Траншею засыпают, устраивают валик над газопроводом или проводят работы по рекультивации земли. При ремонте газопровода в сухих грунтах рекомендуется использовать ремонт газопровода с подъемом и укладкой на лежки в траншее. При этом ремонтируемый участок газопровода отключают, затем выполняют все предварительные операции, обеспечивающие безопасность ведения работ. Газопровод вскрывают до нижней обра- зующей без нарушения постели, приподнимают со дна траншеи, очищают от старой изоляции и укладывают на лежки в траншее на высоте от 40 до 60 см. Газопровод осматривают и проводят ремонтно-восстановительные работы. После этого его окон- 46 чательно очищают (перед проходом очистной машины лежки удаляют), изолируют, укладывают на дно траншеи и засыпают. Следует знать, что при производстве ремонта газопровода контролируют все виды работ. Контроль качества работ начинают с контроля качества материалов, по- ступающих для ремонта. Контроль качества проведенных работ заключается в систе- матическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ проектной до- кументации, требованиям СНиП III-42-80, ВСН 004-88. При контроле качества изоля- ционных работ необходимо соблюдать требования ГОСТР 51164-98. Следует более детально ознакомиться с этими документами. Необходимо знать, что в соответствии с действующими СНиП, трубопроводы до ввода в эксплуатацию подвергаются очистке, испытанию на прочность и проверке на герметичность. Испытание ЛЧ МГ на прочность и проверку на герметичность про- водят после завершения всех предшествующих работ. На МГ испытание на прочность и проверку на герметичность осуществляют гидравлическим (водой) или пневматиче- ским (воздухом, природным газом) способами; на нефтепроводах − только гидравли- ческим путем. Для закрепления темы рекомендовано рассмотрение следующей нормативной документации: – СТО Газпром 2-2.3-173-2007 Инструкция по комплексному обследова- нию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионно- му растрескиванию под напряжением; – ВСН39-1.9-003-98 Конструкция и способы балластировки и закрепле- ния подземных газопроводов; – ВСН39-1.10-001-99 Инструкция по ремонту дефектных труб МГ поли- мерными композиционными материалами. – СТО Газпром 2-2.2-382-2009 Магистральные газопроводы. Правила производства и приѐмки работ при строительстве сухопутных участков газо- проводов, в том числе в условиях Крайнего Севера. – СТО Газпром 2-3.5-354-2009 Порядок проведения испытаний маги- стральных газопроводов в различных природно-климатических условиях. – СТО Газпром 2-2.1 413-2010 Схемы комплексной механизации капи- тального ремонта линейной части магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях с учѐтом технико-экономических показате- лей. Вопросы для самоконтроля 1 Способы выполнения капитального ремонта газопровода. 2 Обоснование принятого способа ремонта. 3 Состав работ при капитальном ремонте ЛЧ МГ. 47 4 Контроль качества ремонтных работ. 5 Сдача отремонтированного участка газопровода в эксплуатацию. 2.6.4 Ремонт подводных переходов трубопроводов Способы ремонта подводных переходов, основные проблемы, обоснова- ние применяемого способа. Плавсредства, оборудование и механизмы для вы- полнения берегоукрепительных работ. Расчет несущей способности льда и спо- собы увеличения этой способности. Размыв трубопровода, дефектация, свароч- ные и изоляционные работы. Контроль качества ремонтных работ. Методические указания Необходимо помнить, что к подводным переходам относятся участки МТ, пересекающие естественные или искусственные водоемы. Надежная работа подводных переходов в течение расчетного срока их эксплуатации обеспечива- ется выбором обоснованного решения о заглублении трубопровода в русловой части реки и на береговых ее участках, а также соответствующих конструктив- ных решений. Одной из основных проблем при эксплуатации МГ в данных условиях является размыв трубопроводов. Размывы можно отнести к следую- щим типам: в средней части русла и размывы прирезных и береговых участков. Наиболее характерной причиной отказов подводных переходов является оголе- ние трубопровода в результате переформирования русла и берегов реки. Как пра- вило, в процессе функционирования подводных переходов происходят существенные изменения условий эксплуатации и состояния работоспособности трубопровода. Следует обратить внимание на то, что для выявления неблагоприятных дефор- маций проводят периодические обследования перехода в целях ликвидации их при ремонте, предусматривается система ППР. Из практики эксплуатации переходов из- вестно, что размыв и оголение трубопровода приводят, как правило, к его разруше- нию. Капитальный ремонт подводного перехода − это наибольший по объему вид ре- монта, при котором производится полная смена изоляционного покрытия, исправле- ние дефектов или замена труб. Следует детально остановиться на способах ремонта подводных переходов, рассмотреть основные проблемы. По рисункам и плакатам рас- смотреть плавсредства, оборудование и механизмы дня выполнения берегоукрепляю- щих работ. Приступить к изучению контроля качества ремонтных работ. Для закрепления темы рекомендовано рассмотрение следующей нормативной документации: − Р Газпром 2-2.3-499-2010 Рекомендации по реконструкции (восстанов- лению) переходов распределительных газопроводов через водные преграды (дюкеры) с применением полимерных материалов и бестраншейных техноло- гий производства работ; 48 − Р Газпром 2-3.7-069-2006 Расчѐт устойчивости подводных трубопрово- дов;в – СТО Газпром 2-2.2-334-2013 Ремонт и строительство магистральных газо- проводов в обводнѐнной и заболоченной местности, на подводных переходах с при- менением обетонированных труб; − СТО 2-2.3-456, 457, 459-2010 Ремонт изоляционных покрытий маги- стральных газопроводов на русловых участках подводных переходов Вопросы для самоконтроля 1 Способы ремонта подводных переходов. 2 Оборудование и механизмы для выполнения ремонта. 2.6.5 Ремонт трубопроводов в особых условиях Ремонт трубопровода на участках с высоким стоянием грунтовых вод. Ремонт трубопроводов на участках с многолетнемерзлыми грунтами. Ремонт трубопроводов на участках с оползневыми явлениями, в скальных грунтах. Ремонт подводных пере- ходов: основные проблемы проведения ремонтов всех переходов; способы ремонта, обоснование принятого; машины, механизмы и приспособления технология ремонта и контроль качества ремонтных работ. Методические указания Необходимо помнить, что такие естественно-географические условия, как усло- вия болот и обводненной местности, горные условия, условия пустынь и каменистых плато, условия многолетнемерзлых грунтов, оползней, подработанных и просадочных грунтов принято называть сложными или особыми. Очевидно, что любые из этих условий накладывают свою специфику как на технику, так и на технологию и органи- зацию производства работ по капитальному ремонту МГ, хотя общие производствен- ные принципы (поточности, синхронности и т. д.) остаются практически неизменны- ми. Наиболее сложным является ремонт на участках с высоким стоянием грунтовых вод (болот). Причем применяемые в настоящее время технологические схемы ремонт МГ в условиях болот характеризуются значительным объемом ручного труда, что приводит к увеличению стоимости работ. Необходимо уяснить, что первоначально производят осмотр трубопровода, определяют участи трубопровода, подлежащие ремонту; определяют положение тру- бопровода. Осмотр трассы трубопровода может быть как наземный, так и воздушный. Участки трубопровода, подлежащие капремонту, определяют и уточняют контролем качества изоляционного покрытия: контролем состояния покрытия в процессе эксплу- атации без его вскрытия; контролем состояния после укладки трубопровода в траншее на болоте. Общая оценка качества изоляционного покрытия трубопровода, уложенно- 49 го через болото, делается по значению переходного сопротивления труба-земля; участки дефектной или поврежденной изоляции определяют приборами ИП-74 (иска- тель повреждений). Положение трубопровода в плане и по глубине определяется с це- лью предотвращения повреждения тела трубы при вскрытии специальным трассоис- кателями, земляным буром, щупом, а также отрывкой шурфов. Затем производится строительство временных дорог на период ремонта. Для обеспечения нормальных условий проведения капремонта трубопровода на сильно обводненных болотах реко- мендуется заблаговременно осушить заболоченную территорию. После уяснения данных вопросов необходимо изучить технологию производ- ства ремонтных работ. В зависимости от типа болот, их глубины, типа техники можно выполнять ре- монт по двум схемам: а) ремонт газопровода с прокладкой новой нитки параллельно действующей. Этот метод рекомендуется применять при однониточном переходе газопровода. Необ- ходимо по рисунку изучить детально эту схему. Существенным недостатком являет- ся:а) необходимость большого запаса труб и значительный объем работ (ремонт по первой схеме ничем не отличается от технологии сооружения новых газопроводов в условиях болот); б) ремонт газопровода на берме траншеи, без разрезания. По этой схеме газо- провод вскрывают, поднимают со дна траншеи на берму и после очистки укладывают на лежки. Рассмотреть по рисунку эту схему более детально. Газопровод на время ре- монта приходится отключать Целесообразность применения той или иной схемы за- висит от условий работ и состояния ремонтируемого газопровода. Иногда используют ремонт газопровода на бровке траншеи. При этом вскрытый газопровод на ремонти- руемом участке разрезают с двух концов, приподнимают и укладывают на лежки на бровке траншеи. После очистки старой изоляции выполняют сварочные работы, нано- сят новую изоляцию с одновременной укладкой газопровода на дно траншеи. Концы отремонтированного участка центруют, сваривают в общую нитку, весь участок газо- провода засыпают, Данный метод применяется, если нет специальных ремонтно- строительных машин. Следует обратить внимание, что вопрос о ремонте МГ в многолетнемерзлых грунтах также как и о ремонте на обводненной территории возникает при нарушении следующих проектных характеристик: – нарушения положения газопровода; – дефекты самой трубы и покрытия. 50 Необходимо знать, что ремонт газопроводов в условиях болот и многолетне- мерзлых грунтов с ликвидацией дефектов труб и покрытий производят только с от- ключением ремонтируемого участка газопровода и освобождения его от газа. Следует внимательно ознакомиться наиболее характерными видами нарушений проектного положения газопровода, а также основными методами их устранения, ко- торые приведены в СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Необходимо уяснить, что при выборе технологических и организационных схем ремонтных работ на трубопроводах, проложенных в горной местности, необходимо учитывать топографические и климатические факторы. Основным фактором при вы- боре схемы ремонта является крутизна склонов и состояние грунтов. Для закрепления темы рекомендовано рассмотрение следующей нормативной документации: – СТО Газпром 2-2.3-263-2008 Нормы проектирования ремонта магистральных газопроводов в условиях заболоченной и обводнѐнной местности; – ВСН З9-1.10-003-2000 Методика на гидромеханизированные работы при ре- монте трубопроводов в газовой промышленности. Вопросы для самоконтроля 1 Виды сложных ремонтов. 2 Последовательность ремонта с прокладкой новой нитки. 3 Последовательность ремонта на берме траншеи без разрезания. 4 Особенности ремонта МГ в многолетнемерзлых грунтах. 5 Основные проблемы проведения ремонтов всех переходов. |