СТО Газпром 2-2.3-522-2010

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   150  151  152  153  154  155  156  157  158  159  ..

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ИНСТРУКЦИЯ ПО РЕМОНТУ ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ТРУБОПРОВОДОВ ГАЗА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ СВАРНЫМИ СТАЛЬНЫМИ И СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫМИ МУФТАМИ С РЕЗЬБОВОЙ ЗАТЯЖКОЙ


 

СТО Газпром 2-2.3-522-2010


 

Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2011

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


 

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


 

распоряжением ОАО «Газпром» от 23 ноября 2010 г. № 397


 

© ОАО «Газпром», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2011


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 3

  4. Обозначения и сокращения 8

  5. Определение ремонтопригодности дефектных участков трубопровода

    для муфтовой технологии ремонта 9

  6. Общие положения по ремонту трубопроводов с применением муфтовых технологий 13

  7. Конструкции и материалы муфт 15

    1. Конструктивные параметры ремонтных стеклопластиковых муфт 15

    2. Материалы ремонтных стеклопластиковых муфт 19

    3. Конструктивные параметры сварных стальных муфт 20

  8. Методы расчета коэффициента усиления муфт 22

    1. Ремонтные стеклопластиковые муфты 22

    2. Сварные стальные муфты 24

  9. Технология установки ремонтных стеклопластиковых муфт 26

  10. Технология установки сварных стальных муфт 30

  11. Требования безопасности 34

Приложение А (справочное) Форма технологической карты проведения восстановительного ремонта с применением ремонтных стеклопластиковых муфт 36

Приложение Б (справочное) Пример заполнения формы технологической карты проведения восстановительного ремонта с применением

ремонтных стеклопластиковых муфт 37

Приложение В (обязательное) Форма акта на проведение восстановительных

работ 38

Приложение Г (рекомендуемое) Форма типовой операционно-технологической

карты ремонта приварной обжимной муфтой 40

Библиография 44


 

III

Введение


 

Настоящий стандарт разработан в соответствии с п. 4.2 «Развитие технологий и совершенствование оборудования для обеспечения надежного функционирования ЕСГ, включая методы и средства диагностики и ремонта» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006–2010 гг., утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 11.10.2005 № 01-106.

В настоящем стандарте разработаны положения по муфтовым технологиям ремонта технологических трубопроводов газа компрессорной станции с использованием стеклопластиковых и сварных муфт, снижающих стоимость ремонтных работ с повышением надежности и безопасности эксплуатации отремонтированных трубопроводов.

Настоящий стандарт разработан с учетом СТО Газпром 2-2.3-407. При создании настоящего стандарта использованы результаты стендовых испытаний сварных и стеклопластиковых муфт в режимах эксплуатационных, циклических и предельных нагрузок.

Отдельные положения настоящего стандарта по стеклопластиковым муфтам развивают положения СТО Газпром 2-2.3-335-2009, например: расчетные зависимости по определению коэффициента усиления данных муфт упрощены на основании результатов испытаний и расчетов применительно к дефектным участкам труб категорий I, В.

Разработка настоящего стандарта проведена отделом Центра «Надежность и ресурс объектов ЕСГ» филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта по договору с ОАО «Газпром» от 24 августа 2009 г. № 1162-08-1, этап 2 «Разработка инструкции по ремонту дефектных участков технологических трубопроводов газа компрессорной станции сварными стальными и стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой».

Разработка настоящего стандарта выполнена авторским коллективом в следующем составе:

Шарыгин В.М., Шарыгин А.М., Бирилло И.Н., Попков А.С., Тильков А.Н., Беспалов В.И., Малков А.Г., Городниченко В.И., Чубунов М.В. – ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;

Сидорочев М.Е., Жданов С.Ф., Рябчук В.Г., Бурутин О.В., Почечуев А.М. – ОАО «Газпром»; Александров Ю.В., Романцов С.В. – ООО «Газпром трансгаз Ухта».

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

ИНСТРУКЦИЯ ПО РЕМОНТУ ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ГАЗА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ СВАРНЫМИ СТАЛЬНЫМИ И СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫМИ МУФТАМИ

С РЕЗЬБОВОЙ ЗАТЯЖКОЙ


 

image


 

Дата введения – 2011-08-19


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящий стандарт распространяется на технологические трубопроводы основного назначения категорий I, В (далее – трубопроводы), в том числе трубопроводы (шлейфы), соединяющие узел подключения и площадку компрессорных и дожимных компрессорных станций ОАО «Газпром», диаметром до 1420 мм включительно с рабочим давлением среды от 1,2 МПа до 9,8 МПа.

    2. Настоящий стандарт устанавливает:

      • условия ремонтопригодности дефектных участков трубопроводов для муфтовых технологий;

      • конструктивные параметры стеклопластиковых и сварных стальных муфт;

      • технологии установки сварных стальных и стеклопластиковых муфт;

      • методы расчета силовой эффективности муфт, используемых для ремонта дефектных участков трубопроводов.

    3. Положения настоящего стандарта обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», выполняющими ремонтные работы, строительный контроль и технический надзор за качеством работ при ремонте технологических трубопроводов ОАО «Газпром».


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производ-

    ственное. Общие требования безопасности

    ГОСТ 12.1019-79 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность.

    Общие требования и номенклатура видов защиты


     

    image

    Издание официальное

    ГОСТ 25.603-82 Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний композиционных материалов с полимерной матрицей (композитов). Метод испытания на растяжение кольцевых образцов при нормальной, повышенной и пониженной температурах

    ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 2841-80 Ключи гаечные с открытым зевом односторонние. Конструкция и размеры ГОСТ 5272-68 Коррозия металлов. Термины

    ГОСТ 11262-80 Пластмассы. Метод испытания на растяжение

    ГОСТ 24297-87 Входной контроль продукции. Основные положения

    ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы магистральные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ Р 51254-99 (ИСО 6789-92) Инструмент монтажный для нормированной затяжки

    резьбовых соединений. Ключи моментные. Общие технические условия

    СТО Газпром 2-2.3-112-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами

    СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть II

    СТО Газпром 2-2.3-335-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по ремонту дефектных участков трубопроводов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой

    СТО Газпром 2-2.3-407-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по отбраковке и ремонту технологических трубопроводов газа компрессорных станций

    СТО Газпром 2-2.3-412-2010 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по определению потенциально опасных стресс-коррозионных участков и техническому диагностированию технологических трубопроводов газа компрессорных станций

    СТО Газпром 2-2.4-083-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов

    СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

    СТО Газпром 2-3.5-454-2010 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Правила эксплуатации магистральных газопроводов

    Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     

  3. Термины и определения


 

В настоящем стандарте применены термины в соответствии с ГОСТ 27.002 и СТО Газпром 2-3.5-051, а также следующие термины с соответствующими определениями:


 

3.1 взаимодействующий дефект: Дефект, расположение которого относительно других дефектов предусматривает его влияние на соседние дефекты при оценке работоспособности участка газопровода.

[СТО Газпром 2-2.3-112-2007, пункт 3.3]

 


 

3.2 вмятина: Нарушение формы сечения трубы в виде местного плавного изменения формы поверхности, образующегося при действии на наружную поверхность трубопровода сосредоточенной или распределенной поперечной нагрузки.

[СТО Газпром 2-2.3-137-2007, пункт 3.1.1]

 


 

3.3 вырезка (замена катушки): Метод ремонта, заключающийся в вырезке из газопровода катушки с дефектом и замене бездефектной катушкой.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.3]

 


 

3.4 глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в радиальном направлении. [СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.4]

 


 

3.5 гофр: Нарушение формы сечения трубы в результате потери местной устойчивости стенки трубы, когда при ее изгибе в сжатой зоне развиваются чрезмерные пластические деформации.

[СТО Газпром 2-2.3-137-2007, пункт 3.1.6]

 


 

3.6 дефект: Каждое отдельное несоответствие продукции (труб, сварных соединений) требованиям, установленным нормативной документацией.

[СТО Газпром 2-2.3-137-2007, пункт 3.1.7]

 


 

3.7 дефект стресс-коррозионный (стресс-коррозионный дефект): Дефект в металле трубопровода, характеризуемый локальным единичным или множественным нарушением целостности металла, вызванным его растрескиванием под действием приложенных нагрузок, влияния окружающей среды и перекачиваемого продукта.

[СТО Газпром 2-2.3-412-2010, пункт 3.1.5]

 


 

3.8 дефектная область: Участок трубы, перекрываемый муфтой и включающий совокупность взаимодействующих или одиночных дефектов с учетом площади, полученной в результате контролируемой шлифовки.


 

3.9 длина дефекта: Наибольший размер дефекта в продольном направлении.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.8]

 


 

3.10 забоина: Дефект поверхности в виде произвольно расположенных углублений различной формы, образовавшихся вследствие повреждения и ударов поверхности при транспортировке, правке, складировании и других операциях.

[ГОСТ 21014-88, пункт 62]

 


 

3.11 задир (продир): Дефект поверхности в виде широких продольных углублений, образующихся от резкого трения проката о детали прокатного и подъемно-транспортного оборудования, а также в результате осевых перемещений трубопровода относительно опор под воздействием эксплуатационных нагрузок.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.10]

 


 

3.12 закат: Дефект поверхности, представляющий собой прикатанный продольный выступ, образовавшийся в результате закатывания уса, подреза, грубых следов зачистки и глубоких рисок.

[ГОСТ 21014-88, пункт 22]

 


 

3.14 катушка: Часть трубы, ввариваемая в газопровод с помощью двух кольцевых стыков либо вырезаемая из газопровода.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.12]

 

3.13 закладная ось: Элемент узла затяжки в виде круглого стального цилиндра, вложенного в каждый концевой петлеобразный участок полотна и служащий для передачи на полотно усилия затяжки болтов.

3.15 контактное давление: Давление, возникающее между муфтой и поверхностью трубы в процессе затяжки резьбовых соединений для ремонтной стеклопластиковой муфты и подъема внутреннего давления в трубопроводе для ремонтных стеклопластиковых муфт и стальных сварных муфт.


 

3.16 контролируемая шлифовка: Технология ремонта трубы, заключающаяся в сошлифовке дефектов с контролем их остаточной глубины в процессе ремонта, а также контролем результатов ремонта, включая подтверждение устранения дефектов и определение размеров образовавшихся сошлифованных зон.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.13]

 


 

3.17 коррозионный дефект: Дефект, вызванный коррозией металла, из которого изготовлен газопровод.

[СТО Газпром 2-2.3-112-2007, пункт 3.1]

 


 

3.18 коррозионная язва: Местное коррозионное разрушение, имеющее вид отдельной раковины.

[ГОСТ 5272-68, пункт 47]

 


 

3.19 местная коррозия: Коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности металла.

[ГОСТ 5272-68, пункт 33]

 


 

    1. муфта обжимная неприварная (обжимная неприварная муфта): Ремонтная конструкция, состоящая из двух полумуфт, при установке которой проводится обжатие дефектного участка газопровода с последующей сваркой продольных кромок полумуфт без приварки их к трубопроводу.

    2. муфта обжимная приварная (обжимная приварная муфта): Ремонтная конструкция, состоящая из двух полумуфт, при установке которой проводится обжатие дефектного участка газопровода с последующей ее приваркой к трубопроводу.


 

3.22 одиночный дефект: Дефект, не взаимодействующий с соседними дефектами и рассматриваемый при оценке работоспособности участка газопровода изолированно от других дефектов.

[СТО Газпром 2-2.3-112-2007, пункт 3.2]

 


 

3.23 отбраковка трубы: Процедура определения пригодности трубы для эксплуатации в составе трубопровода.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.21]

 


 

3.24 отнулевой цикл: Цикл изменения циклической нагрузки от нулевого значения до максимального и вновь до нулевого значения.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.22]

 


 

3.25 поверхностные дефекты: Дефекты, расположенные на поверхности трубы, вызывающие уменьшение площади сечения стенки трубы или продольного сварного шва (коррозионные, стресс-коррозионные, металлургические и т.п.).

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.23]

 


 

    1. полотно муфты: Монолитный корпус муфты, выполненный из стеклопластика по заданной технологии.

    2. расчетное разрушающее давление: Определяемое расчетным путем значение внутреннего давления, при котором прогнозируется разрушение участка трубопровода с дефектом.


 

3.28 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.

[ГОСТ 18322-78, пункт 2]

 


 

3.29 ремонтная конструкция: Конструкция, установленная на газопроводе для ремонта дефектных труб.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.25]

 


 

3.30 ремонтный состав: Твердеющий полимерный компаунд с наполнителем, наносимый на дефектную область трубопровода и внутренние поверхности муфты перед ее установкой для исключения радиальных зазоров между дефектным участком трубопровода и муфтой.


 

3.31 ремонтопригодность: Свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 1.4]

 


 

3.32 риска: Дефект поверхности в виде канавки без выступа кромок с закругленным или плоским дном, образовавшийся от царапания поверхности металла изношенной прокатной арматурой.

[ГОСТ 21014-88, пункт 24]

 


 

3.33 сошлифованная зона: Участок трубы, на котором выполнена контролируемая шлифовка.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.29]

 

3.34 стеклоровинг: Шнур, выполненный из скрученных стеклянных нитей, служащий армирующим наполнителем для получения полотна муфты.


 

3.35 cтроительный контроль заказчика (застройщика) (строительный контроль): Комплекс мероприятий, осуществляемых заказчиком (застройщиком) в процессе строительства, реконструкции, капитального ремонта объектов магистрального газопровода в целях контроля и надзора за ходом и качеством выполняемых работ, проверки соответствия выполняемых работ проектной документации, требованиям технических регламентов, результатам инженерных изысканий, требованиям градостроительного плана земельного участка и нормативных документов.

[СТО 2-3,5-454-2010, пункт 3.47]

 


 

3.36 техническое диагностирование (диагностирование): Комплекс работ по определению технического состояния объекта, включающий обследование объекта и выдачу рекомендаций по оценке качества и ремонту труб, соединительных деталей трубопроводов и сварных соединений.

[СТО 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.30]

 


 

3.37 точечная коррозия (питтинг): Местная коррозия металла в виде отдельных точечных поражений.

[ГОСТ 5272-68, пункт 35].

 


 

3.38 трещина: Дефект в виде разрыва в металле трубы или сварном соединении.

[СТО Газпром 2-2.3-137-2007, пункт 3.1.33]

 


 

3.39 трубопроводы технологические (основного назначения)Трубопроводы, предназначенные для транспортировки газа в пределах промплощадки объекта (компрессорная станция, станция охлаждения газа, газоизмерительная станция, газораспределительная станция) для выполнения основных технологических процессов (очистки, компримирования, охлаждения, измерения, редуцирования и т.д.).

[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.42]

 


 

3.40 узел затяжки: Болтовое (резьбовое) соединение в виде совокупности металлических элементов, связанных с концевыми участками полотна муфты, при помощи которых создается расчетный уровень контактного давления.


 

3.41 царапина: Дефект поверхности, представляющий собой углубление неправильной формы и произвольного направления, образующегося в результате механических повреждений, в том числе при складировании и транспортировании металла.

[ГОСТ 21014-88, пункт 63]

 


 

3.42 ширина дефекта: Наибольший размер дефекта по окружности трубы.

[СТО Газпром 2-2.3-407-2009, пункт 3.1.34]

 


 

3.43 эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию объектов ОАО «Газпром».

[СТО Газпром 2-3.5-454-2010, пункт 3.59]

 


 

  1. Обозначения и сокращения


     

    В настоящем стандарте приняты следующие обозначения и сокращения:

    Ак – коэффициент относительной податливости полотна муфты при растяжении;

    Dн – номинальный наружный диаметр трубы, м;

    Е – модуль упругости металла трубы, МПа;

    ЕΔ – модуль упругости на сжатие ремонтного состава, МПа;

    Ем – модуль упругости материала полотна стеклопластиковой муфты в окружном направлении, МПа;

    – коэффициент трения между муфтовым полотном и трубой; [Lм] – допускаемая длина сошлифованной зоны, м;

    Lр – расчетная длина сошлифованной зоны, м;

    L* – приведенная длина сошлифованной зоны;

    Мзат – момент затяжки болтового соединения, Н·м;

    – суммарное усилие в болтах при их затяжке, МН;

    Rн – радиус наружной поверхности трубы, м;

    dб – наружный диаметр резьбы, м;

    dр – расчетная глубина сошлифованной зоны, м;

    ккон – коэффициент неравномерности контактного давления;

    кмф – коэффициент надежности работы муфты;

    крел – коэффициент релаксации напряжений;

    кус – коэффициент усиления дефектного участка трубопровода;

    к – коэффициент усредненных радиальных перемещений поверхности трубы;

    кΔ – коэффициент влияния промежуточного слоя ремонтного состава;

    lдеф – длина дефекта в проекции на ось трубопровода, м;

    lм – длина муфты в направлении оси трубы, м;

    nб – количество болтов в узле затяжки;

    р – рабочее давление в трубопроводе, МПа;

    рк – среднее значение контактного давления, МПа;

    р0 – давление в трубопроводе при установке муфты, МПа;

    рΔ – давление в трубопроводе, при котором он начинает деформировать муфту в окружном направлении, МПа;

    – коэффициент, учитывающий условия закрепления трубы;

     – номинальная толщина стенки трубы, м;

    м – толщина стенки муфты, м;

    р – расчетная толщина стенки трубы, м;

     – коэффициент Пуассона материала трубы;

     – коэффициент трения в резьбе;

    [м] – допускаемая относительная глубина сошлифованной зоны; ГКС – газокомпрессорная служба;

    ЛПУ – линейно-производственное управление; КС – компрессорная станция;

    МГ – магистральный газопровод;

    РСМ – ремонтная стеклопластиковая муфта; ТУ – технические условия.


     

  2. Определение ремонтопригодности дефектных участков трубопровода для муфтовой технологии ремонта

    1. Для определения ремонтопригодности труб в процессе их отбраковки и выбора технологии ремонта приказом (распоряжением) газотранспортного общества назначается комиссия, включающая представителей эксплуатирующей организации, организации, выполняющей обследование труб, а также представителей территориальных подразделений организации ОАО «Газпром», осуществляющей контроль и надзор за эксплуатацией объектов МГ ОАО «Газпром». Условие ремонтопригодности выполняется, если фактические значения размеров дефекта не превышают допустимых размеров. За фактические значения размеров дефекта принимают измеренные размеры, увеличенные на погрешность измерения, а при применении контролируемой шлифовки – увеличенные еще на изменения размеров дефекта при сошлифовке. Изменение длины и ширины дефекта при сошлифовке принимают равным 2 мм, глубины – 0,2 мм.

    2. Ремонт трубопровода с применением муфт назначают с учетом условий ремонтопригодности труб в зависимости:

      • от типа и размеров дефектов;

      • суммарного объема дефектов;

      • расположения дефектов относительно сварных соединений и других дефектов;

      • категории участка трубопровода и его конструктивных параметров;

      • конструкции муфры (сварная, стеклопластиковая);

      • уровня остаточного давления газа в трубопроводе;

      • типа прокладки трубопровода (подземный, надземный);

      • углового положения оси трубопровода (горизонтальное, вертикальное, наклонное);

      • других параметров, используемых в расчетах коэффициента усиления муфт.

    3. Муфты применяют для ремонта труб со следующими поверхностными дефектами: а) коррозионными дефектами:

      1. местной коррозии;

      2. точечной коррозии (питтинг);

      3. коррозионными язвами;

        б) металлургическими и механическими дефектами:

        1. царапинами;

        2. рисками;

        3. задирами;

        4. забоинами;

        5. вмятинами;

        6. закатами;

        в) трещиноподобными дефектами:

        1. стресс-коррозионными дефектами;

        2. трещинами.

    4. Выбору технологии ремонта предшествует проверка условий взаимодействия дефектов. По результатам проверки для каждой дефектной трубы формируют перечень одиночных и трактуемых как одиночные дефектов, в соответствии с которым намечают ремонтные зоны с учетом расположения дефектов.

    5. Два соседних коррозионных дефекта на трубе в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112 считаются взаимодействующими, если одновременно выполняются условия


       

      image

      (1)


       

      где si – расстояние в продольном направлении между двумя соседними дефектами, м;

      sк – расстояние по окружности между двумя соседними дефектами, м.

      Если хотя бы одно из условий (1) не выполняется, то дефекты не являются взаимодействующими.

      Проверку на взаимодействие механических, металлургических дефектов и трещин также осуществляют по условиям (1). Условия (1) также используют при проверке взаимодействия двух дефектов разных типов.

    6. Для составления перечня одиночных дефектов и дефектов, трактуемых как одиночные, проверяют условия взаимодействия (1) для всех дефектов, выявляют одиночные дефекты, а взаимодействующие дефекты представляют в виде одиночного дефекта, глубина, длина и ширина которого соответствует максимальным значениям данных параметров для зоны взаимодействующих дефектов.

    7. Если один из взаимодействующих дефектов является трещиной, то объединенный дефект трактуют как трещину.

    8. Допускается расчетная проверка взаимодействия дефектов в соответствии с нормативными документами, утвержденными или согласованными ОАО «Газпром».

    9. Для каждого одиночного дефекта и дефекта, трактуемого как одиночный, формируют исходные данные, используемые при выборе технологии ремонта дефектных труб: параметры выведенного в ремонт трубопровода (категория трубопровода, наружный диаметр и толщина стенки трубы), размеры дефекта с учетом погрешности измерений.

    10. На основании сформированных данных рассчитывают численные значения параметров, используемых при проверке условий ремонтопригодности дефектных труб (относительная глубина дефекта, остаточная толщина стенки трубы, характерный размер и др.).

    11. На следующем этапе процедуры выбора технологии ремонта для каждого одиночного дефекта и дефекта, трактуемого как одиночный, проверяют условие ремонтопригодности трубы для различных методов ремонта в соответствии с СТО 2-2.3-407. Для дефектных труб, для которых не выполняются условия ремонтопригодности контролируемой шлифовкой, проверяют выполнение условий ремонтопригодности муфтой. Если условия ремонтопригодности трубы для муфтовой технологии выполняются, то проводят ремонт муфтой, при невыполнении условий проводят ремонт заменой катушки.

    12. После выбора технологии ремонта для каждой дефектной трубы проверяют ограничение на количество последовательно расположенных труб, ремонт которых предполагается проводить по муфтовой технологии, руководствуясь требованиями СТО Газпром 2-2.3-407.

    13. Ремонтопригодность трубопровода по муфтовой технологии определяют в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-407 и настоящим стандартом по условиям

      image (2)

      где р – расчетная толщина стенки трубы, м, определяемая по СНиП 2.05.06-85* [1].

    14. Допускаемую длину сошлифованной зоны при ремонте трубы муфтой [Lм] определяют по условию

      [Lм Dн. (3)

    15. Допускаемую относительную глубину сошлифованной зоны [м] для дефектов, перечисленных в 5.3 а), б), вычисляют:

      • для трубопроводов категории В по формуле

        image (4)

      • для трубопроводов категории по формуле

        image (5)

    16. Допускаемую относительную глубину [м] сошлифованной зоны трещиноподобных дефектов (5.3 в)) вычисляют:

      • для трубопроводов категории В по формуле

        image (6)

        image

      • для трубопроводов категории по формуле


         

        (7)

    17. Приведенную длину сошлифованной зоны L* для дефектов всех типов по 5.3 вычисляют по формуле

      image (8)

    18. Оценку работоспособности и отбраковку труб с вмятинами проводят в соответствии с Рекомендациями [2] или другими нормативными документами, утвержденными или согласованными ОАО «Газпром».

      По муфтовой технологии допускается ремонтировать вмятины на трубопроводах

      категории I. Глубина вмятины не должна превышать 3,3 % наружного диаметра Dн трубопровода при соблюдении уровня максимальных остаточных деформаций в соответствии с Рекомендациями [2].

    19. Если на дефектном участке трубы в ремонтной зоне расположено несколько одиночных дефектов или дефектов, трактуемых как одиночные, то при проверке условий ремонтопригодности для муфты следует рассматривать самый опасный дефект.


       

  3. Общие положения по ремонту трубопроводов с применением муфтовых технологий

    1. Для ремонта трубопроводов компрессорных станций используют стальные и стеклопластиковые муфты, для которых в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046 проведена экспертиза технических условий, включенных в Реестр ОАО «Газпром», причем данные технические условия должны соответствовать техническим требованиям ОАО «Газпром» при выполнении работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа (с указанием производителей).

    2. Для ремонта трубопроводов компрессорных станций необходимо применять муфты, изготовленные в заводских условиях в соответствии с техническими условиями на их изготовление и применение, конструкторской документацией, технологической картой, утвержденными или согласованными ОАО «Газпром». Муфты должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на материалы.

    3. Стальные муфты должны быть изготовлены из листового проката или из новых (не бывших в эксплуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназначенных для сооружения магистральных газопроводов, и одобрены к применению ОАО «Газпром».

    4. При проведении ремонта дефектной трубы с использованием муфты предварительно выполняют контролируемую шлифовку.

    5. После сошлифовки дефектов остаточная толщина стенки трубы для применения технологии ремонта муфтой должна быть для трубопровода категории В не менее 44 % от проектной толщины стенки трубы, а для трубопровода категории I – не менее 38 %.

    6. Толщина стенки сварной муфты и ее элементов должна быть не менее значения р, рассчитанного в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [1] на рабочее давление газа по характери-

      стикам прочности металла муфты, при этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более чем на 20 % (допускается превышение 20 % при округлении величины толщины стенки муфты до ближайшего стандартного значения толщины листа).

    7. Толщина стенки стеклопластиковой муфты должна быть указана в конструкторской документации в паспорте на муфту завода-изготовителя. Предел прочности стеклопластика в окружном направлении должен превышать аналогичный показатель металла ремонтируемого трубопровода не менее чем в 1,3 раза.

    8. Для ремонта труб с дефектами используют муфты, воспринимающие не менее 30 % нагрузки, создаваемой рабочим давлением газа в окружном направлении. Применение муфт, воспринимающих менее 30 % нагрузки, должно быть обосновано расчетом.

    9. Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхностях сварных муфт не допускаются. Установка муфт должна производиться в соответствии с действующей нормативной документацией и положениями настоящего стандарта.

    10. Для выбора конструкции муфты необходимо использовать тип и фактические параметры дефекта, определенные по протоколу результатов технического диагностирования трубопровода. Согласно технологии установки муфты необходимо тщательно удалить защитное покрытие с дефектного участка трубы для последующей обработки поверхности.

    11. При установке сварной муфты должен быть выполнен визуальный и измерительный, ультразвуковой и радиографический контроль всех сварных соединений и околошовных зон поверхности основного металла с учетом 8.11 СТО Газпром 2-2.4-083. Оценку качества сварных соединений по результатам неразрушающего контроля осуществляют в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-083. Каждый ремонт должен быть зафиксирован в паспорте на трубопровод.

    12. Расстояние от торца муфты до края ближайшего дефекта и до кольцевого сварного соединения вне муфты должно быть не менее 5·.

    13. При установке двух муфт расстояние между торцами муфт должно быть не меньше наружного диаметра трубопровода. Допускается установка двух муфт вплотную друг к другу, при этом обе муфты должны быть одного типа – сварные или стеклопластиковые. Обжимные приварные муфты вплотную друг к другу не устанавливают.

    14. На участках трубопроводов с восстановленным проектным положением, а также на участках, где возможна просадка грунта, применение муфт, не воспринимающих продольные нагрузки, недопустимо.

    15. Участок трубопровода с дефектами, находящийся в непроектном положении, ремонтируют муфтами только после восстановления его проектного положения.

    16. Допускается ремонт муфтами на участках, где отсутствуют факторы, способствующие образованию и развитию стресс-коррозионных дефектов для трубопроводов, выполненных из следующих труб:

      • диаметром 1020 и 1220 мм, изготовленых Волжским трубным заводом из стали 17Г2СФ по ТУ 14-3-311-74;

      • диаметром 1020 мм, изготовленых во Франции из стали контролируемой прокатки по ТУ 28/40/48-76 FR и ТУ 20-28-40-48-79 ФР.

    17. Муфты РСМ устанавливают преимущественно на подземных участках газопроводов, сварные стальные – на подземных, надземных горизонтальных и вертикальных участках, причем на вертикальных участках устанавливают только обжимные приварные муфты.


       

  4. Конструкции и материалы муфт


     

    1. Конструктивные параметры ремонтных стеклопластиковых муфт

      1. Конструктивные параметры РСМ должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-2.3-335 и положениям настоящего стандарта.

      2. В зависимости от наружного диаметра трубопровода выбирают количество разъемов, конструкцию узла затяжки и ширину полотна муфты в соответствии с таблицей 1.


 

image

Та блица 1 – Основные конструктивные параметры ремонтных стеклопластиковых муфт


 

Условный диаметр трубопровода Dy, м

Вариант конструкции узла затяжки

Количество разъемов, шт.

Ширина полотна муфты, мм

300


 

А


 

1


 

200 ± 5

400

500

700

(А) Б

(1) 2

(200) 320 ± 5

800

1000


 

Б


 

2


 

320 ± 5

1200

1400

Примечание – В скобках указаны возможные варианты конструкции.

Все конструктивные параметры, в том числе количество резьбовых стяжек в разъемах, размер резьбы, толщину полотна муфты, марки стали элементов узла затяжки, указывают в конструкторской документации. По требованию Заказчика ширина полотна может быть изменена.

[СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.1.2]


 

7.1.3 Название стеклопластиковых муфт с резьбовой затяжкой, предназначенных для ремонта трубопроводов в соответствии с настоящим стандартом, должно содержать:

  • сокращенное название муфты;

  • наружный диаметр трубопровода в мм;

  • обозначение варианта конструкции узла затяжки в соответствии с таблицей 1;

  • номер технических условий.

Пример – РСМ-1220Б ТУ 2296-002-46774250-2003.

[СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.1.3]

 

7.1.4 Конструктивные схемы узла затяжки должны исключать возникновение напряжений изгиба в стеклопластиковом полотне муфты при ее установке и эксплуатации трубопровода.

Примеры конструктивного исполнения ремонтных стеклопластиковых муфт:

  1. На рисунке 1 представлена конструктивная схема узла затяжки по варианту А для одноразъемных муфт. Муфта состоит из гибкого стеклопластикового полотна 1 с петлевыми захватами 2 на концах, закладных осей 3, выполненных в виде полых цилиндров, концевые участки которых соединены болтами 4 и гайками 5, взаимодействующими с шайбами 6. Головки болтов 4 выполнены квадратными и размещены в пазах 7, препятствующих повороту болтов при их затяжке.

  2. На рисунке 2 представлена конструктивная схема узла затяжки по варианту Б. В полотне 1 концевые участки 2 выполнены в виде петлевых захватов 3, охватывающих закладные оси 4 в виде круглых цилиндров с квадратными углублениями, в которых зафиксированы от поворота гайки 5 с шайбами 6. Резьбовые стяжки 7 выполнены из двух стержней с правой и левой резьбой, соединенных шестигранной головкой под ключ.

7.1.5 Полотно РСМ должно иметь заданную геометрическую форму, внутренняя поверхность должна быть гладкой.

[СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.1.5]

 


 

7.1.6 На внутренней поверхности полотна допускается:


 

  • наличие следов от формообразующей оправки и отпечатки от слоев антикоррозионной пленки;

  • наличие пор и раковин, не нарушающих целостности армирующего наполнителя глубиной не более 2 мм, единичной площадью до 5 мм2, суммарной площадью до 200 мм2.

[СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.1.6]

 


 

image


 

image image


 

image image image


 

image

image

image

1 – стеклопластиковое полотно; 2 – петлевой захват; 3 – закладная ось; 4 – болт; 5 – гайка; 6 – шайба; 7 – паз

Рисунок 1 – Пример конструктивной схемы РСМ с узлом затяжки по варианту А


 

image


 

image


 

image


 

1 – полотно; 2 – концевые участки полотна; 3 – петлевой захват; 4 –закладная ось; 5 – гайка; 6 – шайба; 7 – резьбовая стяжка; 8 – вспененный полиуретан;

9 – буртики; 10 – стенка трубы

Рисунок 2 – Пример конструктивной схемы РСМ с узлом затяжки по варианту Б


 

7.1.7 На наружной поверхности полотна допускаются:

  • неровности и наплывы смолы высотой до 3 мм;

  • риски, царапины, местные раковины в слое связующего глубиной до 1 мм, не нарушающие целостности армирующего наполнителя.

[СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.1.7]

 


 

7.1.8 На обеих поверхностях полотна не допускаются трещины, расслоения, посторонние включения.

[СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.1.8]

 


 

    1. Материалы ремонтных стеклопластиковых муфт


       

      7.2.1 Муфта РСМ должна изготавливаться по технологическому регламенту, содержащему требования к изготовлению на всех стадиях производственного процесса. Материалы, применяемые для изготовления муфт, должны пройти входной контроль по ГОСТ 24297 у завода – изготовителя РСМ.

      [СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.2.1]

       


       

      7.2.2 Требования к качеству полотна РСМ должны соответствовать положениям технических условий и настоящего стандарта.

      [СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.2.2]

       


       

      7.2.3 Физико-механические показатели стеклопластика по результатам испытаний, выполненных в соответствии с ГОСТ 25.603, ГОСТ 11262, должны иметь следующие значения:

      • плотность от 1600 до 1800 кг/м3;

      • предел прочности в окружном направлении не менее 800 МПа;

      • модуль упругости в окружном направлении не менее 30 000 МПа. [СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.2.3]

       


       

      7.2.4 Степень полимеризации связующего компонента должна быть не менее 86 %.

      [СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.2.4]

       


       

      7.2.5 В качестве связующего компонента следует применять эпоксидные или полиэфирные смолы по техническим условиям производителей.

      [СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.2.5]

       


       

      7.2.6 В качестве армирующего наполнителя следует применять стеклоровинги и ткани стеклянные по техническим условиям производителей.

      [СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.2.6]

       


       

      7.2.7 Применяемые материалы должны обеспечивать заданные физико-механические показатели полотна муфт и иметь разрешения к применению государственных органов санэпиднадзора.

      [СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 6.2.7]

       

    2. Конструктивные параметры сварных стальных муфт

      1. Для ремонта дефектных участков трубопроводов используют два типа сварных стальных муфт:

        • обжимную неприварную муфту;

        • обжимную приварную муфту.

        Конструктивная схема обжимной приварной муфты показана на рисунке 3 а. Обжимная неприварная муфта, соответствующая СТО Газпром 2-2.3-137, показана на рисунке 3 б. Каждая муфта состоит из двух полумуфт, сваренных между собой продольными швами. Обжимную приварную муфту приваривают к трубе.

        image image


         

        image image

        1 – участок трубопровода; 2 – муфта; 3 – продольный сварной шов; 4 – кольцевой сварной шов; 5 – слой ремонтного состава; 6 – дефект


         

        Рисунок 3 – Конструктивные схемы обжимной приварной муфты (а) и обжимной неприварной муфты (б)

      2. Длину муфты lм, мм, выбирают с учетом ее конструктивного исполнения, необходимого усилия прижатия к трубе с применением обжимного оборудования, длины и ширины

        дефекта после его сошлифовки и диаметра Dн, мм, трубы:

        • для трубопроводов диаметром Dн  1020 мм, ремонтируемых обжимной неприварной муфтой, по условию

          lдеф + 200 < lм  0,5Dн + 100, (9)

          при этом, если длина дефекта превышает значение 0,5Dн – 100 мм, производят установку вплотную двух обжимных неприварных муфт;

        • для трубопроводов диаметром Dн  1020 мм, ремонтируемых обжимными приварными или неприварными муфтами, а также для трубопроводов диаметром Dн = 1220 и 1420 мм, ремонтируемых обжимной приварной муфтой, – по условию

          lм  lдеф + 200. (10)

      3. Ширина дефекта при ремонте обжимной приварной муфтой не регламентируется, а отремонтированный дефектный участок может воспринимать действующий изгибающий момент как неповрежденный трубопровод.

      4. Ширину дефекта учитывают при назначении ремонта обжимной неприварной муфтой путем определения критерия работоспособности дефектного участка на разрыв без установленной муфты при воздействии продольных напряжений, вызванных внутренним давлением, осевыми усилиями, изгибающим моментом, – в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112. Ремонт муфтой данной конструкции допускается при условии выполнения критерия работоспособности дефектного участка трубопровода в продольном направлении.

      5. Группу из двух вплотную установленных обжимных неприварных муфт конструктивно считают одной объединенной конструкцией муфты. На одну трубу допускается устанавливать две объединенные конструкции муфт.

      6. Обжимная неприварная муфта подлежит установке только на упрочняющий ремонтный состав. При установке обжимной приварной муфты упрочняющий ремонтный состав не применяют.

      7. С целью снижения затрат времени на подгонку и подготовку продольных кромок полумуфт обжимной неприварной муфты допускается продольные кромки, образующие одно или оба сварные соединения 3 (рисунок 3 б), выполнять по трем конструктивным схемам согласно рисунку 4.


 

image image image


 


 

imageimage


 

image

image

image

image

image

image

image

image

1 – участок трубопровода; 2 – муфта; 3 – продольный стыковой сварной шов; 4 – поперечные стыковые сварные швы; 5 – накладная пластина;

6 – нахлесточные сварные швы; 7 – наклонный стыковой сварной шов; 8 – отогнутая часть (lот) полумуфты; 9 – слой ремонтного состава

Рисунок 4 – Конструктивные схемы соединения обжимных неприварных муфт: с нахлестом концевых участков (а), с наклонным выполнением стыкового шва (б);

с обратноступенчатым выполнением сварного шва и приварной накладной пластиной (в)


 

  1. Методы расчета коэффициента усиления муфт


     

    1. Ремонтные стеклопластиковые муфты

      1. Расчет коэффициента усиления РСМ выполняют с учетом положений СТО Газпром 2-2.3-335 и настоящего стандарта. Силовая эффективность определяется коэффициентом усиления кус по формуле

        image (11)

        Значение контактного давления pк определяют в соответствии c СТО Газпром 2-2.3-335, при этом фактор податливости болтов не учитывают.

        В формулу определения рк вводят значения коэффициента трения полотна муфты о трубу при затяжке болтов и коэффициента надежности работы муфты кмф. При данных изменениях контактное давление рк определяют по формуле

        image (12)

      2. Коэффициенты 1Аккмф и усилие в болтах определяют по формулам

        1 = 1 – 2, (13)


         

        1 = 1 – 0,5 ·  (14)


         

        Ак Е · /Ем · м, (15)


         

        кмф крел · ккон, (16)


         

        nб · Мзат·dб. (17)


         

        Для подземных газопроводов расчет коэффициента 1 производят по формуле (13), для надземных газопроводов – по формуле (14).

      3. Рекомендуемые значения коэффициентов крелкконf, полученные по данным

        циклических и статических испытаний дефектных труб с установленными муфтами, представлены в таблице 2.

        Т аблица 2 – Рекомендуемые значения коэффициентов, полученные по данным циклических и статических испытаний дефектных труб с установленными муфтами


         

        Коэффициент

        крел

        ккон

        f

        Значение

        От 0,15 до 0,20

        От 1,1 до 1,3

        От 1,1 до 1,2

        От 0,15 до 0,2


         

      4. Коэффициент к, учитывающий длину муфты при определении усредненного радиального перемещения наружной поверхности трубы в границах длины муфты, опреде-

ляют в соответствии с рисунком 5.


 

image


 


 

image

image

image

image

image

image

Рисунок 5 – График зависимости коэффициента к усредненных радиальных перемещений поверхности трубы от относительной длины 2 lм/Rн

муфты для различных значений относительной толщины стенки трубы:

––

 /Rн: 0,030(1); 0,036(2); 0,042(3); 0,055(4)


 


 

    1. Сварные стальные муфты

      1. Обжимная неприварная муфта

        1. Коэффициент усиления обжимной неприварной муфты зависит от конструктивных параметров трубопровода и муфты, толщины и модуля упругости слоя ремонтного состава.

        2. Диапазон изменения коэффициента кус лежит в пределах, определяемых усло-

          image

          вием


           

          (18)

        3. Реальные значения кус, определяемые по формуле (11), зависят от значения контактного давления рк, которое вычисляют по формуле

          image (19)

        4. Коэффициент 1 определяют по формулам (13), (14), коэффициент кΔ – по формуле

image (20)

где Δ – усредненная толщина промежуточного слоя ремонтного состава (радиальный зазор), м.

Рекомендуемые значения EΔ и Δ, полученные экспериментальным путем, составляют:

EΔ – от 100 до 150 МПа, Δ – от 1,50 до 2,50 мм.

      1. Обжимная приварная муфта

        1. Силовая эффективность обжимной приварной муфты зависит от конструктивных параметров трубопровода, муфты и усредненной величины радиального зазора между трубой и муфтой, полученной после установки муфты с приваркой ее к трубе.

          Муфта начинает работать после закрытия зазора при дальнейшем подъеме давления до рабочего. Коэффициент усиления кус муфты лежит в диапазоне, определяемом формулой (18).

        2. Контактное давление рк, МПа, определяют по формуле

          image (21)

        3. При разработке и испытаниях обжимных приварных муфт радиальный зазор Δ рекомендуется задавать по данным стендовых испытаний элементов трубопроводов с установленными муфтами. Косвенное значение Δ определяют по данным тензометрии муфты по окружному сечению, равноудаленному от кольцевых сварных швов, соединяющих муфту с трубопроводом.

        4. При использовании цепных гидравлических устройств с пошаговым обжатием полумуфт, фиксируемых сварочными прихватками на трубе, значение зазора Δ рекомендуется задавать в зависимости от наружного радиуса трубы Rн отношением Δ/Rн от 0,00015

до 0,00020.

  1. Технология установки ремонтных стеклопластиковых муфт


     

    1. Ремонт дефектных участков трубопроводов с помощью РСМ выполняет эксплуатирующая организация или сторонняя организация, допущенная к выполнению ремонтных работ в порядке, установленном СТО Газпром 2-3.5-046. Персонал ремонтных бригад должен пройти обучение в учебных центрах ОАО «Газпром» и иметь удостоверения проверки знаний по монтажу РСМ.

    2. Эксплуатирующая организация должна обеспечить в соответствии с ВСН 39-1.10001-99 [3]:

      а) назначение руководителя работ, ответственного за проведение ремонта; б) условия, необходимые для проведения качественного ремонта:

      1. подготовку шурфа (для подземного трубопровода), в том числе откачку воды;

      2. очистку дефектной зоны;

      3. тентовое укрытие (палатку);

      4. настилы в шурфах (для подземного трубопровода);

      5. необходимую температуру в палатке в зимнее время;

      6. оборудование для нагрева дефектного участка трубопровода;

      7. подвод электропитания напряжением 220 В и другие условия;

        в) мероприятия по охране труда и технике безопасности при проведении работ на трубопроводе, особенно находящемся под давлением транспортируемой среды.

    3. Не допускается применение РСМ для ремонта следующих дефектов:

      • дефектных кольцевых сварных швов труб любых конструкций, усталостных и сварочных трещин, примыкающих к указанным сварным швам или пересекающих эти швы;

      • труб с гофрами.

    4. Допускается применять РСМ для ремонта дефектов продольных сварных швов, при этом валик усиления и дефектная область на ширине установки муфты (муфт) должны быть удалены сошлифовкой.


 

9.5 Внутреннее давление газа в трубопроводе при установке РСМ – от атмосферного до рабочего (нормативного).

[СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 5.1]

 


 

    1. Температура стенки трубы при установке муфты с использованием ремонтного состава – не менее 5 °С.

    2. При установке РСМ дефектная зона должна быть перекрыта полотном муфты не менее чем на 50 мм от каждого края муфты.

    3. Максимальная длина дефектной зоны lдеф, мм, ремонтируемой двумя вплотную установленными муфтами, не должна превышать значения, определяемого по формуле

      image (22)

    4. До начала проведения работ по установке РСМ выполняют следующие технологические операции:

  • вскрытие дефектного участка трубопровода;

  • снятие изоляционного покрытия вокруг дефектного участка и зачистку его металлической щеткой;

разметку дефектного участка, подлежащего ремонту;

  • визуальный осмотр дефектных зон с проведением инструментального контроля размеров по длине, ширине, глубине;

  • проведение приборного контроля ультразвуковым, магнитным и другими методами;

  • выборку трещин и острых дефектов шлифмашинкой с набором абразивных кругов и дисковых проволочных щеток или механической фрезой, руководствуясь положениями СТО Газпром 2-2.3-137;

  • пескоструйную очистку поверхности трубы по окружности на местах установки РСМ, включая дефектные места или механическую зачистку дисковыми проволочными щетками;

  • оформление технологической карты ремонта трубопровода с помощью РСМ в соответствии с приложением А. Пример заполнения формы технологической карты ремонта трубопровода с применением РСМ приведен в приложении Б.


     

    9.10 Бригада, приступающая к установке муфт, должна проверить их комплектность, иметь паспорт на каждую муфту, ремонтный состав с инструкцией применения, гаечные ключи, технический ацетон, вспомогательные инструменты и материалы в соответствии с инструкцией по установке РСМ, разработанной и утвержденной эксплуатирующей организацией.

    [СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 10.2]

     

    9.11 Работы по установке РСМ включают следующие операции:

  • обезжиривание места установки РСМ и внутренней поверхности полотна муфт техническим ацетоном;

  • приготовление ремонтного состава в соответствии с прилагаемой инструкцией;

  • обеспечение температуры трубы на участке установки муфты в пределах от 10 °С до 25 °С путем подогрева или охлаждения нагретой, например, солнечными лучами трубы, путем установки тента;

  • нанесение ремонтного состава в зону дефекта и вокруг трубы на место установки муфты слоем толщиной от 0,80 до 1,00 мм с помощью металлического шпателя или валика;

  • нанесение ремонтного состава на внутреннюю поверхность муфты слоем толщиной от 0,50 до 0,70 мм с помощью металлического шпателя или валика;

  • установку сверху трубы одной полумуфты (для двухразъемных муфт, представленных

    на рисунке 2) с предварительно завернутыми на три оборота резьбовыми стяжками по левой резьбе на одном из концов полумуфты;

  • установку снизу второй полумуфты с предварительно завернутыми на три оборота

резьбовыми стяжками также по левой резьбе и прижатием полумуфты к трубе за счет использования специального приспособления в виде передвижной опоры с рычагом или другого приспособления;

  • предварительное завертывание вручную свободных концов резьбовых стяжек в ответные резьбовые гнезда полумуфт;

  • угловое смещение муфты в плоскости поперечного сечения трубы для оптимального перекрытия дефектной зоны;

  • дальнейшую поочередную затяжку резьбовых стяжек штатными гаечными ключами;

  • заключительную затяжку резьбовых стяжек специальными моментными ключами до максимального значения момента затяжки, указанного в технологической карте ремонта;

дозатяжку резьбовых стяжек в течение 2–3 ч по мере выдавливания ремонтного

состава из зоны контакта РСМ с трубой до значения момента, указанного в технологической карте ремонта, и удаление выдавленной массы ремонтного состава.

Примечание – Преимущественное расположение разъемов муфты соответствует горизонтальной плоскости по причине упрощения затяжки резьбовых соединений.


 

9.12 Отличие монтажа одноразъемной РСМ, приведенной на рисунке 1, состоит в том, что ее устанавливают путем упругого разведения С-образного полотна на дефектном участке с последующим соединением концевых участков двумя болтами.

[СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 10.2.2]

 


 

9.13 В качестве ремонтного состава следует использовать металло-полимерные составы, разрешенные к применению в порядке, установленном СТО Газпром 2-3.5-046, имеющие адгезионную прочность к стальной и стеклопластиковой поверхностям не ниже 20 МПа, разрушающее напряжение при сжатии не ниже 100 МПа.

Пример – Ремонтный состав «Монолит +» по ТУ 2252-154-05786904-99 и Изм. № 1.


 

9.14 Подогрев дефектного участка трубопровода осуществляют установками индукционного подогрева, установками радиационного нагрева, способом электросопротивления или газопламенными устройствами в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-137.

[СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 10.2.4]

 


 

    1. Для завертывания и затяжки резьбовых стяжек следует использовать гаечные ключи по ГОСТ 2841, для окончательной затяжки резьбовых соединений используют моментные ключи по ГОСТ Р 51254.

    2. Для обеспечения качества ремонта выполняют контроль следующих операций:

  • зачистки поверхности трубы в месте установки муфты;

  • зачистки дефектного участка трубы;

  • вышлифовки полости дефектов;

  • приготовления ремонтного состава и его нанесения в полость дефекта, на участок установки муфты и на его внутренние поверхности;

  • установки полумуфт на дефектный участок;

  • затяжки болтовых соединений до назначенного момента затяжки. Применяют следующие методы контроля дефектной зоны:

  • визуальный и измерительный, ультразвуковой контроль очищенной поверхности основного металла трубы по всей окружности ремонтного участка газопровода;

  • визуальный и измерительный, радиографический или ультразвуковой контроль продольного заводского шва;

  • дополнительный, при необходимости, контроль физическими методами (магнитный, капиллярный).

    По результатам контроля необходимо провести:

  • сошлифовку отдельно расположенных дефектных участков коррозионного (местная коррозия), механического происхождения (риски, задиры, царапины) на основном металле труб шлифмашинкой с набором дисковых проволочных щеток и абразивных кругов;

  • удаление выступающих валиков продольных сварных швов труб шлифмашинкой на участке установки муфт;

  • проведение, при необходимости, повторного инструментального контроля размеров дефектных зон.


     

    9.17 После отверждения ремонтного состава производят изоляцию дефектного участка с установленными РСМ. Используют защитные покрытия, включенные в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046 в Реестр ОАО «Газпром». Защитное покрытие наносят на наружную поверхность муфты, металлические детали узла затяжки и участки трубы, попадающие в разъемы муфт.

    [СТО Газпром 2-2.3-335-2009, пункт 10.3]

     


     

    9.18 После окончания ремонтных работ оформляют акт о проведении восстановительных работ, содержащий результаты приборного и инструментального обследования, заключение о ремонтопригодности дефектного участка с использованием РСМ, условия и сроки проведения работ, результаты выполнения ремонта, состав ремонтной бригады. Акт о проведении восстановительных работ на дефектном участке трубопровода оформляют в соответствии с приложением В.


     

    1. Технология установки сварных стальных муфт


       

      1. Для ремонта трубопроводов применяют муфты и их элементы, выполненные из электросварных прямошовных труб отечественных или зарубежных заводов-производителей, рекомендованные к применению нормативными документами ОАО «Газпром», с характеристиками не ниже характеристик ремонтируемого газопровода:

  • по рабочему давлению;

  • пределу прочности и текучести материала;

  • характеристикам пластичности и ударной вязкости;

  • углеродному эквиваленту;

  • испытательному давлению, гарантированному заводом;

  • коэффициенту надежности по материалу.

      1. Требования к муфтам (полумуфтам) должны соответствовать требованиям 6.5 СТО Газпром 2-2.3-137.

      2. Требования к сварочным материалам, сварочному и вспомогательному оборудованию должны соответствовать разделам 7, 8 СТО Газпром 2-2.3-137.

      3. Внешний вид и геометрические параметры сварных швов, выполненных при ремонте трубопроводов стальными сварными муфтами методом ручной дуговой сварки, должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-2.3-137.

      4. Для обеспечения эффективности муфт и соблюдения условий безопасности проведения работ по установке муфт давление в трубопроводе должно быть снижено до значений

        в пределах от 0 до р0, причем при давлении р0 коэффициент усиления должен соответствовать условию кус  1,3 при рабочем (нормативном) давлении газа.

      5. Допускается снижение коэффициента кус только для обжимной приварной муфты по причине обеспечения полной герметизации дефекта трубы при невозможности или неце-

        лесообразности снижения давления р0, но не ниже значения кус = 1,2.

      6. До начала работ по установке муфт поверхность ремонтного участка очищают от изоляционного покрытия и продуктов коррозии.

        С целью уточнения параметров и границ дефектов, толщины стенки, выявления возможных недопустимых поверхностных дефектов, внутренних дефектов или расслоений металла труб на расстоянии не менее 100 мм от границы предполагаемой установки муфт должны быть проведены следующие работы:

  • визуальный и измерительный, ультразвуковой контроль основного металла трубы полного периметра очищенной поверхности ремонтного участка газопровода;

  • визуальный и измерительный, радиографический или ультразвуковой контроль продольного заводского шва;

  • дополнительный, при необходимости, контроль физическими методами (магнитный, капиллярный);

  • сошлифовка отдельно расположенных дефектных участков коррозионного (местная коррозия), механического происхождения (риски, задиры, царапины) на основном металле труб шлифмашинкой с набором дисковых проволочных щеток и абразивных кругов;

  • удаление выступающих валиков продольных сварных швов труб шлифмашинкой на участке установки муфт;

  • проведение, при необходимости, повторного инструментального контроля размеров дефектных зон.

      1. Установка обжимных приварных муфт

        1. Обжимные приварные муфты преимущественно устанавливают на вертикальных прямолинейных элементах трубопроводов компрессорных станций.

        2. Из трубы вырезают с запасом две полумуфты с прямолинейными продольными кромками. У одной из полумуфт производят разделку продольных кромок под сварку встык и прижимают ее центраторами к трубопроводу с подкладными пластинами.

        3. Выполняют измерения значений длины дуговых участков окружности трубы между торцевыми поверхностями кромок зафиксированной полумуфты.

        4. По размерам дуговых участков с учетом зазора под сварку готовят вторую полумуфту и прижимают ее к трубе с соблюдением одинаковых зазоров между полумуфтами.

        5. Сборочно-сварные операции продольных стыков, кольцевых нахлесточных и угловых соединений муфт следует выполнять в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.3-137 на основании типовой технологической карты сборки и сварки муфты, разработанной службой главного сварщика газотранспортного общества.

          Форма технологической карты приведена в приложении Г.

        6. После окончания сварочно-монтажных работ по установке муфты производят ее наружную противокоррозионную изоляцию, руководствуясь положениями ГОСТ Р 51164. Для защитных покрытий в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046 должна быть проведена экспертиза технических условий на соответствие техническим требованиям ОАО «Газпром» при выполнении работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа (с указанием производителей).

      1. Установка обжимных неприварных муфт

        1. Обжимные неприварные муфты устанавливают на подземных и надземных горизонтальных и наклонных участках трубопроводов.

        2. После сошлифовки дефектных зон и проведения инструментального контроля их размеров проводят обезжиривание зон установки муфты техническим ацетоном.

        3. Обезжиренные полости дефектных зон заполняют ремонтным составом, разрешенным к применению ОАО «Газпром».

        4. Варианты конструкций муфт представлены на рисунках 3, 4. Варианты соединения полумуфт, представленные на рисунке 4, позволяют сократить время установки муфт на трубопровод.

        5. Окружность трубы в соответствии с рисунком 3 б на месте установки муфт и длины дуг окружности внутренних поверхностей полумуфт определяют с учетом толщины слоя ремонтного состава. Подготовленные полумуфты предварительно собирают на трубе до нанесения ремонтного состава, при этом зазоры между свариваемыми кромками должны превышать на 2–4 мм зазоры, необходимые для сварки встык – в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-137.

        6. После выполнения условия 10.9.5 внутренние поверхности полумуфт очищают от грязи, окалин, следов коррозии и обезжиривают техническим ацетоном. Также техническим ацетоном обезжиривают поверхность трубы на месте установки муфты.

        7. В соответствии с инструкцией по применению готовят ремонтный состав, который наносят на трубу при температуре ее стенки не ниже 5 °С с помощью металлических шпателей. Также ремонтный состав наносят на внутренние поверхности полумуфт, исключая углубления для подкладных пластин.

        8. Полумуфты с подкладными пластинами устанавливают на подготовленное место трубопровода, прижимают двумя гидравлическими цепными устройствами полумуфты к трубе, удаляют выдавленный состав из-под муфты с помощью металлических скребков и сваривают полумуфты между собой продольными стыковыми сварными швами – в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.3-137 и типовой технологической карты.

        9. В конструкции полумуфты, представленной на рисунке 4 а, хотя бы в одном из

          разъемов концевые участки полумуфт устанавливают с нахлестом, причем длина нахлеста lот должна быть достаточной для компенсации отклонения наружного диаметра трубы от номинального значения. Продольную кромку 8 отгибают на величину толщины м, предварительно нагревая место наибольших деформаций до температуры около 700 °С, а взаимодействующую с кромкой 8 торцевую часть 2 полумуфты выполняют с утонением методом шлифовки или механического фрезерования.

        10. Аналогично 10.9.7, 10.9.8 наносят ремонтный состав, обжимают полумуфты центраторами, при этом происходит взаимный сдвиг элементов 2 и 8 полумуфт, после чего полумуфты сваривают между собой угловым сварным швом по технологии – в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.3-137. Отличие данной технологии от сварки встык состоит в отсутствии применения подкладной пластины.

        11. Конструкция, представленная на рисунке 4 б, отличается тем, что сварные стыки, соединяющие полумуфты, выполнены под углом к оси трубопровода. Данная особенность позволяет путем взаимного осевого смещения полумуфт перед сваркой компенсировать погрешность, допущенную при подготовке полумуфт. В остальном технология соответствует 10.9.7, 10.9.8.

        12. Конструкция, представленная на рисунке 4 в, предусматривает выполнение стыкуемых продольных кромок в одном из разъемов муфты в виде совпадающих выступов и впадин прямоугольного очертания. Сварку выполняют встык на участках подготовленных кромок окружного направления расчетной длины. Используют подкладные пластины под сварные швы. Для усиления места соединения полумуфт предусматривают установку накладной пластины, привариваемой угловыми швами к наружной поверхности муфты.

          Использование ремонтного состава и гидравлических цепных устройств аналогично 10.9.7, 10.9.8.

        13. В конструкциях, перечисленных в 10.9.4, количество ремонтного состава на одну муфту назначают из расчета выполнения толщины слоя ремонтного состава от 2,20 до 2,50 мм до проведения обжатия полумуфт.

        14. После удаления ремонтного состава, выдавленного из-под установленной муфты, ее торцевые кромки и прилегающие к ней участки трубы герметизируют битумнополимерной мастикой, а затем муфту и дефектный участок трубы изолируют с применением защитных покрытий, включенных в Реестр ОАО «Газпром», руководствуясь положениями ГОСТ Р 51164.


     

    1. Требования безопасности


       

      1. Обеспечение требований безопасности жизни и здоровья граждан при производстве ремонтных работ на трубопроводах выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1019, ГОСТ 12.2.003, ВРД 39-1-14-021-2001 [4], СТО Газпром 2-3.5-454, ПОТ РМ 020-2001 [5], ПБ 08-624-03 [6], СНиП 12.03-2001 [7], ПУЭ [8], ВСН 51-1-80 [9].

      2. При работе с клеящими материалами, горючими жидкостями, грунтовками, мастиками и ремонтными составами необходимо соблюдать правила, установленные в ВСН 39-1.10-001-99 [3].

      3. Сварщики допускаются к электросварным работам, если оборудование, индивидуальные средства защиты и предохранительные приспособления соответствуют технологии и санитарно-гигиеническим условиям труда.

      4. При подготовке к огневым работам ответственный за их проведение совместно с ответственным за подготовительные работы определяют рабочую зону, границы которой обозначают предупредительными знаками и надписями.

      5. Огневые работы должны быть немедленно прекращены при несоблюдении мер безопасности и при возникновении опасной ситуации.

      6. При выполнении огневых работ внутри помещений КС необходимо соблюдать следующие требования:

  • установить постоянный контроль за состоянием взрывоопасной зоны, включая возможные утечки газа из оборудования, арматуры и трубопроводов;

  • запретить продувки оборудования, трубопроводов, а также другие работы, которые могут привести к увеличению опасности проводимых огневых работ;

  • обеспечить максимально возможную приточную и вытяжную вентиляцию помещения не менее чем за 15 мин до их начала и в течение всего периода ведения огневых работ;

  • производить периодический контроль воздуха в помещении переносными газоанализаторами через каждые 30 мин независимо от наличия в помещении стационарных газоанализаторов (сигнализаторов).

      1. На открытых технологических трубопроводах газа КС огневые работы разрешается проводить с соблюдением следующих условий:

  • отсутствие утечек газа из аппаратов и арматуры соседних установок, линий и узлов, находящихся во взрывоопасной зоне;

  • постоянный контроль за наличием горючих газов во взрывоопасной зоне в течение всего периода производства огневых работ не реже чем один раз в течение 30 мин;

  • выделение дежурного наблюдателя для осуществления контроля за состоянием воздушной среды во взрывоопасной зоне и связи с ответственным за проведение огневых работ и эксплуатационным персоналом.

    1. При выполнении огневых работ в шурфах и траншеях следует дополнительно руководствоваться требованиями СНиП 12.03-2001 [7].

    2. Для локального удаления пыли, газообразных компонентов, образующихся при сварке, в том числе продуктов термического разложения упрочняющего ремонтного состава в зоне воздействия высоких температур, следует применять местные отсосы в соответствии с ПОТ Р М 020-2001 [5].

    3. Рабочие места, расположенные выше 1,30 м от уровня земли или сплошного перекрытия, должны быть оборудованы ограждениями высотой не менее 1,10 м, состоящим из поручня, одного промежуточного элемента и бортовой доски шириной не менее 0,15 м.

    4. При выполнении огневых работ на открытом воздухе в установленный холодный период года (с 1 сентября по 30 апреля) должны быть обеспечены регламентированные перерывы продолжительностью 15 мин через каждые два часа работы с их указанием в нарядедопуске и плане организации и проведения огневых работ. При температуре наружного воздуха ниже минус 25 °С работающим на открытом воздухе периодичность предоставления перерывов для обогрева сокращают до одного часа. Работы (за исключением аварийных) при температуре наружного воздуха ниже минус 40 °С запрещены. Температуру наружного воздуха берут с учетом поправки на скорость ветра (минус 2,2 °С на каждые 1 м/с). Время перерыва включают в рабочее время.

При температуре на рабочих местах при проведении огневых работ ниже 10 °С на открытом воздухе или в неотапливаемых помещениях работники должны быть обеспечены помещениями для обогрева, в которых должна поддерживаться температура около 25 °С. Пункты обогрева должны быть оборудованы стационарно установленным оборудованием и эксплуатироваться по соответствующей инструкции. Расстояние от неотапливаемых помещений до пункта обогрева должно быть не более 75 м, а от мест работ на открытом воздухе – 150 м.

Ответственный за проведение работ должен осуществлять постоянный контроль за состоянием участников огневых работ с целью недопущения случаев обморожения и переохлаждения.

Приложение А

(справочное)


 

Форма технологической карты проведения восстановительного ремонта с применением ремонтных стеклопластиковых муфт


 

Наименование ремонтируемого трубопровода КС

Вариант ремонтной конструкции

Ширина полотна

 

мм

Толщина полотна

 

мм

Момент затяжки

 

Н·м

Количество РСМ

 

шт.

Ремонтный состав

количество

 

кг


 

Номер дефекта


 

Тип дефекта


 

Обозначение ремонтной зоны


 

Количество муфт, устанавливаемое в ремонтной зоне

Координаты РСМ на местности по GPS

и относительно ближайшего кольцевого стыка, м

по GPS

от кольцевого стыка

           
           
           


 

Ответственный исполнитель

/ / (специализированная организация) (подпись) (расшифровка подписи)


 

Согласовано:


 

Представитель эксплуатирующей организации

/ / (эксплуатирующая организация) (подпись) (расшифровка подписи)

Приложение Б

(справочное)


 

Пример заполнения формы технологической карты проведения восстановительного ремонта с применением ремонтных стеклопластиковых муфт


 

Входной шлейф КЦ № 1

Стеклопластиковая муфта типа РСМ-1420 Б – ТУ2296-002-46774250-2003. Изменение 1

Ширина полотна

320

мм

Толщина полотна

12

мм

Момент затяжки

650

Н·м

Количество РСМ

4

шт.

Ремонтный состав

«Монолит +»,

ТУ 2252-154-05786904-99

количество

12

кг


 

Номер дефекта


 

Тип дефекта


 

Обозначение ремонтной зоны


 

Количество муфт, устанавливаемое в ремонтной зоне

Координаты (расстояние от левого кольцевого сварного соединения до РСМ и местоположение центра дефекта по часам)


 

расстояние, м

угловая координата, ч

1

Задир

А

1

1200

5

2

Коррозионная язва

Б

2

6300

7

3

Коррозионная язва

В

1

8700

9


 

Ответственный исполнитель

/ / (специализированная организация) (подпись) (расшифровка подписи)


 

Согласовано:


 

Представитель эксплуатирующей организации

/ / (эксплуатирующая организация) (подпись) (расшифровка подписи)

Приложение В

(обязательное)


 

Форма акта на проведение восстановительных работ


 

Утверждаю

Главный инженер ЛПУ МГ


 


 

image

(наименование эксплуатирующей организации)

/ /

(подпись) (расшифровка подписи)

« » 20 г.


 

АКТ №

o проведении восстановительных работ дефектного места трубопровода


 

Эксплуатирующая организация – Заказчик: Организация-исполнитель: Контролирующая организация:

Наименование трубопровода КС: « », диаметр мм Участок: -

Номера дефектов по таблице результатов внутритрубного обследования:

, согласно отчету за год. Координата дефектного места от м.

  1. Результаты приборного и инструментального обследования

    Приборное обследование выполнено г.

    Специализированная организация Специалисты

    (Ф.И.О.)

    Трещины и расслоения

    (обнаружены, не обнаружены)

  2. Заключение по ремонтопригодности

    Дефекты подлежат ремонту муфтами РСМ в соответствии с технологической картой проведения восстановительного ремонта с применением РСМ (прилагается).

  3. Условия выполнения ремонта

    Рабочее (эксплуатационное ) давление в трубопроводе МПа. Давление на время выполнения ремонта снижено до МПа.

    Температура стенки трубы при ремонте + °С.

    Температура окружающего воздуха при ремонте: от + °С до + °С. Начало ремонтных работ , окончание .

  4. Результаты выполненного ремонта


 

Мы, нижеподписавшиеся, представители Заказчика

(наименование эксплуатирующей организации)


 

image

(Ф.И.О.)

и представители Исполнителя

(наименование специализированной организации)


 

image

(Ф.И.О.)

составили настоящий акт о том, что по результатам приборного и инструментального обследования выполнен восстановительный ремонт трубопровода КС. Работы по ремонту проведены в соответствии с СТО Газпром «Инструкция по ремонту дефектных участков технологических трубопроводов газа компрессорной станции сварными стальными и стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой». Дефектные места отремонтированы согласно технологической карте, разработанной


 

image

(наименование специализированной организации)

Ремонтные композиционные материалы (наименование и ТУ) разрешены к применению и имеют сертификаты качества.

Контроль качества произведенных работ выполнялся

(метод или способ контроля)

В месте ремонта восстановлена проектная несущая способность стенки трубы.

Фамилия, имя, отчество оператора

Обучение технологии ремонта

 

Протокол от г. №

   

 

С часов г. разрешен подъем давления до МПа. Состав ремонтной бригады:


 

На выполнение ремонта израсходовано:

  • муфт РСМ шт.

  • ремонтной пасты

кг.

От Заказчика ЛПУ МГ


 

image

(наименование эксплуатирующей организации)

Начальник ГКС / /

(подпись) (расшифровка подписи)

От Исполнителя


 

image

(наименование специализированной организации)

Руководитель ремонтной бригады / /

(подпись) (расшифровка подписи)

От контролирующей организации


 

image

(наименование контролирующей организации)

Представитель контролирующей организации / /

(подпись) (расшифровка подписи)


 

40

 

Приложение Г

(рекомендуемое)


 

Форма типовой операционно-технологической карты ремонта приварной обжимной муфтой

image

ОПЕРАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА (ОБРАЗЕЦ)

ремонта дефектов труб и сварных соединений сварными муфтами


 

Организация Наименование

трубопровода

Диаметр, толщина стенки, мм

Вид ремонта Размеры дефектного участка, мм


 

Шифр карты


 

Ремонт дефектов труб с приварной обжимной муфтой

Длина Ширина Глубина

Степень дефектности


 

СТО Газпром 2-2.3-522-2010

 

Ремонт обжимной приварной муфтой


 

Характеристика труб Процессы сварки

Ручная дуговая сварка покрытыми электродами


 

Марка стали, номер ТУ

 

Толщина стенки Sст, мм

 

Нормативный предел прочности, МПа (кгс/мм2)

 

Эквивалент углерода, %

 

Предварительный подогрев

Класс прочности

 

Просушка дефектного участка

Подготовка под сварку, последовательность сварки, параметры сварного шва

Сварочные материалы

Для сварки корневого слоя: заполняющих и облицовочных слоев:

тип,

перед сваркой до °С

марка

Диаметр, мм

 

независимо от окружающего воздуха.

Предварительный подогрев дефектного участка перед

сваркой до

°С независи-

мо от окружающего воздуха.

Ширина зоны подогрева

мм от границ сварки угловых швов.

41

 

СТО Газпром 2-2.3-522-2010

 


 

Режимы сварки

Дополнительные требования и рекомендации


 

Параметры

Наименование слоя шва


 

  • Муфта должна монтироваться при отсутствии давления газа.

  • Количество сборочных приспособлений, прижимающих полумуфты к трубе, должно быть не менее двух, если длина муфты lм  1 м

первый (корневой)

заполняющие

облицовочные

Диаметр электрода, мм

     

Сила тока, А

     

Потолочное положение

     

Вертикальное положение

     

Нижнее положение

     

Род тока, полярность

     

Напряжение на дуге, В

     

ПЕРЕЧЕНЬ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ СБОРКИ И СВАРКИ

Номер

Операция

Содержание операций

Оборудование и инструмент

1

2

3

4

1

Очистка и контроль качества трубы в месте установки муфты.

Подготовка наружной поверхности ремонтируемой трубы

Очистить поверхность ремонтируемой трубы от изоляционного покрытия, грязи и ржавчины – допускается очистка поверхности трубы шлифмашинкой с металлической щеткой.

Перед установкой муфты необходимо уточнить характер и фактические размеры дефектов (длину, ширину и глубину), их взаимное расположение.

Выполнить ультразвуковой контроль в местах приварки муфты к трубе на наличие внутренних дефектов на расстоянии 100 мм в обе стороны от линии сварки и толщинометрию по всему периметру.

При наличии в контролируемой зоне недопустимых наружных (или) внутренних дефектов (расслоений), толщины стенки, выходящей за минусовой допуск, приварка муфты к трубе не допускается.

Зачистить усиление продольных заводских швов труб до величины от 0,5 до 1,0 мм на длине, превышающей ширину муфты на 40 мм

Линейка, штангенциркуль, УШС-№ 3, ультразвуковой прибор. Прибор «ARC Met».

Скребок. Металлическая щетка

2

Очистка наружной и внутренней поверхности полумуфт

Осмотреть поверхность и кромки полумуфт.

Очистить наружную и внутреннюю поверхности полумуфт от грязи и ржавчины. Трещины, закаты и вмятины на поверхности муфт не допускаются.

Царапины, задиры на теле трубы глубиной свыше 0,2 мм, но не более 5 % толщины стенки муфты, мм, устранить зачисткой.

Толщина стенки муфты в местах зачистки не должна выходить за пределы минусового допуска. Зачистить отремонтированные участки поверхности и кромок полумуфт шлифованием.

Кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхность полумуфт шириной не менее 10 мм зачистить до чистого металла

Шаблон,штангенциркуль,шлифовальная машинка, толщиномер, металлическая щетка, линейка

42

 

СТО Газпром 2-2.3-522-2010

 


 

1

2

3

4

3

Подогрев

концов труб и элементов

Произвести подогрев концов труб и элементов при Сэкв. От …… до …….. % на при температуре

окружающего воздуха.

Ширина зоны нагрева должна быть не менее 100 мм.

При сварке без подогрева, а также при температуре окружающего воздуха +5 °С и ниже необходимо провести обязательную просушку стыкуемых кромок муфт путем нагрева до (40–50) °С

Кольцевой подогреватель,

газовые подогреватели или газовые горелки, прибор для контроля температуры, термокарандаш

4

Размагни-

чивание

Перед сборкой необходимо проверить намагниченность ремонтируемого участка трубы прибором

ТМ 9606. Если намагниченность > 20 гауссов необходимо произвести размагничивание

Прибор ТМ 9606.

Устройство и приспособления для размагничивания

5

Сборка

муфты

Места установки муфты или ее элементов к ремонтируемой трубе должны располагаться не ближе 200 мм

от кольцевого шва трубопровода.

Проверить зазор между муфтой и трубой по периметру трубы. Муфта должна плотно прилегать по периметру трубы или с зазором не более 1,5 мм.

Сборку полумуфт осуществлять с помощью приспособлений. Количество сборочных приспособлений должно быть не менее двух, если длина муфты lм  1 м.

Продольные швы муфты должны быть смещены от продольных швов трубы на расстояние не менее 100 мм. Сварку продольных стыков производят на металлической подкладке из низкоуглеродистых сталей (Ст 10, Ст 20, Ст 3). Подкладка устанавливается по всей длине шва и должна выступать с каждой стороны не более чем на 30–40 мм. Ширина подкладки от 35 до 40 мм.

Величина наружного смещения кромок не должна превышать 20 % толщины стенки, но не более 3 мм. Величина зазора должна быть от 3 до 3,5 мм.

Перемещать центратор допускается только после сварки 60 % длины шва

Наружные роликовые,

звенные центраторы или гидравлические

цепные приспособления, линейка, щуп

6

Сварка полумуфт

продольными швами

Произвести прихватку электродами с основным видом покрытия типа Э50 А. Поверхность и концы при-

хваток зашлифовать.

Количество прихваток определяется длиной продольного стыка, длина прихватки должна быть не менее 30–50 мм и не более 100 мм.

Сварку продольных стыков муфты выполняют одновременно с обеих сторон, количество сварщиков на один стык не менее двух.

Полярность тока обратная.

При сварке продольных стыков муфты перерывы в работе не допускаются.

Выполнить сварку корневого слоя шва обратноступенчатым способом в направлении от центра муфты к ее краям. Зачистить корневой слой шва от шлака и брызг.

Выполнить первые заполняющие слои (один-два) по центру шва, последующие – параллельно с перекрытием проходами (валиками) обратноступенчатым способом, производя послойную зачистку от шлака и брызг.

Выполнить облицовочный слой методом непрерывной сварки в направлении от центра муфты к ее краям путем наложения трех параллельных проходов (валиков). Первоначально накладывают нижний валик, далее – средний, а затем верхний, произведя послойную зачистку от шлака и брызг.

Удалить свободные концы подкладки с помощью шлифмашинки.

По окончании сварки продольные швы муфты должны быть накрыты негорючими теплоизоляционными материалами

Сварочный пост.

Шлифовальная машинка, шлифовальный круг, металлическая щетка

43

 

СТО Газпром 2-2.3-522-2010

 


 

1

2

3

4

7

Сварка муфты

(кольцевые швы)

Первоначально варить корень нахлесточного соединения муфты с трубой, при этом катет корня шва дол-

жен быть не более 4 мм. Далее для увеличения толщины стенки трубы накладывать валик (ширина валика должна быть от 8 до 10 мм, высота валика от 2 до 3 мм). Сварку валика следует выполнять на малых токах (не более 110 А).

Кольцевые угловые швы должны свариваться в противоположных квадрантах окружности трубы одновременно двумя сварщиками.

Перед прихваткой и сваркой кольцевого углового шва необходимо провести подогрев кромок концов муфты в соответствии с нормативными документами на сварку муфт.

Ширина зоны подогрева должна быть от 100 до 150 мм от оси стыка.

Сварка всех слоев шва проводится электродами с основным видом покрытия типа Э50 А. Количество прихваток зависит от диаметра, длина от 30 до 40 мм.

Полярность тока обратная.

Выполнить сварку корневого и заполняющего слоя, произвести послойную зачистку швов от шлака и брызг.

Выполнить облицовочный слой методом непрерывной сварки, произвести послойную зачистку швов от шлака и брызг.

При сварке кольцевых угловых швов муфты к трубе перерывы в работе не допускаются.

По окончании сварки кольцевые швы муфты должны быть накрыты негорючими теплоизоляционными материалами.

Примечание: При сварке соблюдать следующее количество слоев: если м  10 мм – не менее трех слоев, если м > (10–15) мм – не менее четырех слоев

Газовые горелки.

Сварочный пост. Шлифовальная машинка, шлифовальный круг, металлическая щетка

Клеймение

8

 

Нанести несмываемой краской клейма сварщиков в непосредственной близости от продольных и кольцевых сварных швов

Несмываемая краска.

Термокарандаш

Не оговоренные в данной технологической карте операции должны выполняться в соответствии с требованиями СТО Газпром «Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть II

Карта утверждена: Дата « » 20 г.

image image


 

должность подпись ф.и.о.

Карта разработана: Дата « » 20 г.

image image

должность подпись ф.и.о.

СТО Газпром 2-2.3-522-2010


 

Библиография


 

[1] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 2.05.06.-85*

Магистральные трубопроводы


 


 

[2] Рекомендации по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых магистральных газопроводов и трубопроводов КС (утверждены ОАО «Газпром» 24 ноября 2006 г.)


 

[3] Ведомственные строительные нормы ОАО «Газпром»

ВСН 39-1.10-001-99

Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами


 

[4] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.14-021-2001

Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью

в ОАО «Газпром»


 

[5] Правила по охране труда Минтруда России

ПОТ Р М-020-2001

Межотраслевые правила по охране труда при электрои газосварочных работах


 


 

[6] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03


 

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


 

[7] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 12.03-2001

Безопасность труда в строительстве. Часть 1


 


 

[8] Правила устройства электроустановок. ПУЭ (утверждены приказом Минэнерго России от 08.07.2002 № 204)


 

[9] Ведомственные строительные нормы Мингазпрома СССР ВСН 51-1-80

Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности

СТО Газпром 2-2.3-522-2010


 


 

image


 

ОКС 75.200


 

Ключевые слова: инструкция, ремонт дефектных участков, технологический трубопровод газа, компрессорная станция, сварная стальная муфта, стеклопластиковая муфта с резьбовой затяжкой


 

image


 

45


 


 

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


 

image

Подписано в печать 24.08.2011 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 144 экз. Уч.-изд. л. 5,6. Заказ ИД-26699.


 

image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.