СТО Газпром 2-2.3-335-2009

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-2.3-335-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ИНСТРУКЦИЯ ПО РЕМОНТУ ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ

ТРУБОПРОВОДОВ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫМИ МУФТАМИ С РЕЗЬБОВОЙ ЗАТЯЖКОЙ


 

СТО Газпром 2-2.3-335-2009


 

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 2009

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-

    исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


     

  2. ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового кон- денсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


     


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

    распоряжением ОАО «Газпром» от 27 апреля 2009 г. № 106


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 

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

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 2

  3. Термины и определения 3

  4. Обозначения и сокращения 6

  5. Общие положения 8

  6. Конструктивные параметры стеклопластиковых муфт 10

    1. Требования к конструктивному исполнению

      стеклопластиковых муфт 10

    2. Требования к материалам стеклопластиковых муфт 14

  7. Расчетная схема определения критерия работоспособности

    дефектного участка трубопровода 14

  8. Расчетные положения с учетом реальных свойств применяемых

    стеклопластиков и технологии их получения на заводе-изготовителе 17

    1. Расчет усилий, напряжений и контактного давления 17

    2. Критерий работоспособности дефектного участка газопровода

      с установленной муфтой 19

  9. Организация ремонтных работ 21

  10. Порядок установки стеклопластиковой муфты 22

  11. Требования к хранению, гарантийным срокам хранения и эксплуатации стеклопластиковых муфт 24

  12. Требования безопасности жизни и здоровья граждан при производстве работ 25

Приложение А (справочное) Пример определения коэффициента усиления

дефектного участка с применением стеклопластиковых муфт 26

Приложение Б (справочное) Форма ведомости для результатов

измерений размеров дефектов и пример ее заполнения 30

Приложение В (справочное) Форма технологической карты проведения восстановительного ремонта с применением

стеклопластиковых муфт и пример ее заполнения 32

Приложение Г (обязательное) Форма акта на проведение восстановительных работ 34

Библиография 37


 

III

Введение


 

В настоящем стандарте представлены муфтовые технологии ремонта газопроводов с использованием новых конструктивно-технологических решений по стеклопластиковым муфтам, отличающимся от применяемых аналогов повышенной силовой эффективностью по защите дефектных участков трубопроводов.

При создании настоящего стандарта использованы результаты стендовых, полигонных и натурных испытаний муфт в режимах эксплуатационных циклических и статических пре- дельных нагрузок.

В основу настоящего стандарта положена новая методология расчета силовой эффективности созданной ремонтной стеклопластиковой муфты с учетом особенностей технологии ее изготовления и параметров конструктивного исполнения, а также новый способ монтажа, обеспечивающий максимальное использование прочности стеклопластиковых материалов.

Разработка настоящего стандарта проводилась лабораторией надежности газопроводов Северного коридора ЕСГ филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ – Севернипигаз» по договору с ОАО «Газпром» от 13 декабря 2007 г. № 0610-07-1 «Разработка технологий ремонта, методов прогнозирования и оптимизации объемов и видов работ по диагностике и ремонту магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

Настоящий стандарт разработан коллективом авторов: ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – В.М. Шарыгин, А.М. Шарыгин, В.В. Харионовский, В.И. Городниченко; ОАО «Газпром» – И.И. Губанок, А.Н. Колотовский, М.Ю. Митрохин, Н.И. Булычев; ООО «Газпром трансгаз Ухта» – А.Я. Яковлев, Ю.В. Александров, С.В. Романцов, С.Г. Аленников; ЗАО «Новые тех- нологии» – Ю.А. Данилов, А.В. Смирнов, А.Н. Пономарев.

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

ИНСТРУКЦИЯ ПО РЕМОНТУ ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫМИ МУФТАМИ С РЕЗЬБОВОЙ ЗАТЯЖКОЙ


 

image


 

Дата введения – 2010-02-01


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящий стандарт распространяется на методы ремонта стеклопластиковыми муфтами дефектных линейных участков магистральных и промысловых газопроводов и технологических трубопроводов компрессорной станции диаметром Dн от 300 до 1400 мм, предназначенных для транспортировки газа и газового конденсата с рабочим давлением среды до 9,8 МПа, независимо от срока эксплуатации на трубопроводах В, I–IV категорий, временно выведенных из эксплуатации или находящихся в эксплуатации под воздействием давления транспортируемой среды.

    2. Положения настоящего стандарта могут быть использованы для повышения несущей способности трубопроводов (с толщиной стенки трубы от 4 до 32 мм), имеющих дефекты, в случаях, когда снижение рабочего давления среды не представляется возможным в течение определенного периода времени, а другие методы ремонта являются неэффективными или небезопасными.

    3. Настоящий стандарт не распространяется на ремонт кольцевых сварных швов трубопроводов.

    4. Настоящий стандарт устанавливает требования к физико-механическим свойствам материалов, из которых выполнены муфты, способу установки муфт на дефектные участки трубопроводов, типам и размерам дефектов на ремонтируемых участках трубопроводов, а также рекомендует методы расчета параметров усиления муфтами дефектных участков при воздействии на них внутреннего давления транспортируемой среды.

    5. Положения настоящего стандарта обязательны для выполнения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», а также


       


       

      image

      Издание официальное

      сторонними организациями, проводящими в соответствии с договором ремонтные работы и технический надзор за качеством работ при ремонте магистральных и промыс- ловых газопроводов, а также технологических трубопроводов компрессорных станций ОАО «Газпром».


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

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

    ГОСТ 2841-80* Ключи гаечные с открытым зевом односторонние. Конструкция и размеры

    ГОСТ 5272-68* Коррозия металлов. Термины

    ГОСТ 11262-80 Пластмассы. Методы испытания на растяжение

    ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

    ГОСТ 21014-88 Прокат черных металлов. Термины и определения дефектов поверхности

    ГОСТ 24297-87 Входной контроль продукции. Основные положения

    ГОСТ Р 51254-99 (ИСО 6789-92) Инструмент монтажный для нормированной затяжки резьбовых соединений. Ключи моментные. Общие технические условия

    СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Порядок экспертизы технических условий на оборудова- ние и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 2-2.3-095-2007 Методические указания по диагностическому обследова- нию линейной части магистральных газопроводов

    СТО Газпром 2-2.3-112-2007 Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами

    СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов

    СТО Газпром 2-2.3-173-2007 Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением

    СТО Газпром 14-2005 Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром»

    П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующему указателю, составленному 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 ссылку.


     

  3. Термины и определения


 

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 5272, ГОСТ 21014, СТО Газпром 2-2.3-137, Инструкции [1], а также следующие термины с соответствующи- ми определениями:


 

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

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

 


 

3.2 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]

 


 

3.3 взаимодействующий дефект: Дефект, расположение которого относительно дру- гих дефектов предусматривает его влияние на соседние дефекты при оценке работоспособ- ности участка газопровода.

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

 


 

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


 

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

[ГОСТ 5272-68, пункт 33]

 


 


 

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

[ГОСТ 5272-68, пункт 35]

 


 

3.7 коррозия пятнами: Местная коррозия металла в виде отдельных пятен. [ГОСТ 5272-68, пункт 36]

 


 

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

[ГОСТ 5272-68, пункт 47]

 


 

3.9 стресс-коррозионный дефект: Колония стресс-коррозионных трещин, образую- щих локальную зону растрескивания на поверхности трубы, характеризуемую общими размерами и ориентацией.

[СТО Газпром 2-2.3-173-2007, пункт 3.2]

 


 

3.10 продольный стресс-коррозионный дефект: Стресс-коррозионный дефект, ориен- тированный в направлении оси трубы.

[СТО Газпром 2-2.3-173-2007, пункт 3.3]

 


 

3.11 поверхностные дефекты: Дефекты, характеризуемые локальным нарушением целостности металла, расположенные на внешней или внутренней поверхности трубы, сварных швов.


 

3.12 царапина: Дефект поверхности, представляющий собой углубление неправиль- ной формы и произвольного направления, образовавшееся в результате механических повреждений, в том числе при складировании и транспортировании металла.

[ГОСТ 21014-88, пункт 63]

 


 

3.13 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]

 


 

3.14 задир (продир): Дефект поверхности в виде широких продольных углублений, образующихся от резкого трения проката о детали прокатного и подъемно-транспортного оборудования.

[ГОСТ 21014-88, пункт 27]

 


 

    1. забоина: Повреждение, появляющееся в результате динамического взаимодейст- вия поверхности труб с твердым телом, имеющим острые края, без касательного по отношению к поверхности стенки трубы перемещения и заметного остаточного изгиба тела трубы.

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

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

    4. контролируемая шлифовка: Метод ремонта трубы, заключающийся в вышлифовке дефектов с пошаговым контролем их остаточной глубины в процессе шлифовки, а также контролем результатов ремонта, включая подтверждение полноты устранения дефектов и определение размеров образовавшихся выемок.

    5. ремонтопригодность: Технические характеристики газопровода, определяющие его надежность и приспособленность к проведению работ по его техническому обслуживанию и ремонту.

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

    7. сошлифованная область: Участок трубы с одной или несколькими выемками, образовавшимися при устранении дефекта или нескольких близлежащих дефектов контролируемой шлифовкой.

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

    9. контактное давление: Давление, возникающее между ремонтной стеклопласти- ковой муфтой и поверхностью трубы в процессе затяжки резьбовых соединений и подъема внутреннего давления в трубопроводе.

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

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

    12. 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.

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

    14. ремонтный состав: Твердеющий полимерный компаунд с наполнителем, наноси- мый на дефектную область и внутренние поверхности полотна муфты перед ее установкой.

    15. Эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуа- тацию объектов ОАО «Газпром».


 

  1. Обозначения и сокращения


     

    В настоящем стандарте приняты следующие обозначения и сокращения:

    А – площадь потери металла дефектного участка в проекции на плоскость продольного сечения стенки трубы, мм2;

    Dн – номинальный наружный диаметр трубы, мм;

    Е – модуль упругости металла трубы, МПа;

    Еб – модуль упругости материала болтов, МПа;

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

    F – коэффициент, учитывающий вклад в удлинение полотна муфты от усилия затяжки болтовых соединений и сил трения полотна муфты по трубе;

    f – коэффициент трения между муфтовым полотном и трубой;

    М – коэффициент Фолиаса;

    Мзат – момент затяжки болтового соединения, МН·м;

    Nmах – максимальное продольное усилие в сечении полотна муфты, МН;

    Nmin – минимальное продольное усилие в сечении полотна муфты, МН;

    Nср – интегрально усредненная величина продольной силы в полотне муфты, МН;

    Q – суммарное усилие в болтах при их затяжке, МН;

    R1 – расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы, МПа;

    Rн – радиус наружной поверхности трубы, м;

    lб – длина деформируемой части болта, м;

    li – продольные координаты точек замера глубины дефектов, м;

    lм – ширина муфты в направлении оси трубы, м;

    lпр – зазор между закладными осями соединительного узла, м;

    lэф – эффективная длина дефекта, мм;

    m – коэффициент условий работы трубопровода;

    n – количество точек замера глубины дефекта;

    nб – количество болтов в узле затяжки;

    nр – коэффициент надежности по нагрузке;

    nу – количество узлов затяжки в муфте;

    р – рабочее давление в трубопроводе, МПа;

    ро – давление в трубопроводе при установке муфты, МПа;

    рдоп – допустимое давление для дефектного участка трубопровода, МПа;

    рдоп. м – допустимое давление для дефектного участка трубопровода с муфтой, МПа;

    рк – среднее значение контактного давления, МПа;

    ркб – среднее значение контактного давления от затяжки болтовых соединений, МПа;

    рк.min – минимальное значение контактного давления, МПа;

    рр – минимальное давление разрушения дефектной трубы без усиления муфтой, МПа;

    r – радиус закладной оси узла затяжки, м;

    t – средняя глубина дефекта, мм;

    ti – глубина дефекта в i-й точке, мм;

     – коэффициент линейного расширения металла трубы, град–1;

     – коэффициент, учитывающий рабочее давление на дефектном участке трубо- провода;

    1 – коэффициент, учитывающий условия закрепления трубы;

    Δl – шаг измерений дефекта, мм;

    Δt – расчетный температурный перепад, град;

     – номинальная толщина стенки трубы, мм;

    б – наружный диаметр резьбы, мм;

    м – толщина полотна муфты, мм;

     – коэффициент Пуассона материала трубы;

     – коэффициент трения в резьбе;

     – радиус изгиба продольной оси трубопровода, м;

    в – предел прочности металла трубы, МПа;

    max – значение максимальных напряжений, МПа;

    пр – продольное напряжение в трубопроводе, МПа;

    0 – угол между осью симметрии узла затяжки и радиусом-вектором точки касания закладной оси с наружной поверхностью трубы, радиан;

    1 – угол между осью симметрии узла затяжки и радиусом-вектором точки, где сходят- ся ветви полотна, огибающие закладную ось, радиан;

    к – угол между осью симметрии узла затяжки и осью симметрии полотна, радиан;

    б – податливость болтов узла затяжки, м/МН;

    п – податливость муфтового полотна, м/МН;

    к – коэффициент запаса;

    к1 – коэффициент надежности по материалу;

    ккон – коэффициент неравномерности контактного давления;

    кмф – коэффициент надежности работы муфты;

    кн – коэффициент надежности по назначению трубопровода;

    крел – коэффициент релаксации напряжений;

    кус – коэффициент усиления дефектного участка трубопровода;

    к – коэффициент усредненных радиальных перемещений поверхности трубы;

    Ф – геометрическая функция; КС – компрессорная станция; КСШ – кольцевой сварной шов;

    ЛЧ МГ – линейная часть магистральных газопроводов; РСМ – ремонтная стеклопластиковая муфта;

    СШТ – спирально-шовная труба.


     

  2. Общие положения


     

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

    2. Температура стенки трубы при установке муфты с использованием промежуточного слоя выравнивающего клеевого состава и ремонтной пасты – не менее 5 °С.

    3. При установке РСМ дефектное место должно быть перекрыто полотном муфты по ширине не менее чем на 50 мм от каждого края муфты. Обширные коррозионные повреждения допускается ремонтировать с частичным перекрытием муфтой (муфтами), при этом глубина оставляемых неперекрытыми дефектных зон не должна превышать 0,12  ( – толщина стен- ки трубы).

    4. При ремонте трубы разрешается устанавливать три РСМ (в том числе вплотную) на магистральных и промысловых газопроводах и не более двух РСМ на технологических трубопроводах КС.

    5. Установка РСМ производится как на одиночные дефекты, так и на их совокупность, при этом дефектные зоны глубиной более 0,12  не должны выходить на участки трубопровода в разъемах РСМ, неперекрытых полотном муфты.

    6. Ремонт труб с гофрами с помощью РСМ не допускается.

    7. Не допускается применение РСМ для ремонта дефектных сварных швов СШТ, КСШ труб любых конструкций, усталостных и сварочных трещин, примыкающих к указанным сварным швам или пересекающих эти швы.

    8. Допускается применять РСМ для ремонта дефектов продольных сварных швов, при этом валик усиления и дефектная область на ширине установки муфты (муфт) должны быть удалены вышлифовкой, причем длину и глубину вышлифовки от наружной поверхности стенки трубы выбирают в соответствии с 5.12.

    9. РСМ применяется для ремонта труб со следующими поверхностными дефектами: а) коррозионными дефектами:

      1. сплошной коррозии;

      2. местной коррозии;

      3. точечной коррозии (питтинг);

      4. коррозии пятнами;

      5. коррозионными язвами;

        б) трещиноподобными дефектами:

        1. стресс-коррозионными дефектами;

        2. продольными стресс-коррозионными дефектами;

        3. трещинами;

        в) металлургическими и механическими:

        1. царапинами;

        2. рисками;

        3. задирами;

        4. забоинами;

        5. вмятинами.

    10. Применение РСМ должно быть обосновано расчетами на прочность дефектного участка трубопровода с учетом схематизации дефектной области в продольном и окружном направлениях относительно оси трубопровода в соответствии с критериями работоспособ- ности, приведенными в СТО Газпром 2-2.3-112 и Инструкции [2].

    11. При несоответствии дефектной области критерию работоспособности в поперечном (окружном) направлении трубопровода применение РСМ допускается только в том случае, если использованы дополнительные методы ремонта наиболее опасных дефектов, например заварка в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-137, в результате которой критерий работоспособности в поперечном направлении будет обеспечен до установки РСМ.

    12. При ремонте с помощью РСМ дефектных труб линейного участка газопровода с стресс-коррозионными, острыми металлургическими и механическими дефектами, а также трещинами применяется обязательная вышлифовка дефектной области в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.3-137. При этом схематизация дефектной области выполняет- ся по результатам вышлифовки. Длина и глубина вышлифовки перечисленных дефектов не должны превышать соответственно 0,46 Dн; 0,6 , а остаточная толщина стенки трубы должна быть не менее 5,0 мм.

    13. Максимальная глубина дефектов на трубах линейной части газопроводов, кроме перечисленных в 5.12, ремонтируемых с применением РСМ, не должна превышать 0,8 .


       

  3. Конструктивные параметры стеклопластиковых муфт

    1. Требования к конструктивному исполнению стеклопластиковых муфт

      1. РСМ должны соответствовать требованиям паспорта, конструкторской доку- ментации производителя, техническим условиям и положениям настоящего стандарта.

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

        Т а б л и ц а 1 – Основные конструктивные параметры РСМ


         

        Условный диаметр трубопровода Dу, мм

        Вариант конструкции узла затяжки

        Количество разъемов, шт.

        Ширина полотна муфты, мм

        300

        400

        500


         

        А


         

        1


         

        200  5

        700

        800

        (А) Б

        (1) 2

        (200) 320  5

        1000

        1200

        1400


         

        Б


         

        2


         

        320  5

        П р и м е ч а н и е – В скобках указаны возможные варианты конструкции.


         

        Все конструктивные параметры, в том числе количество болтов в разъемах, размер резьбы, толщину полотна муфты, марки стали элементов узла затяжки, указывают в конструкторской документации.

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

        • сокращенное название муфты;

        • номинальный наружный диаметр трубопровода, мм;

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

        • номер технических условий.


         

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


         

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

        Примеры

        1. На рисунке 1 представлена конструктивная схема узла затяжки по варианту А для одноразъем- ных 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), затянутыми 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 для двухразъемных муфт. 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) в процессе затяжки болтов (7). Болты (7) выполнены из двух стержней с правой и левой резьбой, соединенных шестигранной головкой под ключ. Пространство между кольцевыми участками (2) заполнено вспененным полиуретаном (8), а закладные оси (4) по торцам снабжены буртиками (9) с выполненными лысками, опирающимися на стенку трубы

        1. с целью исключения сдавливания петлевого захвата (3) между осями (4) стенкой трубы (10).

           

          A
           

          Виды сбоку (а), в разрезе (б), сверху (в).

          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


           

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

      6. На внутренней поверхности полотна допускается:

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

            image

            1 1


             

            Буртики 9 не показаны


             


             

            1 – полотно; 2 – концевые участки полотна; 3 – петлевой захват; 4 –закладная ось; 5 – гайка; 6 – шайба; 7 – болт; 8 – вспененный полиуретан; 9 – буртики;

            10 – стенка трубы


             

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


             


             

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

      7. На наружной поверхности полотна допускаются:

          • неровности и наплывы смолы высотой до 3,0 мм;

          • риски, царапины, местные раковины в слое связующего глубиной до 1,0 мм, не нарушающие целостности армирующего наполнителя.

      8. На обеих поверхностях полотна не допускаются трещины, расслоения, посторон- ние включения.

    1. Требования к материалам стеклопластиковых муфт

      1. Муфта РСМ должна изготавливаться по технологическому регламенту, содер- жащему требования к изготовлению на всех стадиях производственного процесса, при этом материалы, применяемые для изготовления муфт, должны пройти входной контроль по ГОСТ 24297 предприятия-изготовителя РСМ.

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

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

          • плотность 1600–1800 кг/м3;

          • предел прочности в окружном направлении не менее 800 МПа;

          • модуль упругости в окружном направлении не менее 30000 МПа.

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

      5. В качестве связующего компонента следует применять эпоксидные или поли- эфирные смолы по техническим условиям производителей.

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

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


 

  1. Расчетная схема определения критерия работоспособности дефектного участка трубопровода

    1. Силовую эффективность РСМ определяют с помощью расчетного критерия работоспособности дефектного участка трубопровода до и после установки РСМ на этот участок. Данный критерий определяют по СТО Газпром 2-2.3-112, Инструкции [2] и положениям настоящего стандарта.

    2. Все дефекты, характеризуемые утонением стенки трубопровода с учетом раздела 5, приравнивают к коррозионным дефектам, в том числе стресс-коррозионные и другие острые дефекты. Для расчетов берут размеры сошлифованной зоны, полученной после вышлифовки дефектных мест.

    3. Расчетный критерий работоспособности дефектного линейного участка газопро- вода определяют в соответствии с приведенными ниже положениями настоящего стандарта, а для технологических трубопроводов КС – в соответствии с Инструкцией [2].

      1. Необходимым критерием ремонтопригодности дефектных участков с примене- нием РСМ является соблюдение критерия работоспособности дефектного участка на разрыв без установленной муфты при воздействии продольных напряжений, вызванных внутренним давлением, осевыми усилиями, изгибающим моментом. Данный критерий для линейных участков газопроводов определяется по алгоритму, приведенному в СТО Газпром 2-2.3-112.

      2. Критерием работоспособности дефектного участка на разрыв вдоль образующей трубопровода при условии выполнения требования, изложенного в 8.3.1 настоящего стандарта, следует считать превышение расчетного допустимого давления рдоп над рабочим давлением р, при котором эксплуатируется данный участок, то есть выполнение следующего условия

        рдоп  р. (7.1)


         

      3. Допустимое давление рдоп определяют с учетом приведенных исходных данных по дефектному участку газопровода:

          • геометрических характеристик поперечного сечения трубы;

          • категории участка газопровода;

          • физико-механических характеристик материала трубы;

          • рабочего давления;

          • размеров дефектного участка в проекции на продольную плоскость сечения стенки

        трубы.


         

      4. Формула для определения давления рдоп имеет вид:


         

        рдоп = рр/к, (7.2)


         

        где рp – разрушающее давление, определяемое в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112;

        к – коэффициент запаса, определяемый в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [3] и Ре- комендациями [4].

      5. Разрушающее давление рp вычисляют по формуле


         

        image (7.3)

        где М – коэффициент Фолиаса. Коэффициент М в соответствии с Инструкцией [1] вы- числяют по формуле

        image

        (7.4)

      6. Значение геометрической функции Ф вычисляют по формуле


         

        image


         

      7. Среднее значение глубины дефекта t вычисляют по формуле


         

        (7.5)


         

        image

        (7.6)


         

        где А – площадь проекции дефекта на продольную плоскость, вычисляемая по формулам:

        • при постоянном шаге Δl измерений глубины ti


           

          image (7.7)

        • при переменном шаге измерений Δli = li+1  li


           

          image (7.8)

          где i = 1, … n – точки измерений глубины ti в пределах эффективной длины дефекта lэф.

      8. Коэффициент запаса к определяют по формуле


         

        image

        (7.9)


         

        где 0,9 – поправочный коэффициент;

         – коэффициент, учитывающий рабочее (нормативное) давление на рассматривае- мом участке газопровода, вычисляемый по формуле


         

        image

        (7.10)


         

        где R1 – расчетное сопротивление растяжению (сжатию), вычисляемое в соответствии со СниП 2.05.06-85* [3] по формуле


         

        image

        image (7.11)


         

        image

        image

        7.4 Если суммарные продольные напряжения пр, определяемые по формуле


         

        (7.12)

        являются сжимающими и их уровень соответствует условию


         

        image

        , (7.13)


         

        то расчет разрушающего давления рр производится с учетом значения пр по методике СТО Газпром 2-2.3-112.


         

  2. Расчетные положения с учетом реальных свойств применяемых стеклопластиков и технологии их получения на заводе-изготовителе

    1. Расчет усилий, напряжений и контактного давления

      1. Силовую эффективность РСМ обеспечивает контактное давление, создаваемое узлом затяжки. Усилие в болтах определяют по формуле

        image (8.1)

        где значение коэффициента трения  = 0,150,20.

      2. Усилия, возникающие в полотне двухразъемной муфты за счет затяжки болтов, определяют в соответствии с расчетной схемой, представленной на рисунке 3.

         


         

        Рисунок 3 – Расчетная схема взаимодействия РСМ с трубой

      3. Значения усилий и напряжений определяют:

        • наибольшее значение усилия Nmax – по формуле


         

        (8.2)


         

        image

        image

        где 0 – угол между осью симметрии и радиусом-вектором центра закладной оси узла за- тяжки, определяемый по формуле

        image

        image (8.3)

        1 – угол между осью симметрии и радиусом-вектором точки касания с наружной поверхностью трубы сечения полотна, где сходятся обе ее ветви, определяемый по формуле


         


         

        image image

        • наибольшее значение напряжений в полотне муфты – по формуле

          (8.4)


           

          max = Nmax/м·lм; (8.5)

        • наименьшее значение усилия в сечении полотна, равноудаленного от узлов затяж- ки – по формуле


           

          image image


           

          где к – угловая координата сечения полотна, равноудаленного от узлов затяжки;

          (8.6)

        • интегрально усредненное значение продольной силы в сечении полотна определяют по формуле

          image

          image (8.7)

      4. Значения составляющих контактного давления муфты на поверхность трубы определяют по формулам:

        • минимальное значение контактного давления:


           

          рк.min = Nmin /Rн·lм; (8.8)


           

        • среднее значение контактного давления ркб от затяжки болтов:


           

          image

          image (8.9)


           

        • среднее значение контактного давления рк при рабочем давлении р в трубопроводе с учетом давления р0 при установке муфты:


         

        image

        image

        (8.10)

        1. Коэффициенты 1, Aт, Aк, п, б в формуле (8.10) определяют по формулам


           

          image

          1 = 1 – 2 (для подземных газопроводов), (8.11) (8.12)

          image image (8.13)


           

          image

          image (8.14)

          image

          image (8.15)

        2. Коэффициент F, учитывающий вклад сил трения полотна на трубе и усилий затяжки болтов на удлинение полотна муфты, определяют по таблице 2.

          Т а б л и ц а 2 – Значения коэффициента F


           


           

          Коэффициент трения f

          Значения коэффициента F

          Двухразъемная муфта

          Одноразъемная муфта

          0,2

          1,36

          2,61

          0,3

          1,29

          2,36


           

        3. Коэффициент к, учитывающий ширину полотна муфты при определении усредненного радиального перемещения наружной поверхности трубы в границах ширины полотна муфты, определяют в соответствии с рисунком 4.


 

    1. Критерий работоспособности дефектного участка газопровода с установлен- ной муфтой

      1. Критерий работоспособности дефектного участка трубопровода с установленной муфтой определяют, учитывая контактное давление рк, уровень которого обеспечивают расчетным моментом затяжки болтовых соединений и заданными конструктивными параметрами РСМ по формуле (8.10). В этом случае допустимое значение внутреннего давле- ния рдоп.м определяют по формуле


         

        image

        image (8.16)

        где кмф = крел · ккон – коэффициент надежности работы муфты;

        крел – коэффициент релаксации напряжений в стеклопластиковом полотне при эксплуатации;

        ккон – коэффициент неравномерности контактного давления полотна муфты на поверхность участка трубопровода.

         

        Рисунок 4 – График зависимости коэффициента к усредненных радиальных перемещений поверхности трубы от относительной ширины 2lм/Rн муфты для различных значений относительной толщины стенки трубы  = /Rн: 0,031(1); 0,027(2); 0,023(3); 0,02(4); 0,017(5)


         

      2. Рекомендуемые значения коэффициентов крел, ккон, полученные по данным циклических и статических испытаний дефектных труб с установленными муфтами, составляют: крел = 1,1–1,3; ккон = 1,1–1,2.

      3. Коэффициент усиления кус дефектного участка трубопровода определяют соотношением допустимых значений внутреннего давления, найденных по формулам (7.2), (8.16)

        кус = рдоп.м · рдоп. (8.17)


         

      4. Пример расчета коэффициента кус приведен в приложении А.

П р и м е ч а н и е – Критерий работоспособности дефектного участка технологического трубопровода компрессорной станции с установленной муфтой определяется в соответствии с Инструкцией [2].

  1. Организация ремонтных работ


     

    1. Методы ремонта дефектных участков трубопроводов назначают по результатам технического диагностирования, выполняемого эксплуатирующими или сторонними организациями в соответствии с положениями СТО Газпром 2-2.3-095.

    2. Эксплуатирующая организация определяет места для инструментального и приборного обследования дефектных участков в шурфах, проводит эти обследования и оформляет ведомости измерений размеров дефектов в соответствии с формой, представленной в приложении Б.

    3. Эксплуатирующая организация с привлечением при необходимости научно- исследовательских и проектных организаций по результатам приборного и инструменталь- ного обследования дефектных участков определяет степень опасности дефектов, руководст- вуясь положениями СТО Газпром 2-2.3-112, СТО Газпром 2-2.3-173, Инструкциями [1, 2] и настоящим стандартом.

    4. Эксплуатирующая организация является ответственной за проведение ремонтно- восстановительных работ, в том числе с использованием РСМ.

    5. 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, а персонал ремонтных бригад должен пройти обучение в учебных центрах ОАО «Газпром» и иметь удостоверения и протоколы проверки знаний по монтажу РСМ.

    6. Эксплуатирующая организация должна обеспечить в соответствии с ВСН 39-1.10-001-99 [5]:

      • назначение руководителя работ, ответственного за проведение ремонта;

      • условия, необходимые для проведения качественного ремонта: а) подготовку шурфа;

      б) очистку дефектной зоны;

      в) тентовое укрытие (палатку); г) настилы в шурфах;

      д) необходимую температуру в палатке в зимнее время;

      е) оборудование для нагрева дефектного участка трубопровода; ж) подвод электропитания напряжением 220 В и другие условия;

      • мероприятия по технике безопасности при проведении работ на трубопроводе, особенно находящемся под давлением транспортируемой среды.

  2. Порядок установки стеклопластиковой муфты


     

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

      • вскрытие дефектного участка трубопровода;

      • снятие защитного покрытия вокруг дефектного участка и зачистку его металличес- кой 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 на предмет обнаружения стресс-коррозионных трещин, внутренних дефектов, а также границ распространения острых металлургических дефектов и трещин;

      • 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;

      • расчетное определение степени опасности дефектов на основании уточненных дан- ных приборного и инструментального контроля с последующей разработкой технологичес- ких карт проведения ремонта, представленных в приложении В;

      • определение уровня допустимого давления рдоп по формуле (7.2), ниже которого разрешают установку РСМ.

    2. 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.

      1. 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;

        • подогрев при необходимости трубы на участке установки муфты до 25 °С или охлаждение от перегрева, вызванного, например, солнечными лучами, путем установки тента;

        • нанесение ремонтного состава в зону дефекта и вокруг трубы на место установки муфты слоем толщиной 0,8–1,0 мм;

        • нанесение ремонтного состава на внутреннюю поверхность муфты слоем толщиной 0,5–0,7 мм;

        • установку сверху трубы одной полумуфты (для двухразъемных муфт, представленных на рисунке 2) с предварительно завернутыми на три оборота болтами по левой резьбе на одном из концов полумуфты;

        • установку снизу второй полумуфты с предварительно завернутыми на три оборота болтами также по левой резьбе и прижатием полумуфты к трубе за счет использования специального приспособления в виде передвижной опоры с рычагом или другого при- способления;

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

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

        • дальнейшую поочередную затяжку болтов штатными гаечными ключами;

        • заключительную затяжку болтов специальными моментными ключами до макси- мального значения момента затяжки, указанного в технологической карте ремонта;

        • дозатяжку болтов в течение 2–3 часов 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.

          П р и м е ч а н и е – Преимущественное расположение разъемов муфты соответствует горизонтальной плоскости по причине упрощения затяжки болтовых соединений.

      2. 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.

      3. В качестве ремонтного состава следует применять металлополимерные составы, разрешенные к применению в порядке, установленном СТО Газпром 2-3.5-046.

      4. Подогрев дефектного участка трубопровода осуществляется установками индукционного подогрева, установками радиационного нагрева, способом электросопро- тивления или газопламенными устройствами в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-137.

      5. Для завертывания и затяжки болтов следует использовать гаечные ключи по ГОСТ 2841, для окончательной затяжки болтов используют моментные ключи по ГОСТ Р 51254.

      6. 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;

  • приготовления клея и его нанесения на участок установки муфты и на его внутренние поверхности;

  • установки полумуфт на дефектный участок;

  • затяжки болтовых соединений до назначенного крутящего момента.

      1. После затвердевания ремонтного состава производят изоляцию дефектного участ- ка 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.

      2. При установке РСМ на участок трубопровода под давлением транспортируемого газа с температурой ниже 5 °С и невозможности подогрева стенки до указанной температуры или выше вместо ремонтной пасты допускается применять битумно-полимерную грунтовку.

        Пример – Битумно-полимерная грунтовка «Транскор-Газ».


         

      3. После окончания ремонтных работ оформляют акт на проведение восста- новительных работ, содержащий результатыприборного иинструментального обследования, заключение о ремонтопригодности дефектного участка с использованием РСМ, условия и сроки проведения работ, результаты выполнения ремонта, состав ремонтной бригады. Акт на проведение восстановительных работ на дефектном участке магистрального газопровода оформляется в соответствии с приложением Г.


     

    1. Требования к хранению, гарантийным срокам хранения и эксплуатации стеклопластиковых муфт

      1. При хранении РСМ необходимо соблюдать следующие требования:

  • муфты следует хранить в упакованном виде в помещениях или под навесом при температуре от минус 50 °С до 50 °С в условиях, исключающих воздействие прямых солнеч- ных лучей, и не ближе 1,5 м от нагревательных приборов;

  • упакованные муфты допускается складывать в штабеля высотой не более 2,0 м.

    1. Гарантийный срок хранения РСМ должен быть не менее пяти лет с даты их изготовления.

    2. Гарантийный срок эксплуатации муфт при условии выполнения требований к конструктивному исполнению, материалам, правилам хранения и соблюдения правил монтажа должен быть не менее 30 лет.


       

  1. Требования безопасности жизни и здоровья граждан при производстве работ

    1. Эксплуатирующая организация обеспечивает разработку документов, касающихся безопасности жизни и здоровья граждан при производстве ремонтных работ с применением РСМ, с учетом требований СТО Газпром 14 и специфики условий работы, в том числе и климатических.

    2. При проведении ремонта на трубопроводах с применением РСМ следует руководствоваться следующими нормативными документами: ВРД 39-1-14-021-2001 [6], ВРД 39-1-10-006-2000* [7], ВСН 51-1-80 [8], СНиП 12.03-2001 [9], ПБ 08-624-03 [10], Правила- ми [11], ГОСТ 12.0.004, СТО Газпром 14.

    3. При работе с клеящими материалами, горючими жидкостями, грунтовками, мастиками и ремонтными составами необходимо соблюдать правила, установленные в ВСН 39-1.10-001-99 [5].

Приложение А

(справочное)


 

Пример определения коэффициента усиления дефектного участка с применением стеклопластиковых муфт


 

А.1 Исходные данные: материал – сталь Х70; предел прочности материала

в = 588 МПа; модуль упругости Е = 206000 МПа; коэффициент Пуассона  = 0,3; номиналь- ный наружный диаметр трубопровода Dн = 1420 мм; толщина стенки  = 16,5 мм; рабочее давление р = 7,4 МПа; коэффициент надежности по внутреннему давлению nр = 1,1; коэффициент условий работы m = 0,9; коэффициент надежности по материалу труб к1 = 1,34; коэффициентнадежностипоназначениютрубопровода кн= 1,1; типдефекта– продольная стресс-коррозионная трещина, имеющая профиль дна после вышлифовки в соответствии с таблицей А.1.


 

Т а б л и ц а А.1 – Геометрические параметры дефекта


 

Параметр

Значения глубины t дефекта по ее длине х

Длина х, мм

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

Глубина t, мм

0

5,7

9,2

10,2

10,7

10,6

10,5

10,2

10,2

7,1

4,1

0


 

Модуль упругости полотна муфты Ем = 58700 МПа; толщина полотна м = 0,012 м; момент затяжки муфты Мзат = 650 Нм; коэффициент трения в резьбе  = 0,17; диаметр болтов dб = 0,027 м; количество болтов в разъеме nб= 4; количество разъемов – 2; модуль упругости материала болтов Еб = 206000 МПа, коэффициент трения полотна по трубе f = 0,2; радиус закладной оси r = 0,0375 м; наружный радиус трубы Rн = 0,71 м; зазор между закладными осями lпр = 0,070 м; коэффициент надежности работы муфты км = 1,56.


 

А.2 Расчет и выводы

Расчетное сопротивление R1 определяют по формуле

image

image (А.1)

Коэффициент , учитывающий рабочее давление, определяют по формуле


 

image

(А.2)


 

image

Коэффициент запаса к определяют по формуле


 

(А.3)


 


 

Функция Ф принимает минимальное значение при эффективной длине дефекта lэф = 180 мм, на которой площадь А проекции дефекта на продольную плоскость определяют, принимая за крайние точки t1 = 5,7 мм, tn = 4,1 мм при Δl = 20 мм, по формуле

image image (А.4)

Среднюю глубину дефекта определяют по формуле


 

image


 

Коэффициент Фолиаса определяют по формуле


 

(А.5)


 

image


 

Значение геометрической функции Ф определяют по формуле


 

image


 

Разрушающее давление для дефектного участка определяют по формуле


 


 

image image


 

Значение допустимого давления определяют по формуле

(А.6)


 

(А.7)


 

(А.8)


 

рдоп = рр/к. (А.9)


 

П р и м е ч а н и е – Расшифровка обозначений приведена в разделе 4 настоящего стандарта.

Подставляя исходные данные в формулы (А.1–А.9), получаем: R1 = 359 МПа;

 = 0,977; к = 1,585; А = 1672 мм2; t = 9,29 мм; М = 1,363; Ф = 0,744; pp = 10,42 МПа;

pдоп = 6,57 МПа.

Вывод: оцениваемый участок газопровода не удовлетворяет критерию работо- способности, поэтому должен быть отремонтирован. В качестве ремонтной конструкции используют муфту РСМ с резьбовой затяжкой.

image

Усилие Q в болтах на одном разъеме при затяжке определяют по формуле


 

(А.10)


 

Угол 0 между осью симметрии узла затяжки и радиусом-вектором центра закладной оси определяют по формуле

image

image (А.11)

Угол 1 между осью симметрии узла затяжки и радиусом-вектором точки касания с внешней поверхностью полотна, определяют по формуле

image

image (А.12)

Наибольшее усилие Nmax в поперечном сечении полотна муфты определяют по формуле

image

image (А.13)

Коэффициент 1 условий закрепления трубопровода при подземной прокладке определяют по формуле

1 = 1 – 2. (А.14)


 

Коэффициент к учета ширины полотна муфты при заданных параметрах муфты


 

image

image

image

image

image

image

image

и в соответствии с рисунком 4 равен 0,934. Податливость полотна муфты определяют по формуле


 

(А.15)


 

Податливость болтовых соединений определяют по формуле


 

image

image

image (А.16)


 

image

image

Вспомогательные коэффициенты Ат, Ак определяют по формулам:


 

(А.17)


 

(А.18)

image

Среднее значение контактного давления рк полотна муфты на трубу определяют по формуле

image

(А.19)


 

Допустимое давление для дефектного участка с установленной муфтой определяют по формуле

image

image (А.20)


 

Коэффициент усиления кус, обеспечиваемый муфтой при эксплуатации, определяют по формуле

image

image

(А.21)


 

П р и м е ч а н и е – Расшифровка обозначений приведена в разделе 4 настоящего стандарта.

Подставляя исходные данные в формулы (А.10–А.21), получаем: Q = 0,566 МН;

0 = 0,096 рад; 1 = 0,546 рад; Nmax = 0,563 МН; 1 = 0,91; n = 0,00438 м/МН;

б = 0,000306 м/МН; Ат = 1073 МПа/м; Ак = 4,825; рк = 3,08 МПа; рдоп.м = 8,54 МПа;

кус = 1,3.

Вывод: установка муфты РСМ обеспечивает условие рдоп.м > р, тем самым критерий работоспособности дефектного участка трубопровода при максимальном рабочем давлении р = 7,4 МПа соблюдается.

Приложение Б

(справочное)


 

Форма ведомости для результатов измерений размеров дефектов и пример ее заполнения


 

Б.1 Форма ведомости для результатов измерений размеров дефектов приведена на рисунке Б.1.


 

Эксплуатирующая организация

 

Наименование ЛПУ МГ

 

Дата обследования

 

Характеристика газопровода

Давление, МПа

Длина трубы, м

Номинальный наружный диаметр, мм

     

Номер шурфа

 

Параметры шурфа


 

Длина шурфа, м

Глубина заложения трубы, м

Уровень грунтовых вод, м


 

Глубина шурфа, м

       

Сведения о трубе


 

Номер трубы


 

Изготовитель, ТУ


 

Марка стали


 

Проектная толщина стенки трубы, мм

Фактическая толщина

стенки трубы, мм

         


 

Номер дефекта


 

Тип дефекта

Расстояния от сварных швов


 

Угловая координата, ч


 

Размеры дефекта, мм


 

кольцевого

Sk, м


 

продольного

Sn, м


 

длина

l


 

ширина

c

макси- мальная глубина tmax

               
               


 

Инженер ЛПУ МГ / /

(подпись) (расшифровка подписи)


 

Дефектоскопист / /

(подпись) (расшифровка подписи)


 

Рисунок Б.1 – Форма ведомости для результатов измерений размеров дефектов

Б.2 Пример заполнения ведомости результатов измерений размеров дефектов приведен на рисунке Б.2.


 

Эксплуатирующая организация

ООО «Газпром трансгаз Ухта»

Наименование ЛПУ МГ

Приводинское

Дата обследования

20.02.09

Характеристика газопровода

Давление, МПа

Длина трубы, м

Номинальный наружный диаметр, мм

7,4

12

1420

Номер шурфа

1

Параметры шурфа

Длина шурфа, м

Глубина заложения трубы, м

Уровень грунто- вых вод, м

Глубина шурфа, м

15

1

2,5

3

Сведения о трубе


 

Номер трубы


 

Изготовитель, ТУ


 

Марка стали

Проектная тол- щина

стенки трубы, мм


 

Фактическая толщина

стенки трубы, мм


 

200

Харцызский трубный завод ТУ 14-3-955-81


 

17Г1С


 

15,7


 

15,5


 

Номер дефекта


 

Тип дефекта

Расстояния от сварных швов


 

Угловая коорди- ната, ч

Размеры дефекта, мм


 

кольцевого

Sk, м


 

продольного

Sn, м


 

длина

l


 

ширина

c

макси- мальная глубина tmax

1

Задир

1200

1,86

5

200

100

6,5

2

Коррозионная язва

6300

1,12

7

500

150

6

3

Коррозионная язва

8700

0,38

9

250

120

5,5


 

Инженер ЛПУ МГ / /

(подпись) (расшифровка подписи)


 

Дефектоскопист / /

(подпись) (расшифровка подписи)


 

Рисунок Б.2 – Пример заполнения ведомости результатов измерений размеров дефектов

Приложение В

(справочное)


 

Форма технологической карты проведения восстановительного ремонта с применением стеклопластиковых муфт и пример ее заполнения

В.1 Форма технологической карты проведения восстановительного ремонта с применением РСМ приведена на рисунке В.1.


 

Вариант ремонтной конструкции

 

Ширина полотна

мм

Толщина полотна

мм

Момент затяжки

Нм

Количество РСМ

шт.

Ремонтный состав

 

Масса

кг


 

Номер дефекта


 

Тип дефекта


 

Обозначение ремонтной зоны


 

Количество муфт, устанав- ливаемое

в ремонтной зоне

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

расстоя- ние, м

угловая координата, ч

           
           


 

Ответственный исполнитель


 


 

image

(должность и наименование)


 

image

image

/ / (организации-исполнителя) (подпись) (расшифровка подписи)


 

Согласовано:

представитель эксплуатирующей организации


 


 

image

(должность и наименование)


 

/ /

image image

(эксплуатирующей организации) (подпись) (расшифровка подписи)


 

Рисунок В.1 – Форма технологической карты проведения восстановительного ремонта с применением РСМ


 

В.2 Пример заполнения формы технологической карты проведения восстанови- тельного ремонта с применением РСМ приведен на рисунке В.2.


 

Вариант ремонтной конструкции

Стеклопластиковая муфта типа РСМ-1420Б ТУ 2296-002-46774250-2003. Изменение 1

Ширина полотна

320 мм

Толщина полотна

12 мм

Момент затяжки

650 Нм

Количество РСМ

4 шт.


 

Ремонтный состав


 

«Монолит+»,

ТУ 2252-154-05786904-99


 

Масса


 

12 кг


 

Номер дефекта


 

Тип дефекта


 

Обозначение ремонтной зоны


 

Количество муфт, устанав- ливаемое в ремонтной зоне

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


 

расстояние, м

угловая коорди- ната, ч

1

Задир

А

1

1200

5

2

Коррозионная язва

Б

2

6300

7

3

Коррозионная язва

В

1

8700

9


 

Ответственный исполнитель


 


 

image

(должность и наименование)


 

image

image

/ / (организации-исполнителя) (подпись) (расшифровка подписи)


 

Согласовано:

представитель эксплуатирующей организации


 


 

image

(должность и наименование)


 

/ /

image image

(эксплуатирующей организации) (подпись) (расшифровка подписи)


 

Рисунок В.2 – Пример заполнения формы технологической карты проведения восстановительного ремонта с применением РСМ

Приложение Г

(обязательное)


 

Форма акта на проведение восстановительных работ


 

Утверждаю

Главный инженер ЛПУ МГ


 


 

image

(наименование эксплуатирующей организации)


 

/ /

image

(подпись) (расшифровка подписи)


 

« » 20 г.


 

АКТ №

на проведение восстановительных работ дефектного места газопровода


 

Эксплуатирующая организация-заказчик: . Организация-исполнитель: .

Наименование газопровода: « », диаметр мм. Участок: км.

Номера дефектов по таблице результатов внутритрубного обследования:

согласно отчету за г. Координата дефектного места от камеры запуска: м.

Пикетная отметка по трассе газопровода: км.


 

  1. Результаты приборного и инструментального обследования

    Приборное обследование выполнено г.

    Организация-исполнитель . 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 газопровода 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


 


 

image

(наименование Эксплуатирующей организации)


 

image

(Ф.И.О.)


 

и представители исполнителя

(наименование организации)


 

image

(Ф.И.О.)


 

составили настоящий акт о том, что по результатам приборного и инструментального обследования выполнен восстановительный ремонт газопровода. Работы по ремонту прове- дены в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-335. Дефектные места отремонтиро-ваны согласно технологической карте, разработанной

.

(наименование организации)


 

Ремонтные композиционные материалы 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.

С часов г. разрешен подъем давления до МПа.


 

Состав ремонтной бригады:


 

Фамилия, имя, отчество оператора

Обучение технологии ремонта

 

Протокол № от г.

   


 

На выполнение ремонта израсходовано:

  • муфт РСМ шт.

  • ремонтной пасты кг.


 

От заказчика ЛПУ МГ


 


 

image

(наименование Эксплуатирующей организации)


 

Начальник ЛЭС

/ /

(подпись) (расшифровка подписи)


 

От исполнителя


 

image

(наименование организации)


 

Руководитель ремонтной бригады

/ /

(подпись) (расшифровка подписи)

Библиография


 

[1] Р Газпром Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей труб при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов. – М.: ООО «Газнадзор»


 

[2] Временная инструкция по отбраковке и ремонту технологических трубопроводов газа компрессорных станций. – М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008


 

[3] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 2.05.06-85*

Магистральные трубопроводы


 

[4] Рекомендации по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых магистраль- ных газопроводов и трубопроводов КС. – М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2006


 

[5] Ведомственные строительные нормы ОАО «Газпром»

ВСН 39-1.10-001-99

Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимер- ными композиционными материалами


 

[6] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.14-021-2001

Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в ОАО «Газпром»


 

[7] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.10-006-2000*

Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов


 

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

Инструкция по производству строитель- ных работ в охранных зонах магистраль- ных трубопроводов


 

[9] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 12.03-2001

Безопасность труда в строительстве. Часть 1


 

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

Правила безопасности в нефтяной и газо- вой промышленности


 

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


 

image


 

ОКС 23.040.01

75.200

Ключевые слова: трубопровод, дефектный участок, ремонт, муфта, стеклопластиковая муфта, муфта с резьбовой затяжкой


 

image


 

Корректура Е.С. Иншаковой, И.А. Шишковой

Компьютерная верстка Н.А. Волянской


 

image


 

Подписано в печать 27.11.2009 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 534 экз. Уч.-изд. л. 4,4. Заказ 1045.


 

image


 

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


 

Отпечатано в ООО «Полиграфия Дизайн»