Курсовая работа (т): Капитальный ремонт линейной части магистрального газопровода Уренгой-Помары-Ужгород с заменой трубы

Рельеф в районе сооружения участка магистрального газопровода равнинный, местность слабозалесённая, тундровая, есть бугры пучения, термокарсты, массивы вечномёрзлых грунтов. Температура вечномёрзлых грунтов - 0,5 - 1,5ºС.

Район участка магистрального газопровода - это район с резко континентальным климатом, суровой продолжительной зимой и коротким летним периодом, поздней весной и ранними осенними заморозками. Холодное Карское море, являясь источником холода летом и сильных ветров зимой, увеличивает суровость температурного режима района. Средняя температура января, самого холодного месяца, колеблется в пределах - 24 - 26ºС, достигая абсолютного минимума температуры воздуха в наиболее холодные зимы до - 60ºС, ежегодно в зимний период температура опускается до - 40 - 45 ºС.

Температурный режим летних месяцев в значительной степени определяется процессом трансформации воздушных масс. Среднемесячная температура июля, самого теплого месяца года, колеблется в пределах от + 14 до +16ºС.

Устойчивый снежный покров обычно образуется во второй половине октября. Толщина снежного покрова с среднем составляет 100 - 130 см.

По проекту участок сооружаемого магистрального газопровода планируется выполнить из прямошовной трубы Харцизского трубного завода диаметром 1420 мм с толщиной стенки 18,7 мм, с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием. Марка стали 09Г2БТ. Проектом предусмотрена наземная прокладка газопровода на амортизирующую песчаную подушку с последующим его обвалованием песком.

Цель расчета: Определить номинальную толщину стенки газопровода и подобрать трубу.

Исходные данные:

диаметр газопровода, Dм, мм - 1420;

рабочее проектное давление Р, МПа - 7,5;

категория участка газопровода - ΙΙΙ;

температурный перепад Δt, ºC - 45.

Задаем ориентировочно характерными для данного диаметра труб (марок стали), выпускаемых промышленностью значений предела, прочности δ_вр =588 МПа и определяем нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R₁, Мпа:

 , (3.1)

где  - δ_вр = 588 МПа;

m - коэффициент условий работы, принимается в зависимости от категории участка газопровода, m= 0,9;

К₁ - коэффициент надежности по материалу, зависит от способа изготовления трубы, К1 = 1,34;

К_н - коэффициент надежности по назначению газопровода, зависит от давления, К_н = 1,15.

Определяем толщину стенки газопровода δ, см:

 , (3.2)

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе - принимается n=1,1;

- проектное рабочее давление =7,5 МПа;

- наружный диаметр газопровода,  = 142 см.

По полученному результату выбираем толщину стенки трубы по сортаменту и проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, МПа, определяемых от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругости работы металла труб. Ориентировочно выбираем трубу Харцизского трубного завода ТУ 14-3-1938-2000 1420 х 18,7мм.

Определяем внутренний диаметр трубы D_вн, мм:

 (3.3)

D_вн = (1420 -2· 18,7) = 1382,6 мм,

где D_н - наружный диаметр трубы;

δ_н - выбранная по сортаменту толщина стенки трубы;

Проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых напряжений, МПа:

 , (3.4)

где α - коэффициент линейного расширения металла трубы, α = 1,2 · ;

E - переменный параметр упругости (модуль Юнга), E=

Δt - расчетный температурный перепад, ºC;

μ- коэффициент поперечной упругой деформации: Пуассона, в стадии работы металла, μ= 0,3;

δ_н - толщина стенки выбранной трубы, см;

D_вн - внутренний диаметр трубы, см.

Поскольку результат отрицателен, то толщину стенки необходимо скорректировать. Для этого рассчитываем значение поправочного коэффициента ψ:

 (3.5)

где - продольное осевое сжимающее напряжение берется по модулю из предыдущего расчета, МПа;

R₁ - нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, МПа.

Подставив полученные значения поправочного коэффициента, определим стенку трубы с учетом продольных осевых напряжений, см:

 (3.6)

4. Основные этапы проведения ремонтных работ

4.1 Земляные работы

В зависимости от технического состояния газопровода, вида грунта и выбранного метода ремонта земляные работы могут включать:

снятие плодородного слоя грунта;

снятие минерального грунта над газопроводом;

вскрытие ремонтируемого участка газопровода;

засыпку разработанной траншеи;

разработку новой траншеи;

засыпку отремонтированного газопровода, включая подбивку и уплотнение грунта под ним;

восстановление плодородного слоя грунта (рекультивацию земли);

устройство ограждающих дамб;

разработку околотрубных траншей для заглубления трубопровода, разработку карьеров.

Земляные работы при ремонте газопроводов выполняются в строгом соответствии с требованиями ППР.

Вскрытие пересекаемых газопроводом действующих коммуникаций, находящихся в ведении сторонних организаций (трубопроводы, кабели и др.), производится в присутствии представителей этих организаций.

При пересечении трассой газопровода действующих подземных коммуникаций разработка грунта механизированным способом производится на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникаций (трубы, кабели и др.). Оставшийся грунт дорабатывается вручную с принятием мер, исключающих возможность повреждения этих коммуникаций.

При вскрышных работах экскаватором для предохранения тела трубы применяются защитные устройства и конструкции.

Минимальное расстояние от поверхности трубопровода при разработке грунта механизированным способом допускается:

0,2 м в случае производства работ на отключенном участке (при отсутствии защитных конструкций);

0,5 м в случае производства работ на действующем участке в соответствии с СТО Газпром 14.

При ремонте в траншее вскрытие осуществляется в два этапа:

первый этап - вскрытие газопровода с разработкой боковых траншей ниже нижней образующей трубопровода на глубину, равную диаметру ремонтируемого газопровода;

второй этап - разработка грунта под газопроводом на глубину, обеспечивающую прохождение ремонтной техники, но не менее 0,65 м - для газопроводов диаметром до 820 мм; 0,8 м - для газопроводов 1020-1420 мм.

При ремонте на берме траншеи вскрытие производится до нижней образующей с последующим подъемом газопровода на берму траншеи, удалением с трубопровода старого изоляционного покрытия и укладкой на инвентарные опоры.

Минимальная ширина полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, равняется ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, максимальная - ширине полосы отвода.

Плодородный слой почвы (глубина снятия определяется по ГОСТ 17.5.3.06) снимается и перемещается во временный отвал.

Снятие плодородного слоя рекомендуется производить на всю толщину, по возможности за один проход или послойно за несколько проходов. Не допускается смешивание плодородного слоя почвы с минеральным грунтом.

При капитальном ремонте глубину заложения газопроводов, а также ширину траншеи по низу надлежит принимать с учетом требований СНиП 2.05.06-85*[6].

Поперечные профили и размеры разрабатываемых траншей в грунтах различной плотности и влажности устанавливаются ППР в зависимости от принятой технологии (при укладке вновь смонтированного участка газопровода в единую траншею с различной фактической глубиной заменяемого газопровода), диаметра ремонтируемого газопровода, а также габаритных размеров применяемых машин и механизмов.

В водонасыщенных грунтах работы по ремонту газопровода, включая его вскрытие, производятся с применением технологий понижения уровня грунтовых вод.

Грунт, извлеченный из траншей, укладывается в отвал с одной стороны траншеи оставляя другую сторону свободной для передвижения ремонтной колонны.

Во избежание обвала грунта, извлеченного из траншеи, а также обрушения стенок траншеи основание отвала извлеченного грунта располагается в зависимости от состояния грунта и погодных условий, но не ближе 0,5 м от края траншеи.

До начала работ по засыпке отремонтированного и уложенного в траншею газопровода проводится восстановление устройств электрохимической защиты (приварка катодных выводов).

Засыпка траншеи выполняется после укладки участка газопровода, в сроки, определяемые требованиями технологии нанесения изоляционных покрытий. При засыпке газопровода необходимо обеспечить сохранность труб и изоляционного покрытия, а также плотное прилегание газопровода ко дну траншеи.

В скальных, щебенистых грунтах, а также сухих комковатых и мерзлых грунтах газопроводы укладываются в траншею на подсыпку из мягкого грунта (песка) толщиной не менее 10 см над выступающими неровностями основания траншеи и таким же грунтом присыпаются на высоту 20 см над верхней образующей.

Засыпка траншеи минеральным грунтом осуществляется бульдозером (траншеезасыпателем) с обеих или с одной стороны. В отдельных случаях засыпка траншеи грунтом производится одноковшовым экскаватором.

После естественного или искусственного уплотнения грунта выполняется техническая рекультивация, которая заключается в возвращении плодородного слоя почвы на нарушенную площадь.

После завершения технической рекультивации выполняется биологическая рекультивация, предусматривающая проведение комплекса агротехнических мероприятий, определенных проектом.

4.2 Очистные и изоляционно-укладочные работы

При выполнении работ в траншее подъем газопровода не производится, а его удержание (с сохранением пространственного положения) и работа очистной машины обеспечиваются с помощью грузоподъемной техники и (или) передвижных опор.

При производстве работ на берме траншеи производится подъем участка газопровода, монтаж на него очистного оборудования, удаление старого изоляционного покрытия и укладка газопровода на берму траншеи.

С целью снижения уровня напряжений в металле труб газопровода технологические параметры (высота подъема газопровода, расстояние между трубоукладчиками и т.д.) строго соблюдаются и контролируются в процессе производства работ. Указанные параметры рассчитываются и приводятся в проектах производства работ и технологических картах. При этом расчетный уровень напряжений в газопроводе не должен превышать 0,5 нормативного предела текучести металла труб.

Подъем и укладка газопровода осуществляется плавно, без рывков и резких колебаний.

При прекращении производства работ на длительный срок, как правило более двух часов (в зависимости от свойств грунта), газопровод укладывается на инвентарные опоры.

Удаление старой изоляции и продуктов коррозии производится механизированным способом: с применением специальных резцов; металлических щеток; термоабразивных или термомеханических инструментов; водяной струей под высоким давлением и др.

В местах, где механизированное удаление старого покрытия невозможно, оно выполняется вручную с использованием скребков, щеток и др.

При удалении старой изоляции не допускается нанесение на поверхность труб царапин, рисок, задиров и забоин.

Нанесение изоляционного покрытия выполняется после отбраковки труб, ремонта и замены дефектных участков.

Изоляционные работы могут выполняться как в трассовых, так и в стационарных условиях.

При нанесении изоляции на газопровод в трассовых условиях работы выполняются в следующей технологической последовательности:

финишная очистка газопровода;

при необходимости - удаление влаги с поверхности газопровода (осушка поверхности);

при необходимости - нагрев металла трубы;

нанесение грунтовки;

нанесение нового изоляционного покрытия.

Для защиты газопроводов, соединительных деталей и ЗРА от коррозии применяются покрытия на основе битумно-полимерных мастик; битумно-уретановые, полиуретановые и другие материалы, сертифицированные в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046 и включенные в Сводные реестры оборудования и материалов, разрешенных к применению ОАО "Газпром" при капитальном ремонте магистральных газопроводов.

Степень очистки наружной поверхности газопровода перед нанесением новых изоляционных покрытий отечественного производства должна соответствовать:

степени 3 по ГОСТ 9.402 при нанесении покрытий на основе битумно-полимерных мастик, битумно-уретановых мастик;

степени не менее Sa2-21/2 по ИСО 8501 [7] или степени 1 по ГОСТ 9.402 при нанесении покрытий на основе полиуретановых композиций.

Степень шероховатости наружной поверхности труб должна соответствовать требованиям, оговоренным в технических условиях на материалы.

Степень очистки наружной поверхности газопровода перед нанесением покрытий импортного производства должна соответствовать требованиям, указанным в технических условиях на эти материалы.

После осушки наружной поверхности трубопровода температура на поверхности перед нанесением изоляционных покрытий должна соответствовать указанной в технических условиях на применяемые изоляционные материалы.

При ремонте газопровода методом замены труб применяются новые трубы или трубы повторного применения с заводским изоляционным покрытием.

Изоляционные покрытия наносятся на подготовленную поверхность протяженных участков газопровода механизированным способом. На участках, имеющих ограничения геометрического характера (радиусы изгиба, наличие муфт, технологических бобышек и т.п.), на которых невозможно применение высокопроизводительного оборудования, рекомендуется использование технологии и оборудования для ремонта локальных участков.

Укладка в траншею и засыпка газопровода производится после приобретения изоляционным покрытием необходимых прочностных характеристик.

При ремонте в траншее засыпка отремонтированного участка осуществляется в два этапа: на первом этапе - засыпка с подбивкой грунта под отремонтированный газопровод; на втором этапе - засыпка грунтом сверху и с боковых сторон газопровода.