ВСН 39-1.10-006-2000 стр.2 Рис. 4. Ремонт при помощи хомутаВГ-101

 

Рис. 4. Ремонт при помощи хомута ВГ-101

 

а — установка устройства на свищ; б — заделка свища; 1 — стакан; 2 — отводной шланг;

3 — винтовой затвор; 4 — хомут; 5 — натяжной болт

 

5.1.6. При производстве работ хомут устанавливается на трубу в непосредственной близости от дефекта. На нем монтируется при помощи стяжных болтов полностью собранный (с винтовым затвором и отводным шлангом) стакан, который перемещением хомута по трубе надвигается на дефект. Правильность установки стакана определяется по началу интенсивного выхода газа из отводного шланга. После фиксации стакана и хомута натяжными шпильками, а также завинчивания до упора затвора (5) выход газа должен полностью прекратиться. Затем производится восстановление изоляции трубопровода.

5.1.7. Для перекрытия свищевых и коррозионных повреждений труб газопроводов, размеры которых не позволяют использовать для их ремонта устройство УЗС-01 и хомут ВГ-101 применяют сборно-разборную муфту, состоящую из двух полумуфт: опорной и герметизирующей (рис. 5).

 

 

Рис. 5. Ремонтная муфта

 

1 — опорная полумуфта; 2 — герметизирующая полумуфта;

3 — болты; 4 — задвижка (кран); 5 — уплотняющее кольцо; 6 — шнур.

 

5.1.8. Полумуфты устанавливаются на трубу и соединяются вдоль продольной образующей при помощи болтов (3). Герметизирующая полумуфта снабжена краном для свободного выхода газа во время установки муфты и уплотняющего кольца (5). Кроме того, на обоих полумуфтах вдоль радиальных и продольных образующих в специальном пазе установлен специальный шнур (6), который позволяет исключить возможность повреждения стенки трубопровода при установке муфты и герметизирует поверхность трубы под муфтой.

5.1.9. При монтаже полумуфты располагаются таким образом, чтобы дефект оказался внутри уплотняющего кольца (5) герметизирующей полумуфты (2). При этом кран (4) должен быть полностью открыт. После равномерной затяжки болтов (3), расположенных на продольных образующих, кран закрывается, нейтрализуя дефект.

5.1.10. В случае, если после затяжки болтов и перекрытия крана из-под радиальных и продольных образующих полумуфт продолжается утечка газа, затяжные болты (3) должны быть ослаблены, кран открыт, и положение уплотняющего кольца (5) муфты уточняется. После чего процесс повторяется. После окончания работ восстанавливается изоляционное покрытие газопровода.

5.1.11. Работы по ликвидации повреждений труб газопроводов при помощи специальных устройств ведутся согласно требованиям «Временной инструкции по проведению ремонтных работ на магистральных газопроводах под давлением газа». М, ВНИИГАЗ, 1995 [4].

 

5.2 Ремонт с применением пайки

 

5.2.1. Технологический процесс ремонта дефектов основан на герметизации сквозных повреждений методом запайки их специальными низкотемпературными припоями с применением безогневого индукционного нагревателя. При этом используемые низкотемпературные припои обладают улучшенными физико-механическими характеристиками, высокой коррозионной стойкостью и специальными технологическими свойствами.

5.2.2. Максимально допустимые размеры сквозных трещин и свищей, подлежащих герметизации безогневым методом, указаны в табл. 2.

 

Таблица 2.

 

Допустимые размеры сквозных трещин и свищей,

подлежащих герметизации безогневым методом

 

Ремонтируемый объект

Геометрические размеры сквозных дефектов, мм

свищ

трещина

диаметр

длина

раскрытие кромок

Магистральный газопровод

3,0-4,0

100

1,0

80

1,5

50

2,0

Магистральный конденсатопровод

5,0-6,0

120

1,0

100

1,5

80

2,0

50

3,0

 

5.2.3. Низкая температура плавления припоя (60-150°С), применение безогневого индукционного нагрева дефектного участка, взрывозащищенного оборудования (нагревателя) обеспечивают пожаровзрывобезопасность всего технологического процесса.

5.2.4. Предварительная герметизация сквозных трещин с раскрытием кромок от 0,1 до 2,0 мм, а также свищей диаметром 3,0-4,0 мм достигается за счет сближения кромок трещин и свищей путем пластической деформации их краев при помощи безыскрового инструмента. Сближение кромок трещин и свищей необходимо начинать с расстояния 2,0-3,0 мм от края трещины или свища, воздействуя на этот участок слесарным ручным инструментом, например, бородком.

5.2.5. В процессе герметизации микротрещин рекомендуется предварительный прогрев дефектного участка с помощью безогневого индукционного нагревателя.

5.2.6. Предварительная герметизация сквозных трещин с раскрытием кромок до 2,0-3,0 мм и длиной до 50-80 мм (см. табл. 6) достигается путем запрессовки в их полости специальной заглушки, состоящей из специального сплава с металлическим самофлюсующим покрытием, образующим в контакте с применяемым припоем эвтектический сплав с более низкой температурой плавления, чем сам припой. Такой технологический процесс позволит производить пропайку полости трещины или свища на глубину от 60 до 90% от толщины стенки ремонтируемого газопровода.

5.2.7. После предварительной герметизации сквозного дефекта перед пайкой производится подготовка поверхности дефектного участка механической обработкой (напильником, шабером, шлифовальной шкуркой).

5.2.8. Подготовленную поверхность обезжиривают и на нее наносят низкотемпературный флюс, после чего производят пайку специальными низкотемпературными припоями с применением индукционного нагревателя.

5.2.9. Специальные низкотемпературные припои представляют собой легкоплавкие многокомпонентные сплавы на основе свинца, индия, олова, кадмия, лигириванные германием, иттрием и др. элементами. Определенные сочетания основных компонентов и лигирующих элементов в сплаве, а также специальные технологические процессы плавки, позволяют создавать низкотемпературные припои с заданными физико-механическими, коррозионными и технологическими свойствами для каждого конкретного случая их применения в процессах безогневой ремонтной технологии.

5.2.10. Безогневой индукционный нагрев осуществляется специальным индукционным нагревателем, состоящим из незамкнутого магнитопровода с электрообмоткой на напряжении 220 В и частотой 50 Гц.

5.2.11. Индукционный нагреватель (рис. 6) устанавливается на поверхности трубы магистрального газопровода таким образом, чтобы дефектное место находилось между торцами магнитопровода. При этом после подачи электропитания на индукционный нагреватель вся система работает как трансформатор с коротко-замкнутой вторичной обмоткой, в качестве которой служит участок поверхности трубы, заключенной между симметрично расположенными торцами магнитопровода.

5.2.12. В тех случаях, когда невозможно применить индукционный нагреватель, может быть использован метод холодной пайки композиционными диффузионно-твердеющими припоями. Такие припои создают надежное паяное соединение при t = 4-20 °C без последующего дополнительного нагрева. При этом температура распая повышается до 100-500°С в зависимости от компонентного состава и термообработки.

5.2.13. Операции по безогневой технологии выборочного ремонта сквозных дефектов на действующих магистральных газопроводах проводятся в следующей последовательности:

— очистка дефектного участка от изоляции;

— герметизация (зачеканка) дефекта;

— механическая обработка дефектного участка;

— обезжиривание обработанной поверхности;

— нанесение флюса на подготовленный участок;

— подготовка индукционного нагревателя к работе и установка его рабочими торцами на дефектный участок трубы;

— подача напряжения на индукционный нагреватель и прогрев зоны дефектного участка до температуры пайки;

— нанесение на участок пайки низкотемпературного припоя с последующим его плавлением;

— выключение индукционного нагревателя и снятие его с ремонтируемой поверхности после формирования паяного шва;

— удаление остатков флюса с участка пайки;

— восстановление изоляционного покрытия трубы.

5.2.14. Все работы по выборочному ремонту труб с использованием пайки выполняются в соответствии с требованиями "Инструкции по безогневой ремонтной технологии герметизации сквозных дефектов на действующих магистральных газопроводах, магистральных конденсатопроводах и резервуарах стальных" М, 1992, "Газпром" [1].

 

 

Рис. 6. Индукционный нагреватель.

1 — Электрообмотка

2 — Корпус

3¸4 — Рабочая поверхность

5¸6 — Изолятор

 

5.3 Ремонт с использованием полимерно-композиционных материалов

 

5.3.1. При производстве выборочного ремонта труб магистральных газопроводов под давлением газа дефекты механического происхождения (царапины, риски, задиры) и коррозионные каверны с глубиной, составляющей не более 30% от толщины стенки трубы могут быть отремонтированы полимерным композиционным материалом (ПКМ) типа "Монолит", РЭМ-Сталь, РЭМ-Алюминий, ПГР-4 или "Диамант" с упрочнением стекло-полимерными накладками, при глубине каверн и механических повреждений более 30% от толщины стенки ремонт труб осуществляется указанными ПКМ в сочетании со спиральными композиционными муфтами или упрочняющими манжетами типа "Клок спринг".

5.3.2. Клей "Монолит" является ПКМ, не склонным к охрупчиванию и не теряющим уровня исходных показателей во времени. Усадка материала в период его отвердения, отсутствует. В комплект поставки клея "Монолит" входят:

— быстроотверждающийся состав А, состоящий из основы и отвердителя (компонентов 1 и 2);

— упрочняющий состав Б, состоящий из тех же компонентов;

— растворитель-очиститель;

— комплект полос из стеклоткани;

— шпатель;

— размешиватель;

— инструкция по применению клея.

Основные физико-механические характеристики клея "Монолит" приведены в табл. 3.

5.3.3. Клеевые материалы "Диамант" — производства фирмы "Диамант метальпластик Гмбх" (Германия) могут применяться для ремонтных работ как отдельно, так и в сочетании друг с другом. Наиболее распространенными из них являются согласованные для применения в газовой промышленности:

Мультиметалл-сталь;

Мультиметалл-рапид;

Мультиметалл-супер-тиксо

и ряд других согласно «Руководящему документу по применению композитных материалов фирмы «Диамант» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности» Газнадзор, 1998 г.

Физико-механические характеристики клеев «Диамант» приведены в табл. 4.

Кроме того материалы:

РЭМ-Сталь;

РЭМ-Алюминий

согласно «Руководящему документу по применению композитных материалов фирмы «Порсил ЛТД» (Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности». Характеристики композитных материалов фирмы «Порсил ЛТД» приведены в табл. 5, а также материал ПГР-4, выпускаемый согласно ТУ 2225-009-00396558-99.

 

Таблица 3.

 

Физико-механические характеристики клея «Монолит» ТУ 2252-154-05786904-99

 

Наименование материалов

Количество компонентов

Соотношение компонентов в весовых и объемных частях

Время отвердения при 20°С, мин

Термостойкость, °С

Предел прочности, материалов, МПа

Срок годности компонентов, мес.

Состав А

(компоненты 1 и 2)

2

2,0:1,0

3,0:1,0

20¸40

-60¸+320

Сжатие – 126

Изгиб – 70

Растяжение — 40

12

Состав Б

(компоненты 1 и 2)

2

3,0:1,0

4,0:1,0

120¸180

-60¸+320

Сжатие – 126

Изгиб – 70

Растяжение — 40

12

 

Примечание: 1. Компоненты 1 и 2 — основа и отвердитель.

2. В числителе указаны высокие соотношения компонентов, в знаменателе — объемные

 

Таблица 4.

 

Характеристики материалов фирмы «ДИАМАНТ»,

рекомендуемых для проведения ремонтных работ

 

Наименование материалов

Количество

компонентов

Соотношение компонентов в объемных единицах

Время отверждения при 20°С

Время использования при20°С

Температурные пределы длительного сохранения

Срок годности

Мультиметаллы системы «Стандарт»

Пастообразные (П)

2

1 : 1

2-4 ч.

60 мин

-40 — +250

12 мес.

Сталь, Чугун, Алюминий.

Бронза

 

 

 

 

 

 

Керам

2

3 : 1

10 ч

60 мин

-40 — +250

12 мес.

Тикситропный (СТ)

2

4 : 1

10 ч

60 мин

-40 — +250

12 мес.

Сталь, Чугун, Алюминий

2

10 : 1

6 ч

60 мин

-40 — +250

12 мес.

Керам

2

3 : 1

10 ч

60 мин

-40 — +250

12 мес.

Мультиметаллы системы «Рапид»

Сталь

2

1 : 1

12 мин

5 мин

-40 — +250

12 мес.

Керам

2

1 : 1

30 мин

5 мин

-40 — +250

12 мес.

Очиститель (жидкий, аэрозоль)

1

Без ограничения срока годности

 

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *