Технология производства ремонтных работ трубопроводов

Д.Е. Чуйко, начальник службы диагностики;Е.Н. Цыцеров, начальник сектора службы диагностики,

АО «Теплосеть Санкт-Петербурга»;

Д.В. Смирнов, директор по производству,

ООО «Производственная фирма «СТИС», г. Ярославль

Введение

На сегодняшний день в практике эксплуатации тепловых сетей в Санкт-Петербурге наблюдается рост потока отказов трубопроводов за счет коррозионных повреждений, устранение которых требует больших материальных затрат. Очевидно, что эта картина характерна не только для Санкт-Петербурга, но и для других систем теплоснабжения крупных городов.

На сегодняшний день на предприятии заменяется не более 0,2% от общей протяженности сетей, что не обеспечивает в должной мере обновления оборудования. При этом плановый ремонт практически уступил место аварийно-восстановительному, что в 1,5-2 раза дороже и хуже по качеству.

Кроме того, повреждения ликвидируются в основном за счет средств, предназначенных на выполнение плановых ремонтных работ, что стимулирует их перераспределение в пользу проводимых в аварийном режиме, т.е. более дорогих. В свою очередь, это существенно снижает надежность системы в целом.

Понимая важность проведения мероприятий по защите трубопроводов от наружной и внутренней коррозии, специалисты нашего предприятия занимаются поиском и внедрением надежных современных ремонтных технологий в сфере антикоррозионной защиты, тепловой изоляции, замены трубопроводов, использование которых препятствовало бы механическому и химическому устойчивому разрушению материалов и позволило после установки избежать эксплуатационных затрат на срок службы не менее 25 лет.

В данной работе хотелось бы рассказать об опыте, достигнутом нашим предприятием в области бестраншейных ремонтов трубопроводов тепловой сети и выбранном алгоритме ремонта с использованием имеющихся на сегодняшний день материалов.

Бестраншейное восстановление трубопроводов

Известно, что в последние десятилетия в сфере эксплуатации и ремонта городских коммунальных трубопроводов ХВС появилось новое направление, получившее название «бестраншейная технология восстановления (санация)» старых и прокладки новых трубопроводов. Это направление является альтернативой открытому способу ремонта, реконструкции и строительства подземных трубопроводов любого предназначения.

Бестраншейные технологии санации и прокладки трубопроводов наряду с оперативностью и экономичностью, по сравнению с традиционными методами (проведения земляных работ с раскопкой траншей, ремонтом или заменой трубопровода), позволяют не нарушать сложившуюся экологическую обстановку и городскую инфраструктуру.

Целью бестраншейной технологии является полное восстановление структуры трубопроводов путем устранения всех видов повреждений по длине трубопровода и в местах их стыковки при соблюдении (поддержании) исходных гидравлических характеристик течения потока теплоносителя. В частности, используется инновационная технология протяжки внутри трубопровода гибкого полимерного рукава.

В теплосетях до настоящего времени применяемость данных ремонтных технологий была невыполнима по причине высокой температуры рабочей среды и необходимостью выполнения достоверных диагностических мероприятий перед нанесением покрытия (для получения информации о возможности нанесения покрытия).

Но чем труднее задача, тем она интереснее, и совместно со специализированными организациями сделан первый шаг в решении данного вопроса, и в настоящее время на нашем предприятии внедряется технология санации старых трубопроводов бесканальной прокладки с применением гибкого комбинированного полимерного рукава.

Сущность метода состоит в образовании внутри реабилитируемого трубопровода новой композитной трубы, обладающей достаточной самостоятельной несущей способностью при минимальном снижении диаметра действующего трубопровода.

Для реализации метода внутрь поврежденного или старого трубопровода пропускают рукав, представляющий собой композитный материал (полимерный рукав из тентовых тканей, армированный специальной структурой (комплексами) из стекловолокна, полимерная основа — эпоксидная смола системы.)

Затем во внутреннюю герметичную оболочку рукава под давлением подается теплоноситель (горячая вода, пар), который расправляет рукав, прижимает его к внутренней поверхности трубопровода и полимеризует связующее, образуя новую композитную трубу. В результате затвердевания эпоксидной смолы образуется полимерный материал (дуромер), который и выполняет функцию связующего (обволакивает и защищает волокна).

Данный метод ремонта используется при любой глубине заложения труб вне зависимости от типов прокладки тепловой сети (канальная, бесканальная прокладка).

Тип рукавного покрытия зависит от параметров транспортируемой среды. Стандартная конструкция рукавного покрытия рассчитана на рабочее давление 1,6 МПа.

В зависимости от состояния трубопровода и его технических характеристик рабочее давление может быть увеличено до 3 МПа за счет внесения в конструкцию рукава дополнительных армирующих материалов.

Температура транспортируемой среды рассчитана до 160 ОС, что делает возможным применение данной технологии для реставрации трубопроводов тепловых сетей и ГВС.

Диаметр трубы, подлежащей восстановлению, лежит в пределах 100-2200 мм, при наличии на участке переходов с одного диаметра на другой, рукав изначально изготавливается необходимой геометрии. Рукав может проходить углы поворота (90О) и полуотводы (45О).

Толщина рукава может меняться от 4 до 20 мм (в зависимости от диаметра трубопровода).

Технологический процесс по установке гибкого полимерного рукава

Работы по восстановлению трубопроводов гибким полимерным рукавным покрытием начинаются с подготовки участка под санацию. Для этого необходимо выполнить минимальное количество земляных работ: если диаметр восстанавливаемого трубопровода позволяет, то ввод рукава можно произвести через существующие колодцы или камеры.

При этом в тепловых камерах достаточно осуществить вырезки бочонков трубопровода длиной — 0,8 п. м.

В противном случае необходимо делать шурф, размер которого зависит от типа грунта: в основном для производства работ по санации достаточно вырыть котлован 3×3 м и выполнить технологический вырез в трубопроводе не менее 1,5 диаметра трубопровода.

Если санация проводится от одной тепловой камеры до тепловой камеры, то земляные работы не требуются.

По завершению подготовительных мероприятий на отобранном участке для определения фактической геометрии трубопровода и возможности выполнения санации выполняется телевизионное обследование, кроме того, в рамках данного обследования уточняется фактическая протяженность участка, подлежащего санации. При работах используется цветная видеокамера с высокой разрешающей способностью, способная дать полную информацию о состоянии внутренней поверхности трубопровода (рис. 1).

Рис. 1. Оборудование для телевизионного обследования трубопроводов (передвижной многофункциональный телеметрический комплекс).

После телевизионного обследования проводится гидродинамическая очистка трубопроводов от отложений и грязи посредством комбинированной гидродинамической машины высокого (до 400 кг/см2) или сверхвысокого давления (до 800 кг/см2) (рис. 2). После этого желательно провести телеинспекцию контроля качества очистки.

Рис. 2. Машина для гидродинамической промывки трубопроводов.

Далее сухой рукав (рис. 3) пропитывается специальной эпоксидной композицией, и затем доставляется к месту ввода в трубопровод.

Ввод рукава в трубу осуществляется через специальную вышку методом выворота под давлением гидростатического столба: по технологии монтажа на трубопроводах до 300 мм выворот и продвижение рукава в трубопроводе осуществляется при помощи газовой среды (воздуха), на диаметрах более 300 мм выворот осуществляется давлением жидкой или газовой среды, а также совместным использованием обоих способов.

Рис. 3. Вид рукавного покрытия.

В нашем случае технология подразумевает применение воды: к трубопроводу подключается передвижная водогрейная установка, которая обеспечивает циркуляцию воды внутри введенного рукава с постепенным ее нагревом (рис. 4, 5).

Рис. 4. Проведение работ по санации трубопровода (ввод рукава внутрь трубопровода).

Необходимо отметить, что перед этим запорную арматуру нужно демонтировать (либо вырезать катушку), и торец трубы является либо началом, либо концом восстанавливаемого участка. Сильфонные компенсаторы на участке перед санацией также необходимо удалить, т.к. рукав, установленный в трубопроводе, при линейном температурном расширении может быть поврежден.

При нагреве до определенной температуры начинается процесс полимеризации композиции.

Таким образом, внутри изношенной металлической трубы формируется новая полимерная труба, плотно прижатая к внутренней поверхности основной, и превосходящая последнюю по целому ряду характеристик. Рукавное покрытие является самостоятельной конструкцией и не требует адгезии к внутренней поверхности трубопровода.

Рис. 5. Шлюз для ввода рукавов малых диаметров (до 300 мм) с помощью воздуха.

Время нагрева до начала процесса полимеризации и время выдерживания на достигнутой температуре зависит от состава полимерной композиции, в данном случае полимеризация проходит в течение 8-12 ч при температуре 90 ОС. Далее нагрев отключается и происходит остывание воды, после чего вода сливается, технологические концы рукава обрезаются, торцы герметизируются обжимными пакерами.

По завершении работ производится телевизионная съемка внутренней поверхности трубопровода с записью на компакт-диск. В конце выполняется монтаж запорной арматуры или катушки, трубопровод заполняется рабочей средой и проводятся гидравлические испытания участка.

Рис. 6. Проведение работ по санации трубопроводов полимерным рукавом в АО «Теплосеть Санкт-Петербурга», 08.09.2014 г

Отличительные особенности применения технологии полимерного рукава

Метод бестраншейного восстановления трубопроводов полимерным рукавом обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционным методом замены поврежденных труб:

■ минимальные сроки выполнения работ: санация трубопровода протяженностью 100 п. м занимает 3 дня;

■ ремонт коммуникаций проводится без разрушения полотна дорог и другой наземной инфраструктуры, что особенно актуально при производстве работ в зонах плотной застройки, промышленных предприятий, автомобильных и железных дорог, силовых сетей и т.п.;

■ низкая теплопроводность полимерной композиции приводит к сокращению тепловых потерь (в 6-10 раз по сравнению со стальной неизолированной трубой). Как следствие, экономия тепловой энергии составит 258-344 ккал/ч (0,3-0,4 кВт) на 1 м2 поверхности трубопровода;

■ гладкая внутренняя поверхность и отсутствие отложений на внутренней стенке трубопровода снижает затраты на электроэнергию при перекачке транспортируемой среды на 25-30%;

■ высокие механические характеристики, устойчивость к воздействию агрессивных сред и микроорганизмов, износостойкость. Срок службы установленного рукава достигает, по данным производителя, 30 лет со дня установки.

Эксплуатационного подтверждения таких заявлений на сегодняшний день просто нет, т.к.

технология новая, но проведенные лабораторные испытания подтвердили, что только при биаксиально-ориентированном напряжении срок службы покрытия составляет не менее 25 лет;

■ в разработанной для отрасли теплоснабжения конструкции, благодаря использованию комбинированного полимерного рукава со специальной структурой на основе стекловолокна, удалость достигнуть ярко выраженного механического усиления конструкции. Более того, грамотно подобранная конструкция материалов в сочетании с эпоксидной смолой обеспечила эластичность рукава перед отвердением и его высокие конечные механические свойства после затвердевания.

После полимеризации конструкция абсолютно безвредна для окружающей среды и человека. Все рукавные покрытия имеют санитарно-эпидемиологические заключения и сертификаты соответствия. Участок трубопровода после установки внутри гибкого полимерного рукава не подвержен внутренней коррозии.

На нашем предприятии в 2014-2015 гг. данным материалом уже выполнен ремонт трубопровода под Московским проспектом (подающий и обратный трубопровод протяженностью 100 п. м, Ду 400) и подающий трубопровод под Наличным мостом на Васильевском острове (протяженностью 52 п. м и Ду 500). Главный успех применяемой технологии в том, что ремонт теплосети жители и гости города даже и не заметили.

На следующий год прорабатывается проект восстановления двух трубопроводов Ду 300 мм.

Восстановленные трубопроводы на сегодняшний день функционируют без нареканий, и ежегодно вскрываются для мониторинга с помощью телеинспекции, т.к. технология новая, что требует контроля как со стороны производителя, так и со стороны службы диагностики теплосетей.

В дополнении необходимо отметить, что данный материал помимо защиты от коррозии позволяет еще и сократить тепловые потери на участке.

Некоторые технические особенности по использованию термостойкого рукавного покрытия на протяженных объектах

Лабораторным путем мы вычислили коэффициент линейного термического расширения рукавного покрытия и получили, что он в 3 раза больше, чем у стали. Следовательно, нужно ставить компенсатор на торцах участка восстановления трубопроводов.

Существующий торцевой пакер (устройство, предназначенное для герметизации установленного композитного рукавного покрытия и старого трубопровода), а точнее, термостойкая резина к пакеру не является надежной конструкцией.

Проблема в том, что в данном случае пакер является компенсатором линейного расширения, а не только герметизирующей прокладкой.

Проведенные испытания торцевого пакера показали, что после 12 месяцев испытаний на нем образуются складки, но герметичность при этом сохраняется. Температура теплоносителя в этот период была с градиентом температуры порядка 70-98 ОС.

По нашему мнению, необходимо подобрать такой материал для торцевого пакера, который будет работать при температуре 150 ОС и рабочем давлении — 16 кг/см2. И температурное расширение материала для осуществления компенсации должно быть не менее 500 мм.

Альтернативным материалом может стать, к примеру, более эластичный силикон (силиконы могут держать температуру еще выше, чем резина), и, на наш взгляд, конструкция получится более надежной.

Данное предложение нами было озвучено представителям производителя.

Еще одно, возможное, слабое место — это сварной шов профильной термостойкой резиновой ленты, из которой выполнен пакер.

Также на момент проведения работ по санации трубопровода определенное беспокойство вызывало сохранение свойств прочности материала рукава в процессе эксплуатации: по проведенным расчетам покрытие выдерживало без труда сквозное повреждение диаметром до 50 мм, не более. Однако на данном этапе производитель заменил армирующий материал для производства рукава и убрал возможность появления касательных напряжений.

Выводы

В завершение хотелось бы добавить, что практическая апробация данной ремонтной технологии в настоящее время продолжается.

Считаем, что в настоящее время данная технология полностью готова для использования по ремонту защитных трубопроводов тепловой сети (футляр), но в будущем, для ремонта напорных трубопроводов, нам бы хотелось иметь возможность установки диагностических датчиков для контроля за нагревом рукава в процессе его установки и состоянием покрытия в процессе эксплуатации.

Технология

Транспортировка при высоких давлениях больших объемов такого экологически агрессивного продукта как нефть и газ, требует особого внимания к вопросам сохранения целостности магистральных трубопроводов, предупреждению отказов, аварий. Поэтому проблемы обеспечения надежности и безопасности нефтепроводной системы всегда были в центре внимания.

Возраст большинства магистральных трубопроводов в нашей стране составляет 30-35 лет и прогнозная вероятность аварий на трубопроводном транспорте может стать критической для экономики страны.

Ремонт магистральных трубопроводов производится двумя альтернативными способами:

1. Остановка перекачки по трубопроводу, вырезка аварийного участка трубы и установка катушки, либо полная замена трубопровода на новый.
2. Установка композитной муфты без остановки перекачки по трубопроводу.

НГП-Технологии является производителем и поставщиком композитных материалов («ПЭКМ-ГЕРМЕТ» и «ПЭКМ-ИЗОЛ»), а также композитных муфт (П1), предназначенных для ремонта магистральных нефте- и газопроводов в любых климатических условиях по композитно-муфтовой технологии без остановки перекачки продукта по трубопроводу.

Материалы, производства НГП-Технологии, для композитно-муфтовой технологии ремонта магистральных трубопроводов успешно используют следующие компании:

• ОАО «АК «Транснефть»;
• КТК (Каспийский Трубопроводный Консорциум);
• ОАО «Газпром трансгаз Беларусь».

Многие нефтегазовые компании в настоящее время применяют метод ремонта трубопроводов, заключающийся в вырезке из трубопровода секции или участка секции (катушка) и заменой бездефектной катушкой.

Для применения метода замены катушек, Заказчику необходимо провести следующие мероприятия:

Для ремонта нефтепроводов:

• Проведение земляных работ (обустройство ремонтного котлована, устройство амбара для размещения откачиваемой нефти из нефтепровода и т.д.)
• Врезка вантузов в нефтепровод для его освобождения от нефти и ее закачке обратно после ремонтных работ;
• Остановка перекачки нефти по нефтепроводу и отключение участка;
• Откачка нефти из отключенного участка нефтепровода: в параллельный нефтепровод, в резервуары НПС, в передвижные емкости, в сборно-разборные резервуары и резинотканевые резервуары, в земляные амбары.
• Вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с использованием энергии взрыва;
• Герметизация внутренней полости трубопровода;
• Сварочно-монтажные работы по врезке новой катушки и контроль качества сварных соединений;
• Открытие задвижек, выпуск воздуха и заполнение нефтепровода нефтью;
• Изоляция врезанной катушки и засыпка ремонтного котлована.
• Рекультивация земель на месте проведения ремонтных работ и земляного амбара.

Для ремонта газопроводов:

Проводятся аналогичные по сложности работы, и также необходима остановка газопровода, либо установка временного байпаса.

Область применения композитно-муфтовой технологии

Технология композитно-муфтового ремонта предназначена для ремонта магистральных трубопроводов со следующими характеристиками:

• наружный диаметр труб от 219 мм до 1420 мм;
• толщина стенок труб от 4 мм до 29 мм;
• внутреннее давление до 14 МПа;
• режим работы – циклический, с количеством циклов нагружения внутренним давлением до 360 циклов/год;
• температура перекачиваемого продукта на участке, отремонтированном композитно-муфтовой ремонтной конструкций, от минус 2° С до плюс 60° С;
• сваренные электросваркой из прямошовных, спиральношовных и бесшовных труб;
• ремонтные работы проводятся при температуре окружающего воздуха от минус 30оС до плюс 40оС, при этом операция заполнения муфты композитным составом выполняется при температуре от плюс 4° С до плюс 40° С. Для обеспечения требуемого диапазона температур над местом ремонта устанавливается обогреваемое защитное укрытие палаточного типа.

Композитно-муфтовая ремонтная конструкция состоит из стальной муфты, сваренной из двух полумуфт, которая устанавливается на трубе по центру дефекта с кольцевым зазором от 6 мм до 40 мм.

Допуск для кольцевого зазора позволяет ремонтировать трубопроводы с дефектами геометрии и изгибом продольной оси. Концы кольцевого зазора заполняются герметиком.

Объем между трубой и муфтой заполняется композитным составом.

• 
• Решение о применение композитно-муфтовой технологии ремонта магистральных трубопроводов, принимается Заказчиком по результатам внутритрубной или внешней диагностики трубопроводов.
• Согласно РД «Методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» ОАО «АК «Транснефть», применение композитных муфт предусматривается при следующих дефектах трубопровода:

1. Потеря металла до 70 % от толщины стенки трубы;
2. Вмятина в сочетании с: потерей металла, механическим повреждением, трещиной, расслоением, дефектом сварного шва и т.д.;
3. Гофр в сочетании с: потерей металла, механическим повреждением, трещиной, расслоением, дефектом сварного шва и т.д.;
4. Уменьшение толщины стенки (технологическое) трубы на внешней или внутренней поверхности трубы;
5. Механическое повреждение типа «риска» на внешней или внутренней поверхности трубы;
6. Трещина на внешней или внутренней поверхности трубы;
7. Расслоение;
8. Включение (участок с включениями);
9. Трещина или аномалия в поперечном сварном шве;
10. Пора (скопление, цепочка пор), шлаковое включение, утяжина(вогнутость), подрез, смещение кромок в поперечном сварном шве;
11. Трещины, несплошность плоскостного типа, непровар, подрез в продольном сварном шве;

а также другие дефекты.

Профилактические ремонты трубопроводов

Система ППР предусматривает проведение текущего и капитального ремонтов трубопроводов.

При текущем ремонте производят очистку и проверку технического состояния, а так же ремонт и замену быстро изнашивающихся деталей и узлов.

В период капитального ремонта тщательно осматривают и проверяют техническое состояние, а также ремонтируют все узлы и детали трубопровода. В процессе капитального ремонта часто выполняют работы по монтажу вновь прокладываемых трубопроводов.

Плановый ремонт включает в себя: смену участков линий до 20 % общей их протяжённости при текущем ремонте и 50% при капитальном.

Гидравлическое и пневматическое испытания трубопроводов, проверку и ремонт всех опор и подвесок, заварку трещин, подварку швов и постановку хомутов, смену и ремонт компенсирующих устройств, устранение утечки через фланцевое соединения путем смены прокладок, ремонт фланцев, смену или ремонт крепёжных деталей, проверку и набивку сальниковых уплотнений арматуры, очистку трубопроводов от твёрдых отложений.

В межремонтный период, т. е. в период между плановыми ремонтами, ведётся мелкий ремонт, как например, подтяжка креплений, подтяжка сальников арматуры, смена прокладок на арматуре и трубопроводах, смена мелкой арматуры и т. д.

К внеплановому ремонту относятся также работы, которые выполняют при обнаружении таких дефектов, как разрыв сварных стыков; сквозное проржавление стенки трубы; выход из строя запорной арматуры; закупоривание трубопровода легкозастывающими продуктами и т. д.

Подготовка трубопровода к ремонту

1. Отключение участка трубопровода, которое необходимо ремонтировать;

2. Переход на запасную линию с помощью запорной арматуры и заглушек.

3. Содержимое данного участка трубопровода дренируют, промывают, пропаривают, продувают воздухом или инертным газом. После чего берут пробу на анализ. Приступают к выполнению запланированных ремонтных работ.

Заглушка

Заглушка устанавливается на трубопроводах и аппаратах для надёжного разобщения их с другими системами на период нормальной эксплуатации, на время ремонта, а также на время производства других работ, требующих отключения отдельных участков от технологической схемы.

Запрещается применять заглушки, устанавливаемые между фланцами, для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешивание которых недопустимо. Заглушки изготовляются из цельного листового металла с «хвостовиком». На «хвостовике» должны быть выбиты: клеймо ОТК, номер заглушки, ДУ, РУ, материал заглушки.

Например: ОТК-15-200-40-х5м, где клеймо ОТК РМЗ, 15- порядковый номер заглушки, 200- условный проход в мм, 40- условное давление в кгс/см2, х5м — материал заглушки.

Установка и снятие заглушек осуществляется только по указанию лица ответственного за проведение работ (начальник участка, начальник установки). На установку и снятие заглушек ведётся «журнал заглушек».

Заглушки со стороны возможного поступления жидкости или газа должны быть поставлены на прокладках. Перед установкой заглушек (перед ремонтом) аппаратуры и оборудования должна быть составлена схема, в соответствии с которой они и устанавливаются. После окончания ремонтных работ все заглушки должны быть удалены. Снятие всех заглушек отмечается в дефектной ведомости начальником установки).

Испытание трубопроводов

Все технологические трубопроводы должны подвергаться испытанию на прочность и плотность перед пуском в эксплуатацию после монтажа и ремонта, связанного со сваркой, разборкой фланцевых соединений, после консервации.

Перед испытанием проводят наружный осмотр трубопроводов. Испытания бывают гидравлические и пневматические. Испытание должно проводиться только после того, как трубопровод будет полностью собран на постоянных опорах, смонтированы врезки, штуцеры, арматура, спускные линии и воздушники (вентили и краны), манометры должны быть проверены и опломбированы.

Гидравлические испытаниятрубопровода на прочность и плотность проводятся одновременно. Для испытания используется вода при Т от +5 до +40 градусов или другие некоррозионные, неядовитые, невзрывоопасные, невязкие жидкости (керосин, дизельное топливо и др.)

Величина испытательного давления должна быть равна:

Рисп.=1,25Рраб.

Для проверки прочности трубопровод выдерживается под испытательным давлением в течение 5 мин., после чего давление в нём снижается до рабочего. Для проверки плотности при рабочем давлении осуществляется осмотр трубопровода и обстукивание сварных швов молотком весом 1,5 кг.

Устранение обнаруженных в процессе осмотра дефектов (трещин, пор, неплотностей и пр.) должно производиться только после снижения давления до атмосферного. После устранения обнаруженных дефектов испытание должно быть повторено. После гидравлического испытания все воздушники должны быть открыты и трубопровод должен быть освобождён от воды.

Пневматические испытанияможно проводить на прочность и плотность. В зависимости от среды проводится воздухом или инертным газом. Трубопроводы, транспортируемые взрывоопасные среды испытывают только инертным газом. Пневматические испытания проводятся после гидравлических.

Замена гидравлических испытаний пневматическим возможна, если несущие строительные конструкции не рассчитаны на заполнение этого трубопровода водой, а так же если недопустимо наличие в трубопроводе остаточной влаги. Давление для пневматического испытания такое же, как и гидравлического.

Ремонт трубопроводов

При текущем ремонте устраняются дефекты замеченные во время эксплуатации. Трубопроводы, которые во время работы на технологических установках закоксовываются или подвергаются коррозии, обязательно проверяются и очищаются.

В объем ремонтных работ входит:

1. проверка и ремонт всех опор и подвесок;

2. устранение утечки во фланцевых соединениях, обтяжка фланцев, смена прокладок;

3. проверка положения компенсаторов;

4. проверка сальников арматуры;

5. проверка герметичности арматуры;

6. замена изношенных трубопроводов.

Ремонтируемые трубопроводы должны быть полностью освобождены от продукта.

Пропуски в действующих трубопроводах определяют визуально, по потекам, запаху или изменению режима перекачки. Пропуски по телу трубы или в сварных швах можно ликвидировать наложением хомутов, которые изготовляют по форме трубы.

Устанавливают таким образом, чтобы при стягивании прокладка (асбест, поранит резина, свинец, фторопласт ) оставалась зажатой между трубой и хомутом и заполняло неплотности. Хомут должен обладать достаточной прочностью и жесткостью для большей прочности хомут приваривают к трубе.

Материал прокладок зависит от условий работы трубопровода. Прокладка не должна растворяться или разрушаться средой при длительной эксплуатации в рабочих условиях. Обычную резину можно применять при температуре не выше 50 градусов.

В трубопроводах для пара, газа, нефтепродуктов, горячей воды и других жидкостей, при давлении до 40 ат. и температуре до 400 градусов, устанавливают прокладки из паранита.

Аварию, вызванную разрывом сварочного шва, устраняют, удаляя дефектный участок с последующей заваркой. Если участок большой — его заменяют. Для этого трубопровод освобождают от продукта и участок, длиной равной не менее одному диаметру трубы, вырезают. Вместо него заваривают кусок трубы.

Испытание трубопроводов

По окончании монтажа, и периодически после ремонта трубопроводы проходят гидравлическое испытание на прочность и плотность, затем промываются и продуваются, и дополнительно испытываются на герметичность воздухом или инертным газом.

Для чего, трубопровод с обоих концов заглушатся приварными заглушками с кранами для выпуска воздуха, всю установленную арматуру полностью открыть, на месте регулирующих клапанов и измерительных устройств установить монтажные катушки, штуцера для КИП заглушить. Разрешается испытание с тепло- и антикоррозионной изоляцией.

Трубопровод заполняется водой с температурой 5-40 градусов, но чтоб не вызывала появления потения. Если температура ниже 0, то принимаются меры против замерзания.

• Поршневым насосом создают необходимое давление опрессовки 1,25-1,5 от рабочего, но не менее 2 ат.
• Напорные нефтяные трубопроводы должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию при пробном давлении, превышающее в полтора раза рабочее.
• При заполнении водой полностью вытеснить весь воздух.

Давление повышать плавно. Скорость подъёма давления должна быть указана в проектной документации. Использовать для подъёма давления сжатый воздух или газ, не допускается.

Отключают трубопровод от насоса.

Выдерживают 10 мин (испытание на прочность) и проверяют: отсутствие потеков, выпучен и порывов.

Давление должно контролироваться двумя манометрами, классом точности не ниже 1,5, с диаметром не менее 160 мм и шкалой 4/3 от измеряемого. Один устанавливается возле агрегата, другой в отдаленной точке.

После чего снижают давление до рабочего и проводят тщательный осмотр сварных швов (испытание на плотность). Во время осмотра допускается обстукивание молотком массой не более 1,5 кг. При пневматическом испытании обстукивание не допускается.

1. По окончании осмотра давление вновь повышают до испытательного и выдерживают ещё 5 минут, после чего снова снижают до рабочего и вторично тщательно осматривают трубопровод.
2. Продолжительность испытания на плотность определяется временем осмотра и проверки герметичности разъёмных соединений.
3. Затем открывают воздушники и опорожняют трубопровод через дренажи.

Результаты удовлетворительные если не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления по манометру, не обнаружено течи и запотевания. Подчеканка сварных швов запрещается.

При неудовлетворительных результатах дефекты устраняются, а испытания повторяются. Результаты оформляются актом или заносятся в паспорт трубопровода.

Допускается замена гидравлического испытания на пневматическое в случаях:

1. если опоры не рассчитаны на вес воды;

2. при Т ниже 0 и опасности промерзания;

3. если применение жидкости не допустимо.

При условии контроля испытания методом акустической эмиссии и положительной температуре воздуха.

Пневматическое испытание на прочность и плотность производится воздухом или инертным газом. Поднимать давление плавно со скоростью 5 % от Рпр в мин., но не более 2 ат в минуту с периодическим осмотром трубопровода при давлениях до 2-х ат два раза, более 2-х – 3. во время осмотра подъём давления прекратить.

Места утечки определяются по звуку и мыльной эмульсией.

На время испытаний обозначить флажками охранную зону 10 м при подземной прокладке и 25 – при надземной, в обе стороны и выставить через 200 м посты. Во время подъёма давления пребывание людей в охранной зоне запрещается.

Компрессоры и манометры располагать вне охранной зоны.

После окончания гидравлического испытания трубопровод опорожняется и продувается воздухом до полного удаления воды. Затем дополнительно проводятся пневматические испытания на герметичность воздухом или инертным газом под рабочим давлением в течении 24 часов новых и не менее 4-х часов ремонтируемых.

Определяется скорость падения давления после выдержки для выравнивания температуры. Температуру контролируют по термометрам на разных концах трубопровода.

Падение давления должно быть не менее 0,2 % за час.