ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
по применению композитных материалов фирмы «Порсил лтд» (г. Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности с дополнением «Оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов»

ВРД 39-1.10-013-2000

Москва 2000

 

Система нормативных документов в газовой промышленности

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

по применению композитных материалов фирмы «Порсил лтд»
(г. Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и
газовой промышленности с дополнением «Оценка несущей способности
трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных
с применением композитных материалов»

ВРД 39-1.10-013-2000

ООО "ГАЗНАДЗОР"

Информационно-рекламный центр газовой промышленности
(ООО "ИРЦ Газпром")

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                    ООО «Газнадзор»,

                                              АО «ВНИИСТ»

ВНЕСЕН                             ООО «Газнадзор»,

                                              Управлением проектирования и экспертизы

                                              ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН                     Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В. Ремизовым 10 мая 2000 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ   Распоряжением ОАО «Газпром» от 27 сентября 2000 г. № 426 с 1 октября 2000 г.

СОГЛАСОВАН                 Федеральным горным и промышленным надзором России письмами № 10-03/502 от 12 октября 1998 г. и № 10-03/466 от 22 июня 2000 г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

В период 1993 - 1995 гг. на основе всесторонних экспериментальных исследований особенностей применения, а также качества ремонтных участков, технологичности при ремонте и эксплуатационных характеристик ряда западноевропейских промышленных марок полимерных композитных материалов, используемых для «холодной сварки», а также отечественного и зарубежного практического опыта их использования на объектах нефтяной и газовой промышленности были разработаны руководящие документы, регламентирующие применение специально выбранных марок полимерных композитных ремонтных материалов «Дурметалл» и «Диамант».

В 1997 - 98 гг. были проведены экспериментальные исследования, выявившие перспективность использования для ремонтных работ также отечественных композитных материалов РЭМ-Сталь и РЭМ-Алюминий, выпускаемых фирмой «Порсил лтд» г. Санкт-Петербурга.

Результаты исследований и практическое опробование позволили разработать Руководящий документ по использованию композитов фирмы «Порсил лтд» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности.

В процессе работы над настоящим ВРД были использованы результаты следующих научно-исследовательских работ:

1. Отчет по НИР «Экспериментальное исследование прочности ремонтных соединений, выполненных с применением полимерных материалов (материалы фирмы «Порсил лтд»)». Институт композитных технологий, Москва, 1998 г.

2. Результаты стандартных испытаний характеристик материалов фирмы «Порсил лтд» ПГ-РЭ -5Ст. и ПГ-РЭ-5Ал.^*, ЦНИИМ, Санкт-Петербург, 1998 г.

3. Результаты экспериментальных исследований технологичности и прочностных характеристик материалов фирмы «Порсил лтд» ПГ-РЭ -5Ст. и ПГ-РЭ-5Ал., ЦСИТ АО «ВНИИСТ», Москва, 1998 г.

4. Экспресс-отчет по результатам дополнительных испытаний композитных ремонтных материалов фирмы «Порсил лтд». Институт композитных технологий, Москва, 1998г.

В ходе ремонтных работ на магистральных газопроводах возникла необходимость определить степень восстановления прочностных характеристик трубопровода, отремонтированного по технологии «холодной сварки» с помощью полимерных композитных материалов, в связи с чем было разработано «Дополнение к руководящему документу по применению полимерных композитных материалов фирмы «Порсил лтд» в части оценки несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением полимерных композитных материалов».

Ведомственный Руководящий документ разработан Управлением газового надзора ОАО «Газпром» (Фатихов В.А., Докутович А.Б., Овечкин Н.И.), АО «ВНИИСТ» (к.т.н. Головин С.В., к.т.н. Ладыжанский А.П., к.т.н. Тарлинский В.Д., Захаров И.М.), при участии Управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» (Салюков В.В.), фирмы «Порсил лтд» (Коваль В.Н.).

Дополнение к руководящему документу разработано ООО «Газнадзор» (Фатихов В.А., Докутович А.Б., Овечкин Н.И.), АО «ВНИИСТ» (к.т.н. Зандберг А.С., к.т.н. Тарлинский В.Д., к.т.н. Виндт Б.Ф., к.т.н. Ладыжанский А.П., Захаров И.М.), при участии Управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» (Салюков В.В.), ООО «Динамика» (Коваль В.Н.). ГУНГ им. Губкина (д.т.н. Макаров Г.И.).

В настоящее время композитные материалы ПГ-РЭ-5Ст. и ПГ-РЭ-5Ал. выпускаются под торговыми марками соответственно РЭМ-Сталь и РЭМ-Алюминий. Далее эти названия используются в настоящем РД.

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий РД регламентирует применение материалов фирмы «Порсил лтд» для ремонтно-восстановительных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности, включая магистральные и промысловые нефтегазопроводы, газопроводы систем газоснабжения, резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, а также технологическое оборудование (арматура, детали машин и механизмов), в т.ч. для работ без прерывания технологического цикла и в случае невозможности или нецелесообразности проведения ремонтных работ по традиционной технологии с помощью электродуговой сварки.

1.2. Настоящий РД регламентирует выполнение ремонтных работ на действующих трубопроводах, резервуарах, нефтяном и газовом оборудовании, включая оборудование, машины и механизмы нефтегазоперерабатывающих предприятий.

Положения настоящего РД могут применяться при ремонте подобных объектов также в машиностроении (корпусные детали, опоры вращения) и в энергетической промышленности (резервуары для хранения мазута, трубопроводы холодного водоснабжения, объекты химводоподготовки и др.).

1.3. В настоящем РД регламентированы следующие виды ремонтов:

- текущий ремонт;

- плановый ремонт.

1.4. Настоящий РД регламентирует выполнение текущего и планового ремонта на объектах нефтяной и газовой промышленности композитными материалами фирмы «Порсил лтд» с гарантированным сроком эксплуатации отремонтированного объекта не менее десяти лет.

1.5. На каждый вид ремонтных работ, выполняемых с помощью композитных материалов фирмы «Порсил лтд», необходимо составление технологических карт. Основой для составления технологических карт являются разделы настоящего РД и технологические карты, приведенные в Приложениях Б и В в качестве примера.

1.6. В настоящем РД использована следующая терминология:

1.6.1 Армирование - использование накладок из стального листа (трубы), металлических сеток или стеклоткани для усиления ремонтных зон.

1.6.2 Закладная деталь - деталь из металла, форма и размеры которой соответствует форме и размерам ремонтируемого дефекта. В случае отверстия неправильной формы диаметр закладной детали выбирается по контуру засверловки, устраняющей полностью или частично неправильную форму отверстия.

1.6.3 Подкладная пластина (подкладка) - деталь, обеспечивающая формирование корневой части ремонтного слоя.

1.6.4 Накладка - деталь из трубы или листового металла, применяемая в сочетании с композитными материалами фирмы «Порсил лтд» для ремонта сквозных дефектов.

1.6.5 Грунтование - нанесение тонким слоем (до 2 мм) ремонтного состава на ремонтируемую поверхность, сопровождаемое усиленным втиранием ремонтного состава шпателем для обеспечения требуемого контактного сцепления.

1.6.6 Единичный дефект - дефект, отстоящий от смежных на расстояние, превышающее максимальный размер наибольшего из смежных дефектов.

1.6.7 Совокупный дефект - дефект, объединяющий несколько смежных дефектов, расстояние между которыми меньше размера наименьшего из смежных дефектов. Квалифицируется и ремонтируется как единый дефект.

1.6.8 Линейный дефект - дефект, длина которого равна не менее чем пятикратной ширине (дефекты типа "сквозная щель", риски, задиры).

1.6.9 Плоскостной дефект - дефект, длина которого соизмерима с шириной (каверны, металлургические дефекты). К этому типу дефектов относятся также сквозные отверстия.

1.6.10 Корневая часть дефекта - основание дефекта, примыкающее к внутренней полости ремонтируемого элемента.

1.6.11 Текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности конструкции и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей конструкции.

1.6.12 Плановый ремонт - ремонт, осуществляемый в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

1.6.13 Гарантийный срок: гарантированная после текущего или планового ремонтов долговечность эксплуатации ремонтного участка при штатных условиях эксплуатации и при полном соблюдении регламентированной технологии ремонта.

1.6.14 Линия, эквидистантная контуру дефекта - линия, наносимая на поверхность ремонтируемой детали на равном заданном расстоянии от контура дефекта.

1.6.15 Площадь дефекта неправильной формы - условная площадь, оцениваемая как площадь прямоугольника, одна из сторон которого равна максимальной протяженности дефекта, вторая сторона - максимальному расстоянию между крайними точками дефекта в направлении, перпендикулярном направлению максимальной протяженности (рис.1).

1.7. В настоящем РД приняты следующие обозначения:

1.7.1. Н - номинальная толщина металла ремонтируемого элемента конструкции.

1.7.2. Н_ф - фактическая толщина металла ремонтируемого элемента конструкции.

1.7.3. H_ост - относительная остаточная толщина металла ремонтируемого элемента конструкции. Н_ост=Н_ф/Н´100, %.

1.7.4. В - ширина дефекта.

1.7.5. L - длина дефекта.

1.7.6. D - наружный диаметр трубы.

2. ПРИМЕНЯЕМЫЕ МАТЕРИАЛЫ

2.1. Настоящий РД регламентирует использование приведенных ниже двух марок композитных материалов производства фирмы "Порсил лтд":

- РЭМ- Сталь;

- РЭМ- Алюминий.

2.2. Композитные материалы составлены на эпоксидной основе и содержат 65%±5% мелкодисперсного металлического компонента. Материал РЭМ-Сталь содержит порошок из нержавеющей стали типа 18-8, материал РЭМ-Алюминий - порошок из алюминия АСД-4.

2.3. Типичные физико-химические характеристики ремонтных материалов приведены в табл. 1. По основным служебным характеристикам, включая механические и адгезионные свойства (табл. 2), они находятся на уровне зарубежных полимерных композитных материалов, регламентированных действующими РД для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности.

2.4. Комплект указанных в п. 2.1 композитных материалов во всех случаях должен состоять из двух унифицированных по типоразмерам герметичных упаковок соответственно компонента А (эпоксидная основа) и Б (отвердитель).

2.5. Комплект композитных материалов может иметь следующие три варианта расфасовки:

I - компонент А - 1 л;

     компонент Б - 0,5 л.

II - компонент А - 0,5 л;

      компонент Б - 0,25 л.

III - компонент А - 0,25 л;

       компонент Б - 0,13 л.

Допускается расфасовка материалов с указанием массы компонентов.

2.6. Каждая упаковка композитного материала должна быть надежно (герметично) закрыта и легко открываться без дополнительных усилий.

2.7. Каждая упаковка композитного материала должна иметь четкую однотипную техническую этикетку, сохраняющуюся в процессе транспортировки, хранения и использования на рабочем месте, с указанием следующих сведений:

- изготовитель, его местонахождение и товарный знак;

- марка: РЭМ-Сталь или РЭМ-Алюминий;

- инструкция по приготовлению композитных ремонтных материалов из компонентов А и Б;

- компонент А или Б;

- масса нетто или объем каждой упаковки;

- ссылки на ТУ;

- гарантийный срок хранения компонентов А и Б;

- номер партии;

- дата изготовления.

Таблица 1

Эксплуатационные и потребительские характеристики композитных материалов фирмы «Порсил ЛТД», рекомендуемых для проведения ремонтных работ.^**

^** - по данным НПК «Техническая керамика и композиты» ЦНИИМ, Санкт-Петербург (кроме п.п. 20 и 21). Пункты 20 и 21 - по данным ВНИИСТа.

- знак "+" означает - стоек к длительному воздействию реагента;

- знак "+/-" означает - умеренно стоек к длительному воздействию реагента.

Таблица 2

Типичные механические свойства композитных материалов (по данным НПК "Техническая керамика и композиты" Центрального научно-исследовательского института материалов, СПб)

В комплект материалов должна быть включена краткая инструкция по приготовлению рабочей смеси.

Запрещается использовать композитный материал в любой другой упаковке, кроме той, которая оговорена настоящим пунктом РД или регламентирована техническими условиями на производство композитного материала.

2.8. Срок годности композитных материалов РЭМ-Сталь и РЭМ-Алюминий при условии их хранения в герметичной упаковке составляет один год.

2.9. Подготовка композитного материала к ремонтным работам состоит в смешивании составов "А" и "Б" по объему в соотношении 2:1.

2.10. Перемешивание составов композитного материала должно производиться в течение 5 - 10 минут до достижения полной однородности готовой смеси по цвету и консистенции.

2.11. Посудное время готовой смеси не должно превышать 40 мин.

2.12. Время набора 80%-ной прочности при нормальных условиях - 24 часа.

2.13. Согласно результатам испытаний на влагостойкость (табл. 1) применение композитного материала РЭМ-Алюминий в случае влажных поверхностей ремонтного участка не рекомендуется.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

3.1. Настоящий РД является обязательным документом для всех организаций и ремонтных служб, выполняющих ремонт поверхностных повреждений и сквозных дефектов на объектах нефтяной и газовой промышленности, а также на подобных объектах энергетики и машиностроения, эксплуатирующихся в аналогичных условиях.

3.2. Предприятие, на участке которого обнаружен дефект, оформляет следующие документы:

- заявку на ремонт с приложением эскиза (эскизов) обнаруженных дефектов, где указаны предварительно замеренные геометрические параметры дефекта;

- технологическую карту на проведение ремонта, выполняемую в соответствии с типовыми технологическими картами (Приложения Б и В) с учетом специфики местных условий. Технологическая карта должна быть утверждена руководителем организации (главным инженером предприятия);

- наряд-допуск на проведение газоопасных работ при подготовке объекта к ремонту;

- акт на проведение ремонта.

3.3. К выполнению подготовительных и ремонтных работ допускается бригада, члены которой прошли специальный инструктаж по применению регламентированных настоящим РД композитных материалов. Проведение инструктажа должно быть отмечено в акте на проведение ремонта.

3.4. Готовность объекта к ремонту, включая принятие необходимых мер безопасности, подтверждается закрытием наряда-допуска на проведение работ, подписанного:

- ответственным за подготовку к ремонту;

- ответственным за проведение собственно ремонта - руководителем предприятия.

3.5. Предприятие, в котором производится ремонт, издает специальный приказ с указанием руководителя работ и ответственных по п. 3.4, а также с перечнем лиц, выделенных для проведения ремонта.

3.6. Приказ должен быть согласован с инженером по охране труда. Лица, выделенные для проведения работ, должны пройти инструктаж по технике безопасности с учетом требований раздела 9 настоящего РД.

3.7. Назначенный приказом руководитель работ несет ответственность за дисциплину и организацию контроля качества ремонтных работ, а также безопасность работ согласно требованиям раздела 9 настоящего РД.

3.8. После окончания ремонта в акт на проведение ремонта вносятся данные о качестве ремонта и возможности дальнейшей эксплуатации объекта. Акт подписывается исполнителями работ и утверждается руководством (главным инженером) предприятия.

3.9. В штатном журнале учета ремонтных работ делается соответствующая запись.

3.10. При ремонте работающего газопровода давление должно быть не более 70% разрешенного эксплуатационного давления.

3.11. После окончания ремонта в акт по п. 3.2 вносится запись о разрешении на подъем давления.

4. ТИПЫ И РАЗМЕРЫ ДЕФЕКТОВ, ПОДЛЕЖАЩИХ РЕМОНТУ

4.1. Типы и допустимые размеры дефектов, подлежащих ремонту на резервуарах и нефтехранилищах.

4.1.1. Требования настоящего РД распространяются на ремонт следующих дефектов:

- несквозных дефектов коррозионного, эрозионного и металлургического происхождения;

- сквозных плоскостных и линейных дефектов коррозионного происхождения в днищах, поясах корпусов, покрытиях, понтонах и уплотняющих затворах вертикальных и горизонтальных цилиндрических сварных и клепаных резервуаров и нефтехранилищ, работающих без давления и при низких давлениях (до 200 мм рт. ст.).

4.1.2. Дополнительно к рекомендациям настоящего РД и во всех случаях, которые не оговорены регламентациями настоящего РД, при проведении ремонтных работ следует руководствоваться:

- «Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкциями по их ремонту», М. «Недра», 1988 г.

- РД 08-95-95 (Утвержден Госгортехнадзором Постановлением № 38 от 25 июля 1995 г.) и Положением о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

Допустимые размеры дефектов, подлежащих ремонту, приведены в табл. 3.

Таблица 3

Размеры допустимых к ремонту дефектов на стальных резервуарах и нефтехранилищах

^*ОКЭ - остальные (кроме первого пояса корпуса) конструктивные элементы резервуара: листы кровли, понтоны (плавающие крыши), днища, второй и третий пояса корпуса.

^** SПРD - суммарная площадь ремонтируемого дефекта.

Расстояние между соседними несквозными дефектами должно быть не менее одной четвертой длины (0,25L) наиболее протяженного из соседних дефектов.

При наличии в совокупном дефекте дефектов с различной остаточной толщиной стенки нормы ремонта выбираются по дефекту с минимальной остаточной толщиной стенки.

При ремонте дефектов с остаточной толщиной стенки Н_ост£25% необходимо применение усиливающих накладок.

4.2. Типы и допустимые размеры дефектов при ремонте труб и фитингов на трубопроводах низкого давления.

4.2.1. Подлежат ремонту следующие типы дефектов:

- несквозные дефекты металлургического и коррозионного происхождения, а также механические повреждения;

- сквозные плоскостные дефекты (отверстия).

4.2.2. Допустимые размеры дефектов, подлежащих ремонту, приведены в табл. 4. 4.3. Типы и допустимые размеры ремонтируемых дефектов на трубах и фитингах трубопроводов среднего давления.

4.3.1. Подлежат ремонту следующие типы дефектов:

- несквозные дефекты коррозионного и металлургического происхождения;

- сквозные плоскостные дефекты.

4.3.2. Допустимые размеры дефектов, подлежащих ремонту, приведены в табл. 5.

Таблица 4

Размеры допустимых к ремонту дефектов на трубах и фитингах трубопроводов низкого давления

^* SПD - общая площадь дефектов

Расстояние между соседними несквозными дефектами должно быть не менее одной четвертой длины (0,25L) наиболее протяженного из соседних дефектов.

Таблица 5

Размеры допустимых к ремонту дефектов на трубах и фитингах трубопроводов среднего давления

^* SПD - общая площадь дефектов

Расстояние между соседними несквозными дефектами должно быть не менее, чем половина длины (0,5L) наиболее протяженного из соседних дефектов.

4.4. Типы и допустимые размеры дефектов при ремонте труб и фитингов на трубопроводах высокого давления.

4.4.1 .Подлежат ремонту следующие типы дефектов:

- несквозные плоскостные и линейные дефекты коррозионного и металлургического происхождения;

- сквозные плоскостные дефекты.

4.4.2. Допустимые размеры дефектов, подлежащих ремонту, приведены в табл. 6.

4.5. Типы и допустимые размеры дефектов при ремонте запорной и распределительной арматуры на трубопроводах низкого, среднего и высокого давления.

4.5.1. Допускаются к ремонту следующие типы дефектов:

- несквозные дефекты коррозионного и эрозионного происхождения, а также несквозные раковины на корпусах арматуры;

Рекомендуется также применение материала РЭМ-Сталь для ремонта или уплотнения резьбовых соединений крепежных элементов корпусов, а также для устранения течи продукта в случае потери герметичности на сопрягаемых поверхностях отдельных частей корпуса.

Максимальная допустимая площадь ремонтируемого единичного или совокупного несквозного дефекта на корпусе арматуры должна быть не более 10000 мм². Расстояние между соседними несквозными дефектами должно быть не менее, чем половина длины (0,5L) наиболее протяженного из соседних дефектов.

Таблица 6

Размеры допустимых к ремонту дефектов на трубах и фитингах трубопроводов высокого давления

^* SПDОТ - суммарная площадь дефектов на одной трубе.

^** Расстояние между соседними несквозными дефектами для газопроводов высокого давления должно быть не менее, чем полторы длины (1,5L) наиболее протяженного из соседних дефектов.

^** Расстояние между соседними несквозными дефектами для нефтепроводов высокого давления должно быть не менее, чем три четвертых длины (0,75L) наиболее протяженного из соседних дефектов.

4.6. Типы и допустимые размеры дефектов при ремонте технологического оборудования (корпусные детали, детали машин и механизмов)

4.6.1. Допускаются к ремонту следующие типы дефектов:

- несквозные дефекты коррозионного и эрозионного происхождения, а также несквозные раковины;

- сквозные плоскостные дефекты (отпотины, свищи).

Максимально допустимая площадь единичного сквозного плоскостного дефекта не должна превышать 200 мм².

Расстояние между соседними несквозными дефектами должно быть не менее одной четвертой длины (0,25L) наиболее протяженного из соседних дефектов.

5. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

5.1. Во всех случаях при организации ремонта проводят следующий комплекс работ:

- обеспечивают доступ к ремонтируемому дефекту;

- производят предварительную оценку размеров дефекта с помощью измерительного инструмента (штангенциркуль, линейка) и разметку участка, подлежащего ремонту (рис. 2).

Площадь ремонтируемого участка должна быть не менее, чем площадь, ограниченная эквидистантной кривой, отстоящей от края дефекта на расстоянии 5Н для сквозного дефекта и 2Н для несквозного дефекта (рис. 3);

- производят с помощью ультразвукового толщиномера контроль толщины стенки в пределах размеченного ремонтируемого участка;

- удаляют с помощью механизированного или ручного инструмента и (или) наждачной шкурки загрязнения и ржавчину на ремонтируемом участке. При необходимости остатки ржавчины удаляют химическим способом с помощью ортофосфорной кислоты или других реактивов и производят промывку обработанного участка водой от продуктов реакции;

- придают поверхности необходимую шероховатость (Rz=175 мкм) для увеличения сцепления ремонтных материалов с металлической поверхностью на ремонтируемом участке;

- производят химическую очистку и обезжиривание ремонтируемого участка с помощью очистителя.

5.2. При наличии влаги и при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С ремонтируемый участок просушивают путем нагрева его до температуры плюс 50°С. Нагрев производят безогневым способом (индукционный нагрев, инфракрасное излучение). При атмосферных осадках ремонт следует производить только в укрытиях.

5.3. В течение времени отверждения ремонтного материала (табл. 1) на ремонтируемом участке следует поддерживать температуру не ниже плюс 5°С.

6. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

6.1. Технология ремонта стальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.

6.1.1. Для ремонта стенок, днищ, крыш стальных резервуаров используют материал РЭМ-Сталь;

6.1.2. При ремонте сквозных плоскостных или линейных дефектов выполняют следующие операции:

- инструментальную оценку размеров дефекта и толщины стенки ремонтируемого элемента конструкции в зоне дефекта;

- подготовку дефекта к ремонту в соответствии с разделом 5;

- разметку ремонтируемого участка в соответствии с разделом 5;

- грунтование композитным материалом ремонтируемого участка и заполнение корневой части дефекта;

- послойное заполнение полости дефекта композитным материалом;

- грунтование композитным материалом металлической накладки;

- нанесение слоя композитного материала толщиной 4-5 мм на ремонтируемый участок и установка с натягом металлической накладки на ремонтируемом участке, выдавливая при этом избыточный материал из-под накладки;

- формирование заделки на ремонтируемом участке в соответствии со схемой, приведенной на рис. 4;

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С проводятся дополнительные мероприятия по поддержанию необходимой температуры и влажности в процессе отверждения материала.

6.1.3. При ремонте несквозных дефектов выполняют следующие операции:

- инструментальную оценку размеров дефекта и толщины стенки ремонтируемого элемента конструкции в зоне дефекта;

- подготовку дефекта к ремонту в соответствии с разделом 5;

- разметку ремонтируемого участка в соответствии с разделом 5;

- грунтование композитным материалом ремонтируемого участка;

- послойное заполнение полости дефекта композитным материалом;

- формирование заделки на ремонтируемом участке в соответствии с разметкой, приведенной на рис. 2;

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С проводятся дополнительные мероприятия по поддержанию необходимой температуры и влажности в процессе отверждения материала.

6.2. Технология ремонта труб и фитингов на трубопроводах низкого и среднего давления.

6.2.1. Ремонт сквозных плоскостных дефектов (отверстий).

Ремонт отверстий на трубопроводах низкого давления может проводиться как с использованием усиливающих элементов (металлические закладные детали, накладки из металла или стеклоткани), так и без них. Рекомендации по применению усиливающих элементов различного вида представлены в табл. 7.

Ремонт сквозных отверстий на трубопроводах среднего давления следует проводить с обязательным использованием усиливающих элементов в соответствии с рекомендациями табл. 7.

При ремонте сквозных отверстий без использования усиливающих элементов выполняют следующие операции:

- инструментальную оценку размеров дефекта и толщины стенки ремонтируемого элемента конструкции в зоне дефекта;

- подготовку дефекта к ремонту в соответствии с разделом 5;

- разметку ремонтируемого участка в соответствии с разделом 5;

- грунтование композитным материалом ремонтируемого участка и заполнение корневой части дефекта;

- послойное заполнение полости дефекта композитным материалом;

- формирование заделки на ремонтируемом участке в соответствии с разметкой и геометрическими размерами, приведенными на рис. 1, 3;

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С проводятся дополнительные мероприятия по поддержанию необходимой температуры и влажности в процессе отверждения материала.

Рис. 1. Схема измерений максимальных размеров дефекта при определении его площади

L - длина дефекта;

В - ширина дефекта;

1 - дефект;

2 - труба.

Рис. 2. Схема разметки и в зоне ремонтируемого дефекта

1 - ремонтируемая деталь;

2 - ремонтируемый дефект;

3 - линия, эквидистантная контуру дефекта;

4 - зона шерохования.

При ремонте сквозных отверстий с использованием усиливающих элементов выполняют следующие операции:

- инструментальную оценку размеров дефекта и толщины стенки ремонтируемого элемента конструкции в зоне дефекта;

- подготовку дефекта к ремонту в соответствии с разделом 5;

- разметку ремонтируемого участка в соответствии с разделом 5;

- грунтование композитным материалом ремонтируемого участка и усиливающих элементов;

- нанесение слоя композитного материала на усиливающие элементы;

- установку усиливающих элементов на ремонтируемом участке и формирование заделки в соответствии со схемой, приведенной на рис. 5.

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С проводятся дополнительные мероприятия по поддержанию необходимой температуры и влажности в процессе отверждения материала.

6.2.2. При ремонте несквозных дефектов выполняют следующие операции:

- инструментальную оценку размеров дефекта и толщины стенки ремонтируемого элемента конструкции в зоне дефекта;

- подготовку дефекта к ремонту в соответствии с разделом 5;

- разметку ремонтируемого участка в соответствии с разделом 5;

- грунтование композитным материалом ремонтируемого участка;

- послойное заполнение полости дефекта композитным материалом;

- формирование заделки на ремонтируемом участке в соответствии с разметкой;

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С проводятся дополнительные мероприятия по поддержанию необходимой температуры и влажности в процессе отверждения материала.

6.3. Технология ремонта труб и фитингов на трубопроводах высокого давления.

6.3.1. Ремонт сквозных плоскостных дефектов (отверстий).

Ремонт сквозных отверстий на трубопроводах высокого давления следует проводить с обязательным использованием усиливающих элементов (металлические закладные детали, накладки из металла или стеклоткани), так и без них. Рекомендации по применению усиливающих элементов приведены в табл. 7.

При ремонте сквозных отверстий с использованием усиливающих элементов выполняют следующие операции:

- инструментальную оценку размеров дефекта и толщины стенки ремонтируемого элемента конструкции в зоне дефекта;

- подготовку дефекта к ремонту в соответствии с разделом 5;

- разметку ремонтируемого участка в соответствии с разделом 5;

- грунтование композитным материалом ремонтируемого участка и усиливающих элементов;

- нанесение слоя композитного материала на усиливающие элементы;

- установку усиливающих элементов на ремонтируемом участке и формирование заделки на ремонтируемом участке в соответствии со схемой, приведенной на рис. 5.

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С проводятся дополнительные мероприятия по поддержанию необходимой температуры и влажности в процессе отверждения материала.

Рис. 3. Схема ремонта сквозного дефекта без закладной детали

1 - ремонтируемая деталь;

2 - заделка.

Рис. 4. Схема ремонта сквозного дефекта с применением усиливающей металлической накладки.

1 - стенка резервуара;

2 - заделка;

3 - усиливающая металлическая накладка;

4 - ремонтируемый дефект.

6.3.2. При ремонте несквозных дефектов выполняют следующие операции:

- инструментальную оценка размеров дефекта и толщины стенки ремонтируемого элемента конструкции в зоне дефекта;

- подготовку дефекта к ремонту в соответствии с разделом 5;

- разметку ремонтируемого участка в соответствии с разделом 5;

- грунтование композитным материалом ремонтируемого участка;

- послойное заполнение полости дефекта композитным материалом ;

- формирование заделки на ремонтируемом участке в соответствии с разметкой;

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С проводятся дополнительные мероприятия по поддержанию необходимой температуры и влажности в процессе отверждения материала.

6.4. Особенности технологии ремонта в вертикальном и потолочном положениях.

6.4.1. Для ремонта дефектов в вертикальном и потолочном положениях при формировании заделки следует использовать приспособления, приведенные на рис. 6.

6.5. Технология ремонта запорной и распределительной арматуры.

6.5.1. Для ремонта несквозных дефектов на корпусах запорной и распределительной арматуры, ремонта или уплотнения резьбовых соединений крепежных элементов корпусов, а также для устранения течи продукта в случае потери герметичности на сопрягаемых поверхностях отдельных частей корпуса рекомендуется применять материал РЭМ-Сталь.

6.6. Технология ремонта технологического оборудования на объектах нефтяной и газовой промышленности (корпусные детали, детали машин и механизмов)

6.6.1. Для ремонта несквозных дефектов на корпусных деталях, деталях машин и механизмов следует использовать материал РЭМ-Сталь.

6.7. Технология механической обработки композитных материалов на отремонтированных участках

6.7.1. Композитный материал на отремонтированных участках в случае необходимости может обрабатываться механически с помощью ручного инструмента (напильник, наждачные материалы), а также механизированным способом на токарных, сверлильных, фрезерных и шлифовальных станках.

Рекомендуемые режимы токарной обработки резцами с твердосплавными пластинами:

- скорость резания: 60 - 125 м/мин.;

- глубина резания: 0,5 - 1 мм;

- величина подачи: 0,1 - 0,2 мм/об.

7. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ОТРЕМОНТИРОВАННЫХ УЧАСТКОВ

7.1. Визуальный контроль

7.1.1. Поверхность отремонтированного участка должна быть гладкой, без чешуйчатости и иметь плавный переход к основному металлу. Контуры заделки любых используемых при ремонте усиливающих элементов (накладок, закладных деталей) должны быть плавными.

7.1.2. На поверхности отремонтированного участка не допускаются видимые дефекты, в т.ч. не допускаются одиночные поры глубиной более 1 мм и условным диаметром 3 мм. Скопления пор любых размеров не допускаются.

Вид по стр. А

Рис. 5. Схема разделки сквозного дефекта с применением закладной детали и усиливающей металлической накладки

1 - ремонтируемый участок со сквозным дефектом;

2 - закладная деталь;

3 - армирующая лента;

4 - заделка.

Рис. 6. Схема ремонта в потолочном положении

1 – ремонтируемая деталь;

2 – отремонтированное место;

3 – ограничительное кольцо;

4 – поддерживающая стеклоткань;

5 – временный бандаж.

Таблица 7

Рекомендуемые способы усиления ремонтируемых участков

Примечание. Площадь накладки определятся в соответствии с п. 5.1.

7.2. Неразрушающий контроль.

7.2.1. После выполнения ремонта сквозных дефектов производится неразрушающий контроль методом цветной дефектоскопии. Цветная дефектоскопия проводится в соответствии с методикой ПНАЭГ – 7-018-89 при температуре от минус 40°С до плюс 40°С и относительной влажности воздуха не более 90%. Время от окончания ремонта до начала проведения ЦД должно составить:

1.
.             не менее 4-х часов при положительной температуре окружающего воздуха;

1.
.             не менее 10 часов при отрицательной температуре окружающего воздуха.

7.2.2. Поверхность, подлежащая контролю, должна быть обезжирена ацетоном.

7.2.3. Перед ЦД при отрицательных температурах окружающего воздуха контролируемую поверхность необходимо просушить при температуре, равной (80±10)°С в течение 15 минут.

7.2.4. Промежуток времени между окончанием подготовки отремонтированной детали к контролю и нанесением микроиндикатора красного цвета не должен превышать 0,5 часа. В течение этого времени должна быть исключена возможность конденсации атмосферной влаги, а также попадание на контролируемую поверхность любых загрязнений.

7.2.5. Контроль методом ЦД следует проводить с использованием индикаторного пенетранта, поставляемого в составе дефектоскопического набора ДАК – 2Ц.

Допускается использование индикаторного пенетранта, составляемого в виде многокомпонентной смеси согласно Приложения 1 к методике ПНАЭГ-7-018-89.

7.2.6 Осмотр контролируемой поверхности проводят с использованием лупы шести кратного увеличения.

7.2.7. Любые видимые индикаторные следы являются браковочным признаком. Допускается только одиночный округлый индикаторный след условным диаметром не более 3-х мм в количестве не более одного на одном отремонтированном участке.

7.2.8. На каждый проверенный методом ЦД отремонтированный участок составляется заключение с описанием обнаруженных дефектов и свидетельства их годности.

8. ГАРАНТИЙНЫЙ СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕМОНТНОГО УЧАСТКА

8.1. Гарантийный срок эксплуатации ремонтного участка при соблюдении требований п. 1.6.13 составляет не менее 10 лет.

После 5 лет эксплуатации освидетельствованию подвергают специально приготовленные одновременно с ремонтом образцы – свидетели с имитаторами дефекта либо проводят выборочное освидетельствование с помощью шурфования отремонтированных объектов.

В случае отслаивания усиления в зоне ремонта, растрескивания и выкрашивания, выброса закладной детали, полной или частичной потери материала в полости ремонта, нарушений сплошности и т.п., проводят освидетельствование всех отремонтированных объектов.

8.2. При положительных результатах освидетельствования отремонтированный участок допускается к дальнейшей эксплуатации сроком еще на 5 лет.

8.3. После десятилетнего срока эксплуатации отремонтированных трубопроводов высокого давления ремонтный материал удаляется, отремонтированная полость очищается и производится повторный ремонт.

Примечание. Гарантийный срок назначен на основе экспериментальных работ, осуществленных Институтом композитных технологий г. Москва и НПК «Техническая керамика и композиты» ЦНИИМ, г. Санкт-Петербург.

9. ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ

9.1. Требования техники безопасности должны соответствовать следующим документам:

1.
.             «Единой системе управления охраной труда в газовой промышленности» - Москва, Недра, 1986 г.;

1.
.             «Правилам безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов» - Москва, «Недра», 1985 г.;

1.
.             «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» - Москва, НПО ОБТ, 1993 г.;

1.
.             «Правилам безопасности в газовом хозяйстве» - Москва, Недра, 1992 г.;

1.
.             «Правилам технической эксплуатации магистральных газопроводов» - Москва, Недра, 1989 г.;

1.
.             «Правилам технической эксплуатации и требованиям безопасности труда в газовом хозяйстве РФ» - Москва, НПО ОБТ, 1995 г.

1.
.             «Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. ПБ-03-75-94» - Москва, ПИО ОБТ, 1997 г.

9.2. Работы по подготовке к ремонту и нанесению материала должны проводиться с соблюдением «Правил и норм техники безопасности и производственной санитарии для охранных работ», Минхимнефтемаш, 1970 г. и «Санитарных правил при производстве и изготовлении эпоксидных смол и материалов на их основе». Управление главного санитарного врача СССР, 1980 г.

9.3. Во избежание поражения электрическим током электронагреватели для подогрева должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.00.0-75.

9.4. Ремонтные работы на высоте и в заглублениях необходимо проводить в соответствии с требованиями СниП III-42-80.

9.5. Исполнители ремонтных работ обязаны иметь при себе удостоверение о сдаче экзаменов по технике безопасности, получить инструктаж по безопасному ведению работ на данном объекте, уметь пользоваться средствами индивидуальной защиты. После окончания работ следует осмотреть место проведения ремонта и устранить выявленные нарушения, могущие привести к аварии или несчастному случаю.

9.6. При работе с материалами РЭМ-Сталь и РЭМ-Алюминий необходимо обеспечить вентиляцию (при работе в закрытых помещениях), а также пользоваться перчатками и защитными очками.

9.7. При восстановлении герметичности и проведении ремонта материалами РЭМ-Сталь и РЭМ-Алюминий непосредственно в полости кранового узла время работы оператора должно быть не более 15 минут с подменой операторов на отдых. Общее время пребывания каждого оператора в полости кранового узла – не более 3 часа/сутки.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Перечень
Инструментов и средств измерения, применяемых для ремонта с помощью материалов фирмы «Порсил лтд» (Санкт-Петербург)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Приложение Б (продолжение)

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Приложение В (продолжение)

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящее Дополнение позволяет производить инженерную оценку несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм с дефектами типа "потеря металла" до проведения ремонта и отремонтированных с применением ремонтных конструкций в основном металле и сварных соединений по методу "холодной сварки" при выборочном, плановом, предупредительном и капитальном ремонтам магистральных и промысловых трубопроводов. Ремонт может быть произведен без остановки эксплуатации трубопровода.

1.2. Настоящее Дополнение дает возможность классификации дефектов трубопровода типа "потери металла" (по степени влияния на несущую способность) на опасные и неопасные, и определения геометрических параметров ремонтных конструкций.

1.3 Ремонтные конструкции (РК) подразделяются на РК незамкнутого типа (РКНЗ), предназначенные для осуществления консервационного ремонта неопасных дефектов и РК замкнутого типа (РКЗ), предназначенные для осуществления в восстановительного ремонта опасных дефектов.

1.4 Дополнение разработано на основе следующих принципиальных положений:

- Обнаруживаемые дефекты типа "потери металла" рассматриваются как неопасные, если уровень разрушающих нагрузок, обусловленных ими, превышает напряжения, допускаемые для трубопровода;

- Допускаемое напряжение принимается равным максимальному значению при испытаниях трубопровода, которое, согласно Примечанию к таблице 1 СНиП 2.05.06-85* равно пределу текучести металла трубы;

- Дефекты, размеры которых таковы, что соответствующий им уровень разрушающих нагрузок меньше допускаемых, следует считать опасными;

- Поскольку рабочие напряжения заведомо ниже допускаемых, то (в период между двумя испытаниями) в трубопроводе сосуществуют опасные и неопасные дефекты;

- Опасные дефекты требуют ремонта, восстанавливающего несущую способность участков трубопровода их содержащих;

- При наличии неопасных дефектов, рекомендуется проводить консервационный ремонт с применением РКНЗ, обеспечивающий значительное уменьшение скорости их естественного подрастания в процессе эксплуатации трубопровода;

- Опасные дефекты, ремонт которых с применением РКЗ полностью восстанавливает несущую способность трубопровода, являются пригодными к ремонту. Ремонт таких дефектов предусматривает применение одно- и многосекционных РКЗ. Опасные дефекты, ремонт которых этим методом не восстанавливает несущую способность дефектного участка трубопровода в необходимой степени, являются неремонтопригодными.

Эффективность ремонта зависит от внутреннего давления, при котором производится ремонт. Чем меньше это давление на ремонтируемом участке трубопровода, тем большую нагрузку впоследствии берут на себя РКЗ в зоне ремонта.

1.5. Настоящее дополнение уточняет параметры ремонтируемых дефектов, приведенные в РД "По применению композитных материалов фирмы "Порсил Лтд" (СПБ)...", в зависимости от классификации магистральных трубопроводов по СНиП 2.05.06-85*.

Для магистральных, газопроводов:

- При использовании данных таблицы 5 РД приведенные в ней значения следует относить к газопроводам II класса согласно п. 2.1 СНиПа для всех категорий газопроводов, кроме категории В^*.

^* Настоящее Дополнение к РД не распространяется на ремонт магистральных газопроводов категории В.

- При использовании табл. 6 РД следует пользоваться значениями, приведенными в разделе "Несквозные дефекты" для диаметров 426 - 820 мм и 1020 - 1420 мм соответственно, которое следует относить к газопроводам 1 класса согласно п. 2.1 СНиПа для всех категорий газопроводов, кроме категории В.

Для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов:

Следует пользоваться данными табл. 6. При этом для трубопроводов I класса (Æ1220 мм) по СНиПу следует пользоваться разделом "Несквозные дефекты" для группы диаметром 1020 - 1220 мм, а для трубопроводов II класса (530 - 1020 мм вкл.) - разделом "Несквозные дефекты" для группы диаметров 426 - 830 мм.

1.6. В Приложении 1 настоящего Дополнения регламентируются вопросы типовой технологии ремонта трубопроводов методом холодной сварки с применением экологически чистых и взрыво-пожаробезопасных композитных полимерных материалов.

2. ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПОНЯТИЯ И ПРИМЕНЯЕМЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

2.1. Выборочный ремонт трубопровода - локальный ремонт линейной части трубопровода с целью ликвидации дефектов (в том числе непосредственно по результатам внутритрубной диагностики) в ходе планово-предупредительного или капитального ремонтов.

2.2. Ремонт методом "холодной сварки" - устранение неопасных и опасных ремонтопригодных дефектов с применением РКНЗ и РКЗ при выборочном ремонте трубопроводов без применения источников открытого огня и без остановки перекачки продукта.

2.3. Консервационный ремонт - выборочный ремонт неопасных дефектов методом "холодной сварки" с применением РКНЗ, обеспечивающий значительное уменьшение скорости их естественного подрастания в процессе эксплуатации трубопровода.

2.4. Восстановительный ремонт - выборочный ремонт опасных ремонтопригодных дефектов методом "холодной сварки" с применением РКЗ, восстанавливающий несущую способность дефектного участка трубопровода.

2.5. "Потеря металла" - локальное утонение стенки трубы и сварного соединения вследствие физико-химических процессов и других явлений.

2.6. Дефект - несквозная несплошность или группа несплошностей типа "потери металла" коррозионного, эрозионного или механического происхождения (расстояние между которыми не превышает пяти толщин стенки трубы), за исключением утончений, расположенных во вмятинах, гофрах и т.п. повреждениях.

2.7. Глубина дефекта (h) - протяженность дефекта в радиальном направлении по результатам диагностики.

2.8. Длина дефекта (l) - максимальная протяженность дефекта в осевом направлении.

2.9. Давление при ремонте (р_р) - внутреннее давление в ремонтируемом трубопроводе, при котором осуществляются операции ремонта.

2.10. Критическое напряжение - кольцевое напряжение в стенке трубы, соответствующее моменту нарушения герметичности трубопровода в месте расположения дефекта.

2.11. Неопасный дефект - дефект, для которого критическое напряжение больше допускаемого кольцевого напряжения.

2.12. Опасный дефект - дефект, для которого критическое напряжение меньше допускаемого кольцевого напряжения или равно ему.

2.13 Ремонтная конструкция (РК) - комплексная конструкция, ремонтирующая дефектные участки трубопровода и состоящая из следующих конструкционных элементов, последовательно наносимых на вышеуказанный дефектный участок: ремонтного металло-полимерного материала (РМПМ), накладки из армирующей стеклополимероной ленты (АСПЛ), зафиксированной конструкционным композитным адгезивом (ККА). После полимеризации РК приобретает комплекс требуемых физико-химических и механических свойств. РК могут быть замкнутого и незамкнутого типов.

2.14. Ремонтная конструкция незамкнутого типа (РКНЗ) - РК с локальной накладкой, не образующей замкнутого контура по периметру трубы. РКНЗ используется при консервационном ремонте неопасных дефектов.

2.15. Ремонтная конструкция замкнутого типа (РКЗ) - РК с накладкой, образующей замкнутый контур по периметру трубы. Кроме назначения по п. 2.14, РКЗ используется при восстановительном ремонте опасных дефектов.

2.16. Односекционная РКЗ - РК с накладкой, состоящей из кольцевой замкнутой ленты, профилированной по диаметру, являющейся единым целым и не имеющей стыков по ширине.

2.17. Многосекционная РКЗ - РК с кольцевой замкнутой накладкой, составленной из нескольких пригнанных вплотную друг к другу односекционных РКЗ. В зависимости от конкретных условий отдельные секции многосекционной РКЗ могут содержать неодинаковое количество слоев, определяемое фактическими геометрическими параметрами дефекта.

2.18. Ремонтопригодный дефект - опасный дефект, допустимый к ремонту с применением РКЗ.

2.19. Неремонтопригодный дефект - опасный дефект, недопустимый к ремонту с применением РКЗ.

2.20. Классификация дефекта - оценка опасности и допустимости к ремонту данного дефекта.

2.21. Дифференциация дефектного участка - определение необходимого числа слоев каждой отдельной секции многосекционного РКЗ.

2.22. Параметр / - числовой параметр, характеризующий соотношение временного сопротивления разрыву, предела текучести металла труб и критического напряжения. Используется при классификации дефекта.

2.23. Константная кривая - любая кривая из семейства кривых на диаграммах Приложения 1 настоящего Дополнения. Для константной кривой значение параметра g имеет постоянное значение.

2.24. Функция j - числовая функция, характеризующая соотношение временного сопротивления разрыву, предела текучести металла труб и критического напряжения, а также давления при ремонте. Используется для оценки необходимого числа слоев РКЗ.

3. МАТЕРИАЛЫ

3.1. Все полимерные конструкционные материалы, применяемые при ремонте трубопроводов методом "холодной сварки", должны соответствовать настоящему Дополнению к РД и поставляться по техническим условиям (ТУ), иметь сертификаты качества (паспорта) завода (фирмы) - изготовителя или, в случае их отсутствия, заключения компетентных организаций, гарантирующие требуемые показатели механических свойств, указанные в ТУ.

3.2. В качестве РМПМ следует применять материалы типа РЭМ-Сталь и РЭМ-Алюминий, технические характеристики которых представлены в ТУ 2257-005-00396558-98, а также РЭМ ЭК-2 по ТУ 5.966-11547-94.

3.3. В качестве адгезивов (ККА) следует применять материал типа ПГР-4. Технические характеристики данного ККА представлены в ТУ 2225-009-00396558-99 (табл. 1).

3.4. В качестве АСПЛ следует использовать проверенные по специальной программе промышленные материалы, технические показатели которых представлены в таблице 2.

3.5 Для ремонта опасных дефектов с помощью РКЗ следует использовать АСПЛ со значениями модулей упругости при растяжении не менее 1/10 от модуля нормальной упругости металла труб и с пределом прочности при растяжении не менее 3/4 от временного сопротивления разрыву металла ремонтируемой трубы.

Таблица 1

Технические показатели ККА марки ПГР-4 согласно требованиям ТУ 2225-009-00396558-99

Таблица 2

Технические показатели АСПЛ из КСЛ (ТУ 92-115-14-98) из ГАРС (ТУ 2296-152-05786904-99)

4. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТА И КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТА

4.1. Оценка опасности дефекта представляет собой процесс выявления признаков, по которым определяется принадлежность конкретного дефекта к одной из следующих групп: неопасные дефекты, опасные дефекты ремонтопригодные и неремонтопригодные. Разнесение дефектов по группам называется классификацией (см. п. 2.20). Классификация дефекта осуществляется по диаграммам Приложения 2:

- Диаграмма 1. "Области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 530 - 820 мм с дефектами длиной от 0 до 200 мм".

- Диаграмма 2. "Области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 530 - 820 мм с дефектами длиной от 220 до 2000 мм".

- Диаграмма 3. "Области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 1020 - 1420 мм с дефектами длиной от 0 до 200 мм".

- Диаграмма 4. "Области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 1020 - 1420 мм с дефектами длиной от 200 до 2000 мм".

На каждой диаграмме имеется семейство константных кривых параметра g. Верхняя и нижняя кривые каждой диаграммы представляют собой границы между областями опасных: (неремонтопригодных, ремонтопригодных) и неопасных дефектов.

4.2. Область диаграмм Приложения 2, находящаяся под нижней кривой, соответствует неопасным дефектам.

4.3. Область диаграмм Приложения 2, находящаяся между нижней и верхней кривыми, соответствует опасным ремонтопригодным дефектам.

4.4. Область диаграмм Приложения 2, находящаяся над верхней кривой, соответствует опасным неремонтопригодным дефектам.

4.5. Для проведения классификации дефекта следует знать его относительную глубину h/d, длину l и группу диаметров трубопровода: 530 - 820 мм или 1020 - 1420 мм.

4.6. По длине дефекта и группе диаметров в Приложении 2 выбирают соответствующую диаграмму.

4.7. Далее по значениям длины и относительной глубины дефекта, как по координатам, точкой отмечают место положения дефекта относительно границ, упомянутых в п.п. 4.2. - 4.4. Область, в которую попадает точка, определяет принадлежность дефекта или его тип: 1 - неопасный, 2 - опасный ремонтопригодный, 3 - опасный неремонтопригодный.

4.8. Для ремонтопригодных дефектов следует определить значение параметра y. Оно принимается равным значению параметра ближайшей константной кривой, находящейся непосредственно над местом положения дефекта на диаграмме.

5. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ РЕМОНТНЫХ ПАРАМЕТРОВ РКНЗ И РКЗ

5.1. Неопасные дефекты подлежат консервационному ремонту обычно с применением РКНЗ. При этом размеры РКНЗ должны обеспечивать покрытие участка на поверхности трубы, который описывается замкнутым контуром, эквидистантно удаленным от границ дефекта на расстояние, равное не менее, чем 35, но не менее 40 мм.

5.2. Опасные ремонтопригодные дефекты подлежат заделке с использованием РКЗ. При этом:

5.2.1. Ширина РКЗ должна превышать длину дефекта не менее, чем на 3d, но не менее 40 мм в каждую сторону;

5.2.2. Количество слоев РКЗ должно быть не менее двух.

5.3. Если длина опасного ремонтопригодного дефекта больше ширины односекционной РКЗ за вычетом 6d, для ремонта следует применять многосекционную РКЗ, ширина которой удовлетворяет условию 5.2.1.

5.4. Для опасных ремонтопригодных дефектов выбирается величина ремонтного давления p_p. Согласно "Типовой инструкции по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома", Главгосгазнадзор - ВНИИГАЗ, Москва, 1988 г, давление при ремонте должно быть уменьшено не менее, чем на 10% от величины максимального рабочего давления, зарегистрированного в течение последнего года эксплуатации. Чем меньше ремонтное давление, тем меньше слоев РКЗ потребуется для восстановительного ремонта.

5.5. Для опасных ремонтопригодных дефектов оценивают функцию ремонтного давления j по диаграммам Приложения 3.:

- Диаграмма 1. "Функция (j для дефектов в трубах диаметром 530 - 820 мм".

- Диаграмма 2. "Функция (j для дефектов в трубах диаметром 1020 - 1420 мм".

5.6. Для соответствующей группы диаметров выбирается нужная диаграмма из Приложения 3. Далее, из точки оси абсцисс, соответствующей выбранному давлению при ремонте р_р, восстанавливается перпендикуляр до пересечения с константой кривой g (определение величины которого см. п. 4.8.). Ордината точки перпендикуляра и константной кривой соответствует искомому значению функции j.

5.7. Показатель слойности РКЗ при заделке опасных ремонтопригодных дефектов определяется по формуле:

 где:

Е - модуль нормальной упругости металла трубы (210000 МПа),

Е_к - модуль упругости при растяжении материала АСПЛ в МПа, (определяется по данным поставщика АСПЛ либо по результатам специальных испытаний),

d - номинальная толщина стенки трубы в мм,

d_к - толщина единичного слоя РКЗ в мм.

5.8. Если k£1, то необходимое число слоев РКЗ n=2. Если k>1, то полученный по формуле (1) результат округляется в сторону увеличения до ближайшего целого значения, или, другими словами, дробная часть k отбрасывается, а к целой прибавляется единица, то есть n=int(k) +1 (где int(k) - математическая запись целой части k).

5.9. В случае использования многосекционной РКЗ допускается, в целях экономии материалов, проводить дифференциацию дефекта, включающую определение параметра g для каждой отдельной секций в соответствии с Разделом 4. и оценку необходимого числа слоев по процедуре, описанной в п.п. 5.5. - 5.8., также для каждого отдельной секции. При этом:

5.9.1. За глубину дефекта для конкретной секции принимается значение глубины дефекта в пределах данной секции по результатам диагностики;

5.9.2. Длина дефекта для конкретной секции принимается равной полной длине дефекта;

5.9.3. Если при дифференциации обнаруживается, что конкретная секция попадает в область неопасных дефектов, то количество сдоев РКЗ для данной секции принимается равным 2.

5.10. Необходимое число слоев РКЗ не должно превышать n=9 при толщине единичного слоя, равной 2 мм (см. табл. 2.), или 12 при толщине единичного слоя, равной 1,5 мм (см табл. 2.).

5.10.1. Если условие п. 5.10. не выполняется, то следует повторить действия, предусмотренные п.п. 5.4 - 5.9, используя:

минимально возможное значение давления при ремонте или (и) материал АСПЛ с более высоким модулем упругости при растяжении (см. табл.2.).

5.10.2. Если после выполнения предписаний п. 5.10.1. требованию п. 5.10. не удается удовлетворить, дефект считается непригодным к ремонту с применением РКЗ.

6. ПРИМЕРЫ

6.1. Примеры пользования настоящим дополнением для классификации обнаруженных дефектов и определения параметров восстановительного ремонта приведены в табл. 3.

6.2. Данные табл. 3 по колонкам разбиты на три группы, по строкам - на две группы.

6.3. Первая группа по строкам представляет собой "шапку" таблицы с указанием названий различных параметров, отражаемых в примерах.

6.4. Вторая группа по строкам представляет собой сами примеры с численными значениями параметров.

6.5. Первая группа по колонкам (колонки 1 - 6) содержат исходные данные о трубопроводе и дефекте, а именно: задаваемый диаметр трубы, задаваемую толщину стенки, задаваемые глубину и длину дефекта, задаваемую величину рабочего давления, вычисляемую относительную глубину дефекта.

6.6. Вторая группа по колонкам (колонки 7-8) содержит классификацию дефекта, а именно: определяемый по приложению 2 тип дефекта (неопасный, опасный ремонтопригодный, опасный неремонтопригодный), определяемый по приложению 2. параметр g.

6.7. Третья группа по колонкам (колонки 9 - 17) содержит данные о параметрах восстановительного ремонта, а именно:

задаваемое ремонтное давление,

задаваемый модуль нормальной упругости металла трубы,

задаваемый по сертификату модуль упругости при растяжении РКЗ,

задаваемую по ТУ (сертификату) толщину единичного слоя РКЗ,

вычисляемое отношение модулей упругости,

вычисляемое отношение толщин металла и единичного слоя РКЗ,

определяемое с помощью Приложения 3 значение функции j и вычисляемый с помощью формулы (1) показатель слойности РКЗ,

определяемое в соответствия с п.5.8. число слоев РКЗ для восстановительного ремонта.

Таблица 3

Примеры классификации дефектов типа "потери металла" и оценка параметров восстановительного ремонта с применением РКЗ

^* Примечание: 1 - неопасный дефект, 2 - опасный ремонтопригодный дефект, 3 - опасный неремонтопригодный дефект.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Типовая технология ремонта с применением полимерных материалов участков магистральных трубопроводов, имеющих наружные повреждения типа «потери металла»

Настоящая технология разработана на основании следующих нормативных документов:

· «Руководящего документа по применению композитных материалов фирмы «Порсил лтд» (Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности».

Руководящий документы утвержден ОАО «Газпром» и согласованы с Госгортехнадзором РФ (письмо № 10-03/502 от 12.10.98).

· Дополнения к вышеуказанному РД в части оценки несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением полимерных композитных материалов. АО «ВНИИСТ», ООО «Газнадзор».

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Ремонт пораженных коррозией участков трубопровода осуществляется с применением ремонтных металлополимерных материалов (РМПМ) типа РЭМ-сталь и РЭМ-алюминий, РЭМ ЭК-2.

При этом проводится армирование, т.е. усиление и защита ремонтируемой поверхности трубопровода накладкой из стеклополимерной ленты (РКЗ). Ширина накладки выбирается в зависимости от размеров зоны повреждения поверхности трубы и её перекрытия. Промышленностью выпускается 5 типоразмеров такой ленты, шириной: 100, 300, 400, 450 и 800 мм по ТУ 2296-152-05786904-99 и ТУ 99-115-14-98, пригодной для изготовления накладок.

РКЗ с поверхностью трубы, а также её (РКЗ) отдельные слои между собой соединяются конструкционным композитным адгезивом типа ПГР-4.

1.2. Ремонтируемый участок газопровода после вскрышных работ в осенне-зимний период и при наличии осадков укрывается брезентовой палаткой промышленного образца, делается проверка на загазованность траншеи и окружающих участков.

1.3. Ремонтные работы с применением полимерных композитных материалов (ПКМ) должны осуществляться без перерывов, единым технологическим процессом. Пооперационный темп задается посудным временем (жизнеспособностью) применяемых ПКМ.

2. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТА

2.1. Произвести выемку грунта на ремонтируемом участке газопровода.

Обеспечение безопасности работающих при производстве земляных работ в траншее и проведении ремонтных работ согласно СП 104-34-96 «Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Свод правил по сооружению линейной части газопроводов. Производство земляных работ».

В случае ремонта по нижней образующей трубы в зоне ремонта грунт должен быть выбран на глубину не менее 80 см от поверхности трубы.

Вода в траншее в зоне ремонта должна отводиться.

2.2. Укрыть ремонтируемый участок промышленной брезентовой палаткой.

2.3. Проверить на загазованность укрытую траншею. В дальнейшем проверку загазованности траншеи проводить периодически через каждый час работы.

2.4. Обеспечить температуру тела трубы на ремонтируемом участке выше +5°С (способы нагрева: электроподогрев постоянным током, конвекционный нагрев с помощью ППУ и др., кроме открытого огня).

2.5. Очистить от изоляции ремонтируемый участок трубопровода механическим способом (шлифмашинка, дисковые щетки и другие инструменты).

2.6. Очистить поверхность трубы ремонтируемого участка от следов коррозии механическим и химическим (ортофосфорной кислотой или преобразователем ржавчины) способами.

2.7. Многократно промыть водой ремонтируемую поверхность после её обработки преобразователем ржавчины или ортофосфорной кислотой и произвести её сушку направленным нагревом (безогневым способом).

Смывы воды с остатками ортофосфорной кислоты или преобразователя ржавчины собираются в поддоны, устанавливаемые в приямке под ремонтируемым участком трубы, и нейтрализуются специальными средствами.

2.8. Обезжирить жидким или аэрозольным очистителями ремонтируемую поверхность трубопровода.

2.9. Приготовить и нанести РМПМ на ремонтируемую поверхность трубы. При этом температура поверхности трубы должна быть не менее +5°С.

Если коррозионные дефекты оказались в зоне сварного шва (как заводского, так и монтажного), то ремонт производится РМПМ толщиной слоя, превышающего на 1,5 - 3,0 мм высоту сварных швов.

2.10. Подготовить в необходимом количестве РКЗ с учетом перекрытия дефектов ремонтируемого участка трубы и количества принятых слоев РКЗ.

Примечание: количество слоев РКЗ и величина нахлеста каждого слоя определяется Руководством по оценке несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением полимерных композитных материалов.

2.11. Приготовить и нанести композитный адгезив (ККА) марки ПГР-4 на поверхность ремонтируемого участка трубы и на РКЗ с внутренней стороны.

2.12. Установить РКЗ первого слоя с нанесенным на неё ККА на ремонтируемую поверхность трубы.

2.13. Нанести ККА на внутреннюю поверхность РКЗ второго слоя и на наружную поверхность РКЗ первого слоя.

2.14. Установить РКЗ второго слоя на РКЗ первого слоя.

2.15. При увеличении количества слоев РКЗ более двух на ремонтируемом участке операции по нанесению ККА повторяются в последовательности, как в п.п. 2.12 - 2.14.

В целях обеспечения надежной адгезии установленные РКЗ закрепляются с помощью шаблона, соответствующего кривизне наружной поверхности трубы, и домкрата, а также другими методами натяжения (магнитные пластыри, приспособления МУЛ, бандажные закрутки и др.) на период полимеризации ККА.

2.16. Прогрев тела трубы с нанесенным композитом до температуры 60 - 80°С в течение 2-х часов, без применения открытого огня.

При температуре тела трубы и окружающей среды не ниже +5°С время набора твердости - около 6 часов. При дополнительном принудительном нагреве отремонтированной конструкции время набора твердости можно сократить до 2-х часов. Время набора полной прочности конструкции составляет 24 часа при температуре конструкции +20°С.

2.17. Заделать ККА периметры кромок РКЗ с целью обеспечения сопряжения с ремонтируемой поверхностью трубы.

2.17. Изолировать отремонтированный участок трубы после набора твердости ККА.

2.18. Подсыпать сухим грунтом (без мерзлых кусков) отремонтированный участок газопровода.

2.19. Засыпать грунтом отремонтированный участок газопровода.

3. МАТЕРИАЛЫ ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ РЕМОНТЕ

3.1. Ремонтный металлополимерный материал (РМПМ) промышленных марок.

3.2. Конструкционный композитный адгезив типа ПГР-4.

3.3. Стеклопластиковый материал для РКЗ по ТУ 2296-152-05786904-99 и ТУ 99-115-14-98.

3.4. Средства для обезжиривания:

- ацетон;

- жидкий очиститель, очиститель-спрей.

3.5. Средства для устранения ржавчины:

- ортофосфорная кислота;

- преобразователи ржавчины.

3.6. Изоляционный материал для газопровода совместимый со старой изоляцией и материалом ремонтной конструкции (РК).

3.7. Средство для нейтрализации смывов ортофосфорной кислоты или преобразователя ржавчины (например, кальцинированная сода).

4. ИНСТРУМЕНТЫ И СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ

4.1. Трансформатор постоянного тока.

4.2. Низкочастотные индукционные нагреватели по ТУ 3442-001-26619895, ОКП 344262, Гр Е-75.

4.3. Газоанализатор.

4.4. Ручная шлифовальная машинка.

4.5. Шлифовальные круги.

4.6. Круг с металлической щеткой.

4.7. Ручная металлическая щетка.

4.8. Кисть малярная.

4.9. Валик малярный.

4.10. Комплект слесарного инструмента.

4.11. Резиновая груша (V=0,5 л) для промывочной воды.

4.12. Промышленный фен до 500°С (используется при опорожненном трубопроводе).

4.13. Баллон пропановый (V=50 л) с редуктором.

4.14. Инфракрасная горелка (используется при опорожненном трубопроводе).

4.15. Емкость для чистой промывочной воды (V=200 л).

4.16. Поддон для сбора смывов ортофосфорной кислоты или преобразователя ржавчины.

4.17. Комплект зимней спецодежды.

4.18. Фартук прорезиненный.

4.19. Перчатки резиновые кислотостойкие.

4.20. Сапоги резиновые кислотостойкие.

4.21. Защитные очки.

4.22. Палатка для укрытия ремонтного участка газопровода.

4.23. Домкрат.

4.24. Спальные мешки.

5. МАШИНЫ И МЕХАНИЗМЫ

5.1. Машина транспортно-бытовая ТБМ-1.

5.2. Передвижная авторемонтная мастерская ПАРМ-4920.

5.3. Передвижная паровая установка ППУ-3.

5.4. Экскаватор "Беларусь" с ковшом V=0,35 м³.

Приложение 2:

(обязательное)

Диаграмма 1

Диаграмма 1: Области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 530 - 820 мм

Приложение 2:

(обязательное)

Диаграмма 2

Диаграмма 2: Области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 530 - 820мм

Приложение 2:

(обязательное)

Диаграмма 3

Диаграмма 3: Области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 1020 - 1420 мм

Приложение 2:

(обязательное)

Диаграмма 4

Диаграмма 4: Области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 1020-1420 мм

Приложение 3:

(обязательное)

Диаграмма 1

Диаграмма 1: Функция j для дефектов в трубах диаметром 530 - 820 мм

Приложение 3:

(обязательное)

Диаграмма 2

Диаграмма 2: Функция j для дефектов в трубах диаметром 1020 - 1420 мм