Ремонт трубопровода методом вырезки 4 страница

Работы при резке труб следует проводить с соблюдением следующих требований и в указанной последовательности:

- проверить и убедиться в полной исправности и комплектности применяемого оборудования до начала работ;

- разметить место реза и установить труборез на трубопровод, при монтаже удерживать его грузоподъемным механизмом до тех пор, пока не будут натянуты цепи;

- установить электрощит управления на расстоянии не менее 30 м от места проведения работ;

- выполнить расключение силовых кабелей, заземлить труборез и пульт управления;

- проверить силовые кабели на отсутствие внешних повреждений;

- подготовить емкость с охлаждающей жидкостью вместимостью 50 л для обеспечения постоянного охлаждения фрезы во время резки;

- застопорить вырезаемую катушку (арматуру) грузоподъемным механизмом;

- произвести вырезку катушки в соответствии с инструкцией по эксплуатации трубореза, при движении трубореза по трубопроводу не допускать попадания силового и заземляющего кабелей, шунтирующих перемычек в зону работы фрезы, не допускать натяжки кабеля;

- во избежание защемления режущего диска фрезы при резке труб, вследствие освобождающихся напряжений, необходимо вбивать клинья в надрез через каждые 250 - 300 мм на расстоянии от 50 до 60 мм от режущего инструмента. Клинья должны быть изготовлены из искробезопасного материала.

Грузоподъемные работы по монтажу и демонтажу труборезов, поддержке и удалению вырезаемых деталей выполнять с помощью грузоподъемных механизмов в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов.

После окончания работ по вырезке дефектного участка трубы, задвижки или соединительного элемента труборезные машинки демонтируются, ремонтный котлован освобождается от вырезанных катушек, деталей и зачищается от замазученности.

5.3.6.3 Вырезка дефектного участка с применением энергии взрыва

Вырезка дефектного участка с применением энергии взрыва основана на применении, так называемых, кумулятивных зарядов, которые направляют энергию взрывной волны в определенных направлениях (в сторону тубы). Эти заряды выполняются в виде шнуров взрывчатки, которые можно помещать по окружности трубы в месте ее резки.

Вырезка дефектного участка с применением энергии взрыва должна проводиться в соответствии с ППР на взрывные работы, РД-23.040.00-КТН-386-09 и Правил безопасности при взрывных работах.

Проект производства взрывных работ разрабатывается организацией, выполняющей взрывные работы, имеющей соответствующее разрешение Ростехнадзора, и утверждается главным инженером ОСТ, на объекте которого ведутся взрывные работы.

Работы по резке трубопроводов выполняются бригадой, в состав которой входят: ответственный руководитель взрывными работами и не менее двух взрывников.

В месте проведения взрывных работ должен быть подготовлен пост с пожарной машиной и средствами пожаротушения.

До начала взрывных работ необходимо отметить границы опасной зоны и выставить посты охраны, все технические средства и персонал, не участвующий в установке зарядов, должны быть удалены за границы опасной зоны, установленной ППР, для шнуровых кумулятивных зарядов (ШКЗ) - 50 м, удлиненных кумулятивных зарядов прокатанных (УКЗ-П) - 300 м.

Все электроустановки, кабели, контактные и другие воздушные провода, находящиеся в опасной зоне, где монтируется электровзрывная сеть, обесточиваются с момента монтажа сети до окончания взрывных работ.

При проведении работ в ночное время обеспечивается освещенность места работы и опасной зоны.

Принимаются меры по защите оборудования и сооружений от осколков и воздействия взрывной волны.

Взрывники могут приступать к выполнению работ только после выполнения всех подготовительных операций и получения уведомления о готовности объекта к производству взрывных работ.

При использовании энергии взрыва запрещается:

- применение технологий и оборудования, не имеющих разрешения Ростехнадзора;

- допуск рабочих к месту демонтажа после взрыва до осмотра места взрыва взрывником;

- при монтаже зарядов держать в руках электродетонаторы;

- подача предупреждающих сигналов голосом;

- проводить осмотр места взрыва ранее, чем через 10 минут после взрыва.

5.3.7 Герметизация полости трубопровода

5.3.7.1 Общие сведения

После освобождения трубопровода от нефти/нефтепродукта, вырезки дефектной катушки до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ, внутренняя полость трубопровода должна быть перекрыта (в соответствии с ППР и технологической картой).

Внутренняя полость трубопровода линейной части должна перекрываться герметизаторами типа ГРК (от DN 100 до DN 1200), и/или ПЗУ (от DN 100 до DN 1200). Запрещается применение герметизаторов типа "Кайман". Для контроля прохождения групп герметизаторов ГРК (ПЗУ) до КПП СОД и снижения риска их застревания на решётках тройников ЛЧ МТ разрешается применение герметизаторов типа "Кайман" в качестве очистного устройства с демонтированной герметизирующей камерой. Работы по демонтажу герметизирующей камеры на герметизаторах типа "Кайман" должны быть оформлены актами. Форма акта разрабатывается ОСТ.

Допускается герметизация приемных и выкидных патрубков МНА водяной пробкой с целью исключения выхода из строя отдельных узлов МНА.

Для установки герметизаторов длина вырезаемой катушки должна быть не менее 1,5 D, где D – наружный диаметр ремонтируемого трубопровода.

Допускается использование ГРК, ПЗУ на технологических трубопроводах НПС с последующим извлечением герметизаторов через открытый торец трубы в случае монтажа запорной арматуры, соединительной детали с фланцевым соединением.

При ремонте с заменой участков технологических трубопроводов НПС и нефтебаз, а также КПП СОД, тройниковых узлов, резервных ниток подводных переходов МТ без камер приема СОД для герметизации внутренней полости трубопровода применяется глина.

Выполнение работ по герметизации трубопроводов должно осуществляться по наряду-допуску и ППР (должен быть указан способ перекрытия, вид герметизаторов, применяемых для герметизации каждого участка трубопровода).

Работы по монтажу герметизаторов в трубопровод через открытый торец, выпуск воздуха и демонтаж: герметизатора из трубопровода после завершения работ по установке катушки проводятся под руководством и в присутствии инженерно-технического работника, ответственного за проведение данного вида работ по наряду-допуску.

В составе ППР на вырезку и врезку катушки должен предусматриваться раздел на проведение работ по герметизации внутренней полости трубопроводов, в котором должны указываться тип применяемых герметизаторов, схемы их установки, порядок установки герметизаторов, технология вывода герметизаторов из работы, схема пропуска по трубопроводу после окончания ремонтных работ в соответствии с РД-23.040.00-КТН-073-15. Кроме того, должен быть произведен расчет времени работы трубопровода сниженным режимом при прохождении по трубопроводу герметизаторов с учетом требований нормативной документации по организации планирования и оформления остановок МТ.

Применение герметизаторов разрешается на участках МТ, оборудованных камерами приема СОД, При наличии промежуточных НПС узлы подключения насосных станций должны быть оборудованы камерами приема, пуска или пропуска СОД (обвязка камер пропуска должна обеспечивать пропуск герметизаторов как с остановкой, так и без остановки промежуточной НПС).

5.3.7.2 Технология герметизации внутренней полости трубопроводов линейной части МТ. Общие требования к герметизаторам, применяемым для перекрытия трубопроводов

12.2.1 Внутренняя полость трубопроводов ЛЧ МТ для безопасного проведения огневых работ при плановых и аварийно-восстановительных ремонтных работах должна перекрываться герметизаторами типа ГРК, ПЗУ и устройствами перекрытия трубопроводов ОР-1311.

Тип и максимальное количество герметизаторов, используемых на ремонтируемом участке трубопровода должно соответствовать конструкции камеры приема СОД и указываться в ППР.

Используемые герметизаторы должны иметь комплект необходимой документации: формуляр (паспорт) и руководство по эксплуатации изготовителя, разрешение Ростехнадзора на применение, инструкцию по эксплуатации и применению, утвержденную главным инженером ОСТ.

Герметизаторы должны быть оборудованы пневмопроводом, который при установке должен быть выведен через отверстие в стенке МТ наружу и соединен с узлом (блоком) контроля давления в герметизаторе,

Запрещается применение герметизаторов, не имеющих указанное оборудование, а также производить накачку и выпуск воздуха из герметизатора через открытый торец МТ

После окончания сварочных работ и при наличии положительных результатов дефектоскопического контроля сварных стыков воздух из герметизатора должен быть спущен, узел (блок) контроля давления воздуха должен быть демонтирован.

Выпуск воздуха из герметизаторов должен производиться через узел (блок) контроля давления воздуха.

Перед применением герметизаторы должны быть проверены на комплектность, наличие маркировки и исправность, пройти визуальный контроль.

После установки в МТ герметизаторы должны быть испытаны на прочность и герметичность в соответствии с руководством по эксплуатации.

Подготовка и установка герметизаторов должна производиться согласно руководству по эксплуатации на изделие и инструкции по эксплуатации и применению, утвержденной главным инженером ОСТ.

При врезке катушек на месте выполнения работ должно быть не менее двух резервных герметизаторов на каждый диаметр ремонтируемого трубопровода.

5.3.7.3 Подготовка и установка герметизаторов

Установка герметизаторов в полость МТ производится с открытого торца МТ

Установка герметизаторов должна проводиться при отсутствии избыточного давления и притока нефти/нефтепродукта в МТ. Перед этим ремонтный котлован должен быть зачищен от остатков нефти/нефтепродукта и места загрязнений должны быть зачищены и засыпаны свежим грунтом.

Перед установкой герметизаторов внутренняя поверхность МТ должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину не менее (2D+1), где D – наружный диаметр трубопровода, м;

Расстояние от торца трубы до герметизатора должно быть:

- для герметизаторов ОР-1311 – не менее 2500 мм;

- для герметизаторов ГРК, ПЗУ – не менее D, где D – наружный диаметр МТ, м.

После установки герметизаторов в полость МТ и проветривания ремонтного котлована производится анализ ГВС. Отбор проб для оценки состояния ГВС проводится инструментальным методом во внутренней полости загерметизированного МТ со стороны открытого конца на расстоянии не менее 50 мм от торцовой плоскости герметизатора по всей длине окружности. При концентрации паров нефти ниже 300 мг/м рабочее место считается подготовленным к выполнению огневых работ и подгонке катушки.

Для проведения контроля ГВС в полости ремонтируемого участка на расстоянии от 100 до 150 мм (для герметизаторов ГРК, ПЗУ) от торцов герметизаторов в трубопроводе необходимо выполнить по одному отверстию диаметром 12 мм. Сверление отверстий следует вьшолнять на расстоянии не менее 100 мм от продольных и поперечных сварных швов. Контроль за давлением воздуха (инертного газа) в герметизаторах должен осуществлять по манометру узла контроля давления воздуха через каждые 30 мин. с записью в таблице, являющейся приложением к наряду-допуску.

Если при герметизации внутренней полости технологических трубопроводов с помощью ГРК, ПЗУ герметизатор после производства работ подлежит демонтажу через открытый торец, для защиты персонала от опасных воздействий вакуума в случае его возникновения необходимо использовать защитные решетки, входящие в комплект вспомогательного оборудования.

Если герметизатор после производства работ подлежит демонтажу через открытый торец, то защитная решетка должна устанавливаться на открытый торец трубопровода перед началом снижения давления воздуха в герметизаторе и демонтироваться только после его снижения до статического значения.

5.3.7.4 Перекрытие трубопроводов с применением глины

В зависимости от принятой технологии ремонтных работ применяются методы герметизации полости трубопровода:

- с открытого торца трубопровода;

- через специальные «окна», вырезанные в стенке трубопровода;

- через патрубки с задвижками.

Длина глиняного тампона должна быть не менее двух наружных диаметров трубопровода (2 D).

Перед установкой тампонов через открытый торец трубы внутренняя поверхность трубопровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину не менее (2D+1), где D - наружный диаметр трубопровода, м. При герметизации трубопровода из окна внутренняя полость очищается на расстоянии не менее 1,5 м в каждую сторону от кромки окна.

Расстояние от торца трубы до глиняного тампона должно быть не менее 400 мм.

Применяемая для тампонов глина должна быть однородной по составу, не содержать комьев, песка и посторонних включений в виде корней, травы и верхнего растительного слоя, должна быть пластичной и хорошо смачиваемой; для устройства глиняной стенки может применяться кирпич-сырец.

В зимнее время в целях сохранности свойств глиняных тампонов необходимо принять меры по недопущению замерзания глины во время транспортировки, хранения, при набивке тампонов и после набивки при герметизации полости. Данные мероприятия должны быть указаны в ППР.

Тампон из глины или кирпича-сырца создается послойной укладкой и уплотнением трамбовками, изготовленными из искробезопасных материалов.

После установки тампона в трубопроводе и проветривания ремонтного котлована производится анализ ГВС. Отбор проб осуществляется внутри загерметизированного трубопровода со стороны открытого конца на расстоянии не менее 50 мм от торцовой плоскости тампона по всей длины окружности.

После набивки тампона и обеспечения соосности трубопроводов открытые участки трубопровода должны быть засьшаны грунтом с целью исключения замерзания глиняных тампонов, при отрицательных температурах окружающего воздуха и с целью недопущения повышения давления газа в теплое время - при температуре свыше 10 °С. Данные мероприятия должны быть указаны в ППР.

Во время подгонки катушки должен обеспечиваться постоянный контроль за состоянием тампона (визуально проверяется его целостность и отсутствие зазора между тампоном и стенкой трубопровода). Во избежание просадки тампона не допускаются удары по трубе и вибрационное воздействие от работающих машин и механизмов на участке с тампонами.

Контроль за состоянием воздушной среды должен производиться через отверстия диаметром 12 мм, просверленные в верхней образующей на расстоянии от 100 до 150 мм от тампона у каждого стыка:

- при подгонке катушки - каждые 30 мин;

- при сварке катушки - после прохода каждого слоя шва, но не реже одного раза в час;

- после каждого перерыва в работе независимо от времени.

Срок использования в качестве герметизатора глиняного тампона в трубопроводе не должен превышать 24 ч. По истечению указанного срока не менее 50 % тампона должно быть извлечено и заменено свежей глиной с послойной трамбовкой.

Рисунок 12.6 – Схема установки глиняных тампонов и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти/нефтепродукта во внутренней полости МТ и наличия избыточного давления/вакуума

5.3.7.5 Контроль состояния внутренней полости освобожденного от нефти/нефтепродукта участка трубопровода

Контроль за уровнем нефти/нефтепродукта перед герметизаторами и избыточным давлением газов или вакуумом в трубопроводе организовывается через отверстие диаметром 12 мм, просверленное в верхней образующей трубопровода на расстоянии не менее 40 м до герметизатора (глиняного тампона).

На отверстия должны быть установлены маячки на алюминиевых стержнях и организовано постоянное наблюдение (каждый час и перед монтажом герметизатора) с целью своевременного обнаружения повышения давления газов или образования вакуума и поступления нефти/нефтепродукта в полость опорожненного участка трубопровода.

Уровень нефти/нефтепродукта должен определяться с помощью алюминиевого стержня, а контроль избыточного давления/вакуума – переносным мановакууметром.

Замер уровня нефти/нефтепродукта перед герметизаторами и избыточного давления/вакуума должен осуществляться каждые 30 мин, с записью в таблице, являющейся приложением к наряду-допуску.

При невозможности соблюдения расстояния в 40 м (технологические трубопроводы, наличие запорной арматуры и др.) отверстие должно сверлиться на максимально возможном удалении от герметизатора с установкой шланга, конец которого следует отводить на расстоянии не менее 30 м. Присоединение шланга к трубопроводу должно быть загерметизировано.

При отклонении давления газа в трубопроводе от атмосферного работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению причин изменения давления, просверлено дополнительное количество отверстий для исключения воздействия на герметизатор избыточного давления газа или воздуха при наличии вакуума в трубопроводе.

В случае поступления нефти/нефтепродукта в трубопровод, обнаруженного в процессе производства работ из-за негерметичности задвижки или иных причин, необходимо принять меры по откачке нефти/нефтепродукта через просверленные отверстия в более низких по отметкам местах трассы, относительно места производства работ.

После завершения сварочных работ и получения положительных результатов контроля качества стыков неразрушающими методами отверстия должны быть заглушены металлическими «чопами», изготовленными излетали СтЗ по ГОСТ380 или Ст10 по ГОСТ 1050. Чопы должны быть обварены в соответствии с технологической картой.

5.3.7.6 Технология пропуска герметизаторов по трубопроводу после окончания ремонтных работ

По завершению ремонтных работ при заполнении трубопровода нефтью/нефтепродуктом следует организовать контроль за движением герметизаторов по трубопроводу до момента их поступления в КПП СОД.

Для контроля прохождения герметизаторов по трубопроводу должны быть определены контрольные пункты, по которым определяется время их прохождения и фактическая скорость их движения по трубопроводу.

Во время заполнения трубопровода не позднее, чем за 1,5 ч до расчетного времени подхода герметизаторов, должны быть отключены от основного трубопровода лупинги, резервные нитки ППМТ, перемычки между параллельными трубопроводами.

Пропуск герметизаторов через промежуточные НПС независимо от принятой схемы герметизации осуществляется следующим образом:

а) без остановки промежуточной НПС - при условии размещения в КПП СОД всех герметизаторов «Кайман», подошедших к данному времени к НПС;

б) с остановкой промежуточной НПС - при невозможности размещения подошедших герметизаторов в КПП СОД.

Остановка НПС и подготовка камеры к приему и пропуску герметизаторов должны производиться за 1,5 ч до расчетного времени подхода герметизаторов к НПС. Подготовку НПС к работе или восстановление рабочей схемы КПП СОД НПС необходимо выполнить через 0,5 ч после прохождения герметизаторами последней задвижки КПП СОД. Технологические переключения должен осуществлять оператор НПС по указанию диспетчера РНУ.

Принятые в КПП СОД герметизаторы, извлекаются в порядке, определённом в ОР-19.000.00-КТН-075-16, ОР-75.180.00-КТН-018-10.

Количество извлеченных из КПП СОД герметизаторов должно соответствовать количеству использованных при производстве работ и принятых герметизаторов. При извлечении должна проверяться исправность герметизатора «Кайман» и его комплектность.

По результатам проверки должны быть составлены акты приема герметизаторов с указанием:

- количества принятых герметизаторов «Кайман» и их заводских номеров;

- количества принятых герметизаторов ГРК, ПЗУ;

- расстояний, величины пробега (от места закладки до КПП СОД) каждого герметизатора «Кайман» по отдельности;

- обнаруженных внешних дефектов каждого герметизатора «Кайман»;

- количества отсутствующих элементов и деталей;

- предложений о дальнейшей эксплуатации каждого герметизатора «Кайман».

Составленные акты являются основанием для учета общего пробега и основанием

повторного применения, ремонта или списания герметизаторов «Кайман».

5.3.8 Сварочно-монтажные работы

5.3.8.1 Требования к трубам, катушкам, соединительным деталям и запорной арматуре, предназначенным для врезки в трубопровод

Трубы, катушки, соединительные детали, арматура, устанавливаемые при ремонте дефектных участков трубопровода, должны соответствовать требованиям проектной и нормативной документации, иметь сертификаты, паспорта и акты входного контроля в соответствии с регламентами.

Ввариваемая катушка должна быть изготовлена из труб того же диаметра, толщины стенки и аналогичного класса прочности трубе ремонтируемого участка и иметь сертификат на трубу, из которой она изготовлена.

Труба, предназначенная для изготовления катушки, должна быть испытана гидравлическим способом на прочность заводским испытательным давлением в течение 24 ч и рабочим давлением в течение 12 ч.

При использовании для изготовления катушек труб:

- без заводского изоляционного покрытия - необходимо осмотреть поверхность трубы на предмет отсутствия вмятин, рисок, царапин, задиров, каверн стенки трубы, выполнить ВИК, УЗК качества продольного заводского шва на соответствие техническим требованиям на изготовление трубы, толщинометрию стенки трубы в местах коррозионных поражений и зачисток, а также на отсутствие расслоений и трещин;

- с заводским изоляционным покрытием диаметром более 800 мм - необходимо осмотреть внутреннюю поверхность трубы на предмет отсутствия вмятин, рисок, царапин, задиров, каверн стенки трубы, выполнить УЗК качества продольного заводского шва на соответствие техническим требованиям на изготовление трубы, толщинометрию стенки трубы в местах коррозионных поражений и зачисток, а также на отсутствие расслоений и трещин.

При наличии дефектов труба, предназначенная для катушки должна быть заменена. Ремонт любых дефектов не допускается.

По результатам положительных гидравлических испытаний, дефектоскопического контроля и осмотра на трубы, предназначенные для изготовления катушек, оформляется паспорт, наносится маркировка несмываемой краской буквой «К», на трубы, предназначенные для изготовления «катушек» на подводные переходы буквами «КБ», указывается дата, соответствующая дате проведения гидравлических испытаний, диаметр и толщина стенки. Маркировка наносится с отступлением от края трубы, равным 0,25 м, и равномерно по всей поверхности трубы с шагом, равным:

- диаметру трубы – для диаметров от DN 1000 до DN 1200;

- одному метру – для труб диаметром DN 800 и менее.

Соединительные детали (отводы, тройники, переходы) должны:

соответствовать проектной документации по рабочему давлению, диаметру и толщине;

иметь заводские паспорта (сертификаты);

- иметь маркировку с заводским номером детали.

Соединительные детали, запорная арматура и эллиптические заглушки, применяемые для ремонта, перед установкой на МТ должны пройти входной контроль:

Катушки, соединительные детали и запорная арматура не допускаются к установке в трубопровод при наличии на стенке и продольных сварных швах следующих дефектов:

- царапины, риски, задиры глубиной более 0,2 мм;

- трещины любой глубины и протяженности;

- гофры, вмятины, расслоения, коррозионные повреждения, дефекты продольных сварных швов с параметрами, превышающими требования нормативной документации.

Запрещается для врезки в трубопровод катушек, изготовленных из труб с вышеуказанными дефектами, а также если:

- продольный сварной шов – отремонтирован с применением любого вида ремонта и/или имеющие дефекты на длине менее 200 мм от торца трубы;

- стенка трубы – отремонтирована заваркой и/или имеет вмятины, примыкающие к продольному сварному шву, любой глубины и уменьшения толщины стенки трубы, для которых минусовой допуск превышает 5 % от номинальной толщины стенкн.

Запрещается исправление вмятин любыми способами.

5.3.8.2 Стыковка (подгонка) трубопроводов методом установки «катушек» или захлёстов

После вырезки дефектного участка трубопровода оси соединяемых трубопроводов должны быть выставлены в единую продольную линию на расстоянии не менее половины длины вскрываемого участка. Длина вскрываемого участка в зависимости от диаметра трубопровода, минимального радиуса упругого изгиба и величины несоосности стыкуемых концов трубопровода, размещение трубоукладчиков в зависимости от их грузоподъемности приведены в нормативной документации.

Плоскости торцовых поверхностей стыкуемых трубопроводов должны быть перпендикулярны осям этих трубопроводов и параллельны друг другу. Указанное требование достигается путем вскрытия и освобождения трубопроводов от грунта с последующим их перемещением с целью достижения единой продольной оси стыкуемых трубопроводов.

Перемещение участков трубопроводов для достижения их соосности осуществляется трубоукладчиками в соответствии с нормативной документацией с применением «мягких» полотенец. Мягкое полотенце должно быть расположено на расстоянии не менее 2 м от герметизатора (тампона) с целью недопущения его повреждения при подъеме трубы. Запрещается подъем трубопровода с применением строп-удавок и тросовых полотенец.

При подготовке планируемых ремонтных работ к соединительным деталям и запорной арматуре должны быть при необходимости приварены вставки промежуточной толщины или переходные кольца, с подваркои кольцевого стыка изнутри с проведением неразрушающего контроля сварных швов.

Подготовка участка трубопровода для врезки производится в следующей последовательности:

- удаление дефектного участка МТ, запорной арматуры, соединительных деталей (методом взрыва или безогневой резки);

- герметизация торцов ремонтируемого трубопровода глиняными тампонами или герметизаторами;

- сверление на расстоянии не менее 40 м от тампонов, герметизаторов отверстия для контроля за уровнем и давлением/вакуумом нефти/нефтепродукта за герметизатором (тампоном)

- сверление контрольных отверстий для отбора анализа воздуха перед тампонами и герметизаторами на расстоянии от 100 до 150 мм от их торцов;

- дегазация ремонтного котлована и контроль загазованности воздушной среды;

- определение соосности стыкуемых участков трубопроводов в соответствии с рисуеком

При соосности стыкуемых участков трубопровода производятся работы по подгонке катушки, запорной арматуры, соединительных деталей. При несоосности концов трубопровода участки трубопровода дополнительно освобождаются (вскрываются) от грунта экскаватором.

Рисунок 5.21 – Схема замера соосности труб при врезке (а < 1,5°)

Выставленные торцы ремонтируемого трубопровода, при проведении дальнейших операций, должны оставаться неподвижными. Неподвижность концов трубопровода обеспечивается фиксированием положения стрелы трубоукладчика и засыпкой трубопроводов грунтом.

При невозможности центровки трубопровода с требуемой точностью, ремонт данного участка трубопровода производится монтажом гнутых отводов.

Деформированные взрывом торцы трубопровода отрезают газовой резкой на расстоянии не менее 100 мм с последующей обработкой специализированными станками. Допускается обработка угловой шлифовальной машинкой со снятием слоя металла с обрезанного торца трубопровода не менее 1 мм и формированием разделки кромок под сварку для труб с толщиной стенки до 17 мм.

Концы труб подвергаются УЗК на длине не менее 100 мм по всему периметру на наличие расслоений. Расслоения, выявленные УЗК, удаляются.

Подгонка катушки производится в следующей последовательности:

- производится разметка катушки (переходные кольца - при необходимости) на трубе, длина которой^должна соответствовать длине вырезанного участка с учетом припуска на механическую обработку после газовой резки величиной 2 мм. Длина катушки, соединительной детали и запорной арматуры с переходными кольцами, готовой к установке, должна быть меньше длины ремонтного участка на величину от 2 до 3 мм;

- разметка линии реза производится мелом или тальком с применением мягких шаблонов либо других специальных приспособлений.

-
для определения длины монтируемой катушки производится измерение длины заменяемого участка трубопровода в четырех точках по горизонтальной и вертикальной плоскостям в соответствии с рисунком 5.22. Разность длин образующих должна составлять не более 3 мм.

Рисунок 5.22 – Схема измерения длины ремонтного участка МТ

Центровка катушки с трубопроводом производится с применением наружных центраторов.

В случае, когда концы ремонтируемого трубопровода и катушки имеют овальность, для сборки должны применять центраторы, предназначенные для исправления овальности.

Подготовка и подгонка «катушек», соединительных деталей (гнутых отводов, переходов, тройников, запорной арматуры) производится в следующей последовательности: