Балластировка трубопровода полимерно-контейнерными балластирующими устройствами, как правило, производится групповым методом. Заполнение полостей ПКБУ должно производиться минеральным грунтом, не допускается попадание снега и льда в полость балластирующего устройства. 4.5.7. Закрепление трубопровода винтовыми, раскрывающимися и вмораживаемыми анкерными устройствами должно осуществляться только после того, как трубопровод уложен в траншее на проектные отметки. 4.5.8. Установку вмораживаемых анкеров в многолетнемерзлые грунты следует производить, как правило, в зимний период и календарные сроки, обеспечивающие смерзание анкеров с грунтом для получения расчетной удерживающей способности. 4.5.9. Погружение анкеров в многолетнемерзлые грунты следует производить буроопускным, спускным или комбинированным способами. Отклонения положения анкеров от проектных не должны превышать -5 см по глубине и ±0,5 м вдоль трубопровода. 4.5.10. Буроопускной способ следует применять в твердомерзлых грунтах при средней температуре их по глубине погружения -0,5°С и ниже. Рис. 5. Схема установки на трубопровод полимерно-контейнерного балластирующего устройства: 1 - трубопровод; 2 - рамка жесткости; 3 - емкость из мягкой ткани; 4 -верхняя грузовая лента; 5 - нижняя грузовая лента; 6 - противоразмывная перегородка; 7 - первоначальный профиль околотрубной траншеи; 8 - профиль околотрубной траншеи после оплывания грунта; 9 - минеральный грунт 4.5.11. Опускной способ целесообразно применять в грунтах песчаного и песчано-глинистого состава, содержащих не более 15 % крупнообломочных включений, при средней температуре грунтов по глубине погружения -1,5°С и ниже. 4.5.12. Установку анкерных устройств опускным методом, в зависимости от их конструкции, выполняют совмещенным или раздельным способом. Совмещенный способ заключается в одновременном погружении анкера и паровой иглы и применяется для анкеров стержневого типа (рис. 6а). При раздельном способе сначала формируется скважина, а затем в нее опускается анкер. Раздельный способ применяется для анкеров дискового типа (рис. 6б). Перед спуском многодисковых анкерных устройств все диски должны быть жестко закреплены. При раздельном способе погружения анкеров для определения требуемого диаметра скважины перед началом работ по установке анкеров опытным путем определяют скорость погружения паровой иглы в грунт. 4.5.13. Комбинированный способ предусматривает бурение лидерной скважины на неполную проектную глубину, последующее паропротаивание грунта до проектной глубины, а затем погружение анкера и заполнение устья скважины буровым шламом. Бурение скважины выполняют на глубину не более 1 м. Работы по бурению скважин выполняют буровыми машинами, перемещающимися по дну траншеи. Допускается бурение с бровки траншеи с помощью специального навесного оборудования к гидравлическим одноковшовым экскаваторам. Установка вмораживаемых анкерных устройств опускным и комбинированным методами должна быть закончена не позднее чем за 10-15 дней до начала работ по испытаниям трубопровода и не позднее чем за 1 месяц до заполнения траншеи талыми водами. 4.5.14. Технология установки вмораживаемых анкеров буроопускным методом включает бурение скважин в основании дна траншеи, опуск анкеров в пробуренные скважины и заполнение скважины грунтовым раствором. Заполнение скважин грунтовым раствором осуществляют в два этапа: 1-й - в скважину заливают воду; 2-й - в скважину засыпают песок. Достаточность воды, залитой в скважину, проверяется наличием влажного песка на уровне устья скважины при ее полном заполнении. Для заполнения скважин используют сухой или сыпучемерзлый песок, в котором допускается наличие твердых включений размером не более 5 мм. После установки и вмерзания в грунт анкеров производят монтаж силовых поясов и изоляцию мест крепления. 4.5.15. Закрепление трубопроводов вмораживаемыми анкерными устройствами производят в твердомерзлых песчаных и глинистых грунтах, включая болота с мощностью торфяной залежи не более глубины траншеи при условии, что несущие элементы вмораживаемых анкеров должны находиться в вечномерзлом грунте в течение всего срока эксплуатации. Рис. 6. Схемы конструкций вмораживаемых анкерных устройств при закреплении трубопровода, заглубленного на проектные отметки с помощью разработки околотрубных траншей: а - стержневое анкерное устройство; б - анкерное устройство дискового типа; 1 - трубопровод; 2 - силовой пояс; 3 - футеровочный мат; 4 - ограничитель усилий; 5 - промерзший торфяной слой; 6 - непромерзший торфяной слой; 7 - уровень минерального грунта или многолетней мерзлоты; 8 - профиль околотрубной траншеи; 9 - тяга; 10 - стержневой анкер; 11 - металлические диски; 12 - грунтовый раствор 4.5.16. Расчеты параметров и характеристик балластирующих устройств следует производить в соответствии с ВСН 007-88. 4.6. Врезка "катушек" и компенсаторов4.6.1. Врезка "катушек" и компенсаторов при капитальном ремонте газопроводов производится в местах появившихся арок и прогибов. "Катушки" применяют также для замены участка трубы, имеющего локальные дефекты, не подлежащие ремонту. 4.6.2. Врезка "катушек" и компенсаторов должна производиться в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85, РД 51-108-86 и настоящими Правилами. На многониточных системах при выборе места и положения компенсатора необходимо учитывать соблюдение минимального расстояния после установки компенсатора до ближайшей параллельной нитки в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85. 4.6.3. Особенностью врезки "катушек" и компенсаторов в условиях болот является необходимость подъема и выноса трубопровода на поверхность специально подготовленной ремонтно-строительной полосы для производства сварочно-монтажных работ; если это требование не выполнимо, то работы по врезке следует выполнять над проектной осью трубопровода, при этом надо осуществлять принудительный водоотлив из траншеи или монтажного котлована. 4.6.4. Последовательность работ по врезке П-образного компенсатора в условиях болот приведена в Приложении 9. 5. РЕМОНТ ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДА ПОД АВТОМОБИЛЬНЫМИ И ЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ5.1. Капитальный ремонт переходов газопровода, проложенных в футляре (кожухе) под автомобильными или железными дорогами, производится с целью замены изоляционного покрытия трубопровода, концевых сальников или замены рабочей плети в зависимости от их технического состояния. Вид ремонта, способы его выполнения и применяемые при этом конструкции должны быть предусмотрены проектом. Ремонт переходов, проложенных под автодорогами без футляров (кожухов), производится аналогично работам на линейных участках, но с послойным уплотнением грунта обратной засыпки траншеи. На время производства работ сооружаются объездные дороги и выставляются предупредительные знаки. 5.2. Капитальный ремонт переходов газопровода под автомобильными и железными дорогами производится с отключением газопровода, полным освобождением его от газа и может выполняться отдельно либо совместно с линейной частью газопровода. 5.3. Капитальный ремонт перехода включает: а) подготовку подъездных дорог, а также ремонтно-строительной полосы для размещения демонтируемого участка рабочей плети и выполнения работ; б) разработку котлованов с обеих сторон от дороги для вскрытия участков рабочей плети и концов футляра, обеспечения демонтажа и последующего обратного монтажа ремонтируемой плети; в) устройство крепления стенок котлованов и водоотлива грунтовых вод; г) отрезание демонтируемого участка рабочей плети от основной нитки газопровода и удаление уплотнения межтрубного пространства на концах футляра; д) извлечение вырезанного участка рабочей плети из футляра и подъем его на подготовленную ремонтно-строительную полосу; е) переизоляцию демонтированной плети или сварку и изоляцию новой плети; ж) футеровку плети и оснащение ее скользящими опорами; з) испытание участка трубы на прочность и герметичность; и) опуск и протаскивание отремонтированной плети через футляр; к) гидравлическое испытание перехода газопровода категории В и примыкающих участков категории 1; л) приварку отремонтированной плети к основной нитке газопровода и контроль сварных стыков; м) герметизацию межтрубного пространства на концах трубы-футляра; н) изоляцию стыков труб; о) засыпку котлованов; п) проверку и при необходимости устранение повреждений газопроводной свечи и подводящего к ней трубопровода. 5.4. Если совместно с рабочей плетью в общем футляре проходит кабель связи, то при ремонте необходимо принять меры для защиты его от повреждений. 5.5. Для повышения уровня индустриализации работ при ремонте переходов газопровода под автомобильными и железными дорогами возможно применение конструкций опорно-направляющих колен, концевых уплотняющих манжет и специальных футеровочных матов, которые разработаны ВНИПИтрансгазом, Оргтехностроем совместно с ВНИИСТом. (Альбом типовых чертежей на конструкции переходов газопроводов различных диаметров разработан ВНИПИтрансгазом.) 5.6. При демонтаже трубопроводов, ремонте крановых узлов и переходов под дорогами сварочно-монтажные работы производятся в соответствии с требованиями РД 51-108-86 и ВСН 006-88. 6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РАБОТ6.1. При ремонте магистральных газопроводов контролируют все виды работ. Контроль качества работ начинают с контроля качества материалов, поступающих для ремонта, который осуществляют путем внешнего осмотра, проверки сертификатов и паспортов на соответствие их стандартам и техническим условиям. 6.2. Контроль качества проведенных работ заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ проектной документации, требованиям СНиП III-42-80, ВСН 004-88. 6.3. В зависимости от характера выполняемой операции контроль качества работ осуществляется непосредственно исполнителями, бригадирами, мастерами, прорабами и представителями заказчика (технадзора). 6.4. Приборы и инструменты, предназначенные для контроля качества работ, должны быть заводского изготовления и иметь паспорта, технические описания и инструкции по эксплуатации. 6.5. Выявленные в ходе контроля отклонения от проектов и требований нормативных документов должны быть исправлены до начала последующих технологических операций. 6.6. Операционный контроль качества выполнения земляных работ включает: проверку отметок и ширины полосы для работы землеройных машин; проверку откосов, ширины и глубины траншеи в зависимости от грунтов; проверку толщины слоя подсыпки на дне траншеи и толщины слоя присыпки трубопровода мягким грунтом. 6.7. С целью комплексного ведения работ, а также предотвращения обрушения и оплывания стенок траншеи необходимо контролировать темп разработки траншеи, который должен соответствовать сменному темпу изоляционно-укладочных работ. 6.8. Наиболее ответственными, требующими тщательного контроля качества выполнения являются сварочно-восстановительные и изоляционные работы. 6.9. При контроле качества сварных соединений газопровода проводят: операционный контроль, визуальный контроль и обмер сварных соединений, неразрушающий контроль, радиографический контроль, магнитографический контроль, ультразвуковой контроль и контроль на герметичность. 6.10. Контроль качества заварки дефектов должен осуществляться: пооперационным контролем; внешним осмотром; проверкой сплошности наплавленного металла физическими неразрушающими методами контроля (ультразвуковой контроль, радиографический контроль). 6.11. При контроле годными считаются наплавки и сварные швы, в которых: отсутствуют трещины любой глубины и протяженности; глубина шлаковых включений не превышает 10 % от толщины стенки и общая протяженность - не более 3,5 мм. Непровары в швах и подрезы на основном металле не допускаются. 6.12. Результаты контроля регистрируют в журнале с указанием наименования проверенного сварного соединения, вида соединения, диаметра и толщины сваренных труб, вида и количества обнаруженных дефектов, температуры окружающего воздуха, фамилии и разряда сварщика, даты проведения сварки и контроля, технологии устранения дефектов сварного шва, результатов проверки дефектных мест после их исправления. 6.13. При контроле качества изоляционных работ необходимо соблюдать требования ГОСТ 25812-83, СНиП 3.01.01-85 и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке. 6.14. Материалы изоляционных покрытий должны иметь паспорта, по которым контролируют их соответствие требованиям действующих НТД. Импортные изоляционные материалы проверяют по показаниям, оговоренным в контрактах. 6.15. При нанесении изоляционных покрытий проводятся контроль качества материалов, операционный контроль качества выполняемых работ и контроль качества готового изоляционного покрытия. 6.16. При приготовлении грунтовок следует проверять: дозировку компонентного состава, однородность, вязкость, плотность. 6.17. Температура битумной мастики контролируется: во время приготовления и подогрева, при перевозке и нанесении ее на поверхность трубопровода. Не допускается укладка на дно траншеи изолированного трубопровода, если температура слоя битумной мастики превышает 30°С. 6.18. При приготовлении битумной мастики необходимо контролировать: правильность дозировки и порядок введения компонентов, продолжительность варки, тщательность перемешивания, степень заполнения котла. 6.19. У полимерных лент проверяют: отсутствие телескопических сдвигов, возможность разматывания при температуре применения, отсутствие перехода клеевого слоя на другую сторону ленты. 6.20. Армирующие и оберточные материалы проверяют на возможность разматывания рулонов при температуре применения, на плотность намотки в рулоне и ровность торцов. 6.21. При использовании импортных материалов следует проверять соответствие друг к другу полимерных лент, клеевых грунтовок и защитных оберток. 6.22. При нанесении изоляционного покрытия проверяют: сплошность, толщину, адгезию, число слоев, натяжение и ширину нахлеста витков рулонных материалов. 6.23. Сплошность изоляционного покрытия непрерывно контролируют визуально, дефектоскопом перед укладкой трубопровода в траншею. Значение электрического напряжения, при котором происходит пробой изоляционного покрытия, регламентировано и приводится в ГОСТ 25812-83. 6.24. Толщину битумного изоляционного покрытия проверяют толщиномером через каждые 100 м трубопровода, а в местах, вызывающих сомнение, - в четырех точках каждого сечения. 6.25. Адгезию битумного изоляционного покрытия проверяют через каждые 500 м, а также в сомнительных местах. Испытание проводят в трех точках через 0,5 м. Среднее арифметическое трех измерений с точностью до 0,1 кгс/см2 принимают за величину адгезии. 6.26. Адгезия изоляционных покрытий проверяется адгезиметром: на основе полимерных лент ГОСТ 25812-83 - метод А; на основе битумных мастик ГОСТ 25812-83 - метод Б. 6.27. Методы, показатели и последовательность контроля качества изоляционных материалов и покрытий во время выполнения ремонтных работ приведены в Приложении 10. 6.28. Перед засыпкой отремонтированного и уложенного в траншею газопровода необходимо проверить качество изоляционного покрытия. 6.29. Контроль изоляционного покрытия отремонтированного и засыпанного участка газопровода осуществляется в соответствии с ГОСТ 25812-83. Если при контроле изоляции установлено ее неудовлетворительное состояние, то необходимо найти места повреждений, отремонтировать повреждения и провести повторное испытание изоляции. 7. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ7.1. При производстве ремонтно-строительных работ на магистральных газопроводах необходимо строго соблюдать правила техники безопасности. При этом следует руководствоваться нормативными документами. Во всех производственных инструкциях предусматриваются разделы по технике безопасности, составляемые в соответствии с требованиями действующих правил применительно к конкретным условиям и с учетом специфики. С этими инструкциями знакомят рабочих и технический персонал, а также выдают на руки инструкции по профессиям. 7.2. При производстве работ повышенной опасности ответственный исполнитель работ должен иметь наряд-допуск. Форма наряда-допуска приведена в Приложении 5 СНиП III-4-80. 7.3. До начала работ по ремонту газопроводов организация, эксплуатирующая газопровод, обязана: дать письменное разрешение на производство работ по ремонту газопровода; очистить полость газопровода от конденсата и отложений; выявить и обозначить места утечки газа; отключить газопровод от действующей магистрали; выявить и обозначить места залегания газопровода на глубине менее 40 см; обеспечить связью ремонтно-строительные участки с диспетчерской, ближайшей компрессорной станцией, ближайшим домом обходчика и другими необходимыми пунктами; обеспечить техническую и пожарную безопасность при ремонтных работах. 7.4. После отключения и снятия давления в газопроводе производятся планировочные и вскрышные работы. 7.5. Вскрытие газопровода производят вскрышным экскаватором с соблюдением следующих условий безопасности: вскрытие газопровода необходимо вести на 15-20 см ниже нижней образующей, что облегчает строповку трубы при ее подъеме из траншеи; запрещается производство других работ и нахождение людей в зоне действия рабочего органа вскрышного экскаватора. 7.6. При вскрышных работах одноковшовым экскаватором для предохранения тела трубы следует оборудовать ковш экскаватора профилированной режущей кромкой. 7.7. Расположение механизмов и других машин около траншеи должно быть за призмой обрушения грунта. 7.8. Огневые работы на газопроводе следует производить в соответствии с требованиями Типовой инструкции по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома СССР, 1988. 7.9. К электросварочным работам допускаются электросварщики, прошедшие установленную аттестацию и имеющие соответствующие удостоверения. 7.10. При работе с очистной машиной необходимо следить за тем, чтобы на ней был установлен пенный или углекислый огнетушитель. 7.11. Машинист, работающий на изоляционной машине, также должен перед работой осмотреть все узлы машины, проверить исправность механизмов, инструмента и приспособлений. 7.12. При производстве изоляционно-укладочных работ между машинистом изоляционной машины и машинистами трубоукладчиков (сопровождающих изоляционную машину) должна быть строгая согласованность действий. 7.13. При работах по прокладке магистрального газопровода параллельно действующему необходимо соблюдать все требования безопасности, изложенные в соответствующих документах на строительство нового газопровода. 8. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ8.1. Охрана окружающей среды при капитальном ремонте ЛЧМГ должна выполняться в соответствии с проектом производства работ и иметь целью полное исключение или сведение к минимуму ущерба: природным земельным ресурсам, освоенным земельным ресурсам, природным водным ресурсам, атмосферному воздуху, недрам, растительности, животному миру, ландшафтам, заповедникам и заказникам, существующим зданиям и сооружениям. 8.2. Основными работами по охране окружающей среды при капитальном ремонте ЛЧМГ являются: рекультивация сельскохозяйственных угодий; восстановление гидрологического режима постоянных водотоков - поверхностных и грунтовых; техническая рекультивация - предотвращение водной и ветровой эрозии; биологическая рекультивация в пределах полосы отвода - при нарушении почвенного и растительного покрова; термоизоляция многолетнемерзлых грунтов на участках трассы с нарушением почвенно-растительного покрова более 30 % от площади полосы отвода для производства работ по капитальному ремонту ЛЧМГ; возведение специальных сооружений - водопропусков (в том числе труб), подпорных стенок и горных канав, водосборных лотков и др. 8.3. С целью уменьшения нарушений окружающей среды все ремонтно-восстановительные работы должны выполняться в пределах полосы отвода и специально отведенных площадок трубосварочных и трубоизоляционных баз и др. 8.4. На всех этапах капитального ремонта ЛЧМГ следует выполнять мероприятия, предотвращающие: развитие неблагоприятных рельефообразующих процессов; изменение естественного поверхностного стока; загорание естественной растительности и торфяников; захламление территории строительными и прочими отходами; разлив горючесмазочных материалов, слив отработанного масла, мойку автомобилей в неустановленных местах и т.п. ПРИЛОЖЕНИЯ
|
РАО "Газпром" Газотранспортное предприятие_______________________ АКТ сдачи-приемки в капитальный ремонт участка газопровода_____________________________ протяженностью________ км, от км ________ ПК________ до км________ + ПК __________ сооруженного из труб____________________ "_____"_________199__ г. Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт в том, что в соответствии с распоряжением газотранспортного предприятия _________________ ремонтно-строительное подразделение __________________ после рассмотрения прилагаемой к настоящему акту техдокументации и производственного осмотра указанного участка газопровода в натуре приняло его от _________________ Линейного производственного управления магистральных газопроводов для производства капитального ремонта. Силами ____________ ЛПУМГ выполнены следующие подготовительные работы: 1)_________________________________________________________________________ 2)_________________________________________________________________________ По настоящему акту от ___________________ ЛПУМГ передается ремонтно-строительному подразделению следующая техдокументация: 1)_________________________________________________________________________ 2)_________________________________________________________________________ 3)_________________________________________________________________________ ______________ЛПУМГ предъявило (не для передачи ремонтно-строительному подразделению) следующие документы на отвод полосы земли протяженностью ______ км и шириной _____ м во временное пользование для производства капитального ремонта указанного участка газопровода ____________________________ ___________________________________________________________________________ Сдал (начальник ЛПУМГ) _____________________ Принял (начальник РСУ) _____________________ (подписи) |
УТВЕРЖДАЮ ___________________________ (должность, Ф.И.О., подпись руководителя газотранспортного предприятия) "_____"______________ 199 г. АКТ о приемке в эксплуатацию законченного капитальным ремонтом участка газопровода "_____"______________ 199 г. Мы, нижеподписавшиеся, комиссия, в составе _________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ составили настоящий акт в том, что произведен капитальный ремонт участка газопровода _______ от км ______ ПК ______ до км _______ ПК _____ диаметром _______ мм, общей протяженностью ______ км согласно заданию на ремонт от "___"_________ 199__г., выданному ____________, и проекту производства работ, согласованному с _______________________________. Комиссия считает, что работы по ремонту указанного участка газопровода выполнены в соответствии с требованиями нормативных документов и проекта. На основании вышеуказанного комиссия считает данный участок газопровода годным к эксплуатации. К акту прилагается следующая исполнительная техническая документация: ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ Председатель комиссии ____________________ (подпись) Члены комиссии: ____________________ ____________________ ____________________ (подписи) |
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ
I. Капитальный ремонт магистральных газопроводов с заменой труб осуществляется путем:
укладки в единую траншею вновь прокладываемого трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего;
укладки в отдельную траншею вновь прокладываемого трубопровода с последующим вскрытием и демонтажем заменяемого трубопровода;
демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого в существующую или вновь разрабатываемую траншею.
1. Капитальный ремонт с заменой труб путем укладки в единую траншею вновь прокладываемого трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего (Приложение 2, рис. 1) выполняется в два этапа.
На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:
определение положения трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
разработка единой траншеи с размещением отвалов минерального грунта по обе стороны траншеи;
планировка отвала грунта со стороны движения ремонтно-строительной колонны;
сварка одиночных труб в секции на трубосварочной базе;
вывоз секций труб на трассу и раскладка их на бровке траншеи;
сварка секций труб в нитку с контролем качества монтажных сварных стыков;
очистка, нанесение изоляционного покрытия и укладка трубопровода в траншею;
частичная засыпка уложенного трубопровода минеральным грунтом из ранее спланированного отвала;
продувка и очистка внутренней полости трубопровода от посторонних предметов;
испытание на прочность и герметичность;
отключение заменяемого и подключение нового трубопровода к действующему газопроводу в районе линейных кранов.
На втором этапе работы выполняются в следующей последовательности:
опорожнение и продувка заменяемого трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал;
подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;
засыпка траншеи минеральным грунтом;
резка трубопровода на отдельные плети или трубы;
транспортирование труб к месту складирования;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
Приложение 2. Рис. 1. Технологическая схема капитального ремонта трубопровода с заменой труб путем укладки в совмещенную траншею:
1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - экскаватор; 4 - ремонтируемый трубопровод; 5 - сварочная установка; 6 - трубоукладчик; 7 - дефектоскопическая лаборатория; 8 - очистная машина; 9 - передвижная электростанция; 10 - троллейная подвеска; 11 - изоляционная машина; 12 - труборез; 13 - отремонтированный участок трубопровода; 14 - отвал плодородного слоя почвы; 15 - отвал минерального грунта; 16 - установка для снятия изоляционного покрытия
2. Капитальный ремонт с заменой труб путем укладки в отдельную траншею вновь прокладываемого трубопровода с последующим вскрытием и демонтажем заменяемого (Приложение 2, рис.2) выполняется в два этапа.
На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:
закрепление трассы вновь прокладываемого трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
сварка одиночных труб в секции на трубосварочной базе;
вывоз секций труб на трассу и раскладка их на бровке траншеи;
сварка секций труб в нитку с контролем качества монтажных сварных стыков;
разработка траншеи;
очистка, нанесение изоляционного покрытия и укладка трубопровода в траншею;
засыпка уложенного трубопровода минеральным грунтом;
продувка и очистка внутренней полости трубопровода от посторонних предметов;
испытание на прочность и герметичность;
отключение заменяемого и подключение нового трубопровода к действующему газопроводу в районе линейных кранов.
На втором этапе работы выполняются в следующей последовательности:
определение положения заменяемого трубопровода на местности;
опорожнение и продувка заменяемого трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал;
подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи с использованием технологических операций скоростного демонтажа (Приложение 2, рис. 3а, б);
засыпка траншеи минеральным грунтом;
резка трубопровода на отдельные плети или трубы;
транспортирование труб к месту складирования;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
Приложение 2. Рис. 2. Технологическая схема капитального ремонта трубопровода с заменой труб путем укладки в отдельную траншею:
1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - экскаватор; 4 - отвал минерального грунта; 5 - ремонтируемый трубопровод; 6 - сварочная установка; 7 - трубоукладчик; 8 - дефектоскопическая лаборатория; 9 - очистная машина; 10 - передвижная электростанция; 11 - троллейная подвеска; 12 - изоляционная машина; 13 - отремонтированный участок трубопровода 14 - труборез; 15 - отвал плодородного слоя почвы; 16 - установка для снятия изоляционного покрытия
Приложение 2. Рис. 3. Технологическая схема капитального ремонта трубопровода с заменой труб путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого в существующую или вновь разрабатываемую траншею:
1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - экскаватор; 4 - ремонтируемый трубопровод; 5 - трубоукладчик; 6 - труборез; 7 - сварочная установка; 8 - дефектоскопическая лаборатория; 9- очистная машина; 10 - передвижная электростанция; 11 - троллейная подвеска; 12 - изоляционная машина; 13 - отремонтированный участок трубопровода; 14 - отвал плодородного слоя почвы; 15 - отвал минерального грунта; 16 - установка для снятия изоляционного покрытия; 17 - тягач с рыхлителем
3. Капитальный ремонт с заменой труб путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого в существующую или вновь разрабатываемую траншею (Приложение 2, рис. 3) выполняется в два этапа.
На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:
Вариант 1:
определение положения трубопровода на местности;
отключение, опорожнение и продувка заменяемого трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;
вскрытие трубопровода до нижней образующей с одной или двух сторон (Приложение 2, рис. 3а);
подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;
резка трубопровода на отдельные плети или трубы;
транспортировка труб к месту складирования.
Вариант 2:
определение положения трубопровода на местности;
отключение, опорожнение и продувка заменяемого трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;
частичное вскрытие с рыхлением или без рыхления оставшегося слоя грунта над заменяемым трубопроводом (Приложение 2, рис. 3б);
подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;
резка трубопровода на отдельные плети или трубы;
транспортировка труб к месту складирования;
обратная засыпка траншеи;
планировка грунта и разработка траншеи на проектную глубину.
Вариант 3:
определение положения трубопровода на местности;
отключение, опорожнение и продувка заменяемого трубопровода;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;
рыхление слоя грунта над заменяемым трубопроводом (Приложение 2, рис. 3в);
подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на поверхность земли;
резка трубопровода на отдельные плети или трубы;
транспортировка труб к месту складирования;
планировка грунта и разработка траншеи на проектную глубину.
На втором этапе работы выполняются в следующей последовательности:
сварка одиночных труб в секции на трубосварочной базе;
вывоз секций труб на трассу и раскладка их на бровке траншеи;
сварка секций труб в нитку с контролем качества монтажных сварных стыков;
очистка, нанесение изоляционного покрытия и укладка трубопровода в траншею;
засыпка уложенного трубопровода минеральным грунтом;
продувка и очистка внутренней полости трубопровода от посторонних предметов;
испытание на прочность и герметичность;
подключение нового трубопровода к действующему газопроводу в районе линейных кранов;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
II. Капитальный ремонт магистральных газопроводов с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы производится:
с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки на бровке траншеи;
с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки на дне траншеи;
с подъемом не вскрытого или частично вскрытого трубопровода и укладкой его на лежки на бровке траншеи.
1. Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы с подъемом трубопровода и укладкой его на дежки на бровке траншеи выполняется в следующей последовательности (Приложение 2, рис. 4):
определение положения трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
вскрытие трубопровода до нижней образующей;
подъем трубопровода на бровку траншеи;
очистка наружной поверхности трубопровода от старого изоляционного покрытия;
укладка трубопровода на лежки;
восстановление несущей способности стенки трубы;
подъем трубопровода на бровке траншеи;
окончательная очистка наружной поверхности трубопровода;
нанесение грунтовки;
нанесение нового изоляционного покрытия;
контроль качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода на существующее ложе;
засыпка траншеи грунтом;
испытание на прочность и герметичность;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
Приложение 2. Рис. 4. Технологическая схема капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки на бровке траншеи:
1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - вскрышной или одноковшовый экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 - очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - троллейная подвеска; 8 - сварочный агрегат; 9 - лежки; 10 - передвижная электростанция; 11 - емкость для грунтовки; 12 - грунтовочная машина; 13 - изоляционная машина; 14 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 15 - ремонтируемый трубопровод
2. Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки на дне траншеи выполняется в следующей последовательности (Приложение 2, рис. 5):
определение положения трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
вскрытие трубопровода до нижней образующей;
подъем трубопровода;
очистка наружной поверхности трубопровода от старого изоляционного покрытия;
укладка трубопровода на лежки на дне траншеи;
восстановление несущей способности стенки трубы;
подъем трубопровода;
окончательная очистка наружной поверхности трубопровода;
нанесение грунтовки;
нанесение нового изоляционного покрытия;
контроль качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода на существующее ложе;
засыпка траншеи грунтом;
испытание на прочность и герметичность;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
3. Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы с подъемом не вскрытого или частично вскрытого трубопровода и укладкой его на лежки на бровке траншеи выполняется в следующей последовательности (Приложение 2, рис. 6):
Вариант 1 (Приложение 2, рис. 6а):
определение положения трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
частичное вскрытие с рыхлением или без рыхления оставшегося слоя грунта над трубопроводом;
подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на лежки на бровке траншеи;
засыпка траншеи грунтом;
восстановление несущей способности стенки трубы;
разработка траншеи на проектную глубину;
подъем трубопровода на бровке траншеи;
окончательная очистка наружной поверхности трубопровода;
нанесение грунтовки;
нанесение нового изоляционного покрытия;
контроль качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода в траншею;
засыпка траншеи грунтом;
испытание на прочность и герметичность;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
Приложение 2. Рис. 5. Технологическая схема капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки на дно траншеи:
1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - вскрышной или одноковшовый экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 - очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - троллейная подвеска; 8 - сварочный агрегат; 9 - лежки; 10 - передвижная электростанция; 11 - емкость для грунтовки; 12 - грунтовочная машина; 13 - изоляционная машина; 14 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 15 - ремонтируемый трубопровод
Приложение 2. Рис. 6. Технологическая схема капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы с подъемом не вскрытого или частично вскрытого трубопровода и укладкой его на лежки на бровке траншеи:
1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - экскаватор; 4 - ремонтируемый трубопровод; 5 - трубоукладчик; б - лежки; 7 - сварочная установка; 8 - дефектоскопическая лаборатория; 9- очистная машина; 10 - передвижная электростанция; 11 - троллейная подвеска; 12 - изоляционная машина; 13 - отремонтированный участок трубопровода; 14 - отвал плодородного слоя почвы; 15 - отвал минерального грунта; 16 - установка для снятия изоляционного покрытия; 17 - тягач с рыхлителем
Вариант 2 (Приложение 2, рис. 6б):
определение положения трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
рыхление слоя грунта над трубопроводом;
подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на лежки на бровке вновь разрабатываемой траншеи;
восстановление несущей способности стенки трубы;
разработка траншеи на проектную глубину;
подъем трубопровода на бровке траншеи;
окончательная очистка наружной поверхности трубопровода;
нанесение грунтовки;
нанесение нового изоляционного покрытия;
контроль качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода в траншею;
засыпка траншеи грунтом;
испытание на прочность и герметичность;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
III. Капитальный ремонт магистральных газопроводов с заменой изоляционного покрытия производится:
с подъемом трубопровода и укладкой его на бровке траншеи;
с подъемом трубопровода в траншее;
с подъемом не вскрытого или частично вскрытого трубопровода и укладкой его на бровке траншеи.
1. Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия с подъемом трубопровода и укладкой его на бровке траншеи выполняется в следующей последовательности (Приложение 2, рис. 7):
определение положения трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
вскрытие трубопровода до нижней образующей;
подъем трубопровода на бровку траншеи;
очистка наружной поверхности трубопровода от старого изоляционного покрытия;
укладка трубопровода на бровку траншеи;
подъем трубопровода на бровке траншеи;
окончательная очистка наружной поверхности трубопровода;
нанесение грунтовки;
нанесение нового изоляционного покрытия;
контроль качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода в траншею;
засыпка траншеи грунтом;
испытание на герметичность;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
2. Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия с подъемом трубопровода в траншее выполняется в следующей последовательности (Приложение 2, рис. 8):
определение положения трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
вскрытие трубопровода до нижней образующей;
подъем трубопровода;
очистка наружной поверхности трубопровода от старого изоляционного покрытия;
нанесение грунтовки;
нанесение нового изоляционного покрытия;
контроль качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода в траншею;
засыпка траншеи грунтом;
испытание на герметичность;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
Приложение 2. Рис. 7. Технологическая схема капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия с подъемом трубопровода и укладкой его на бровке траншеи:
1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - вскрышной или одноковшовый экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 - очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - троллейная подвеска; 8 - передвижная электростанция; 9 - емкость для грунтовки; 10 - грунтовочная машина; 11 - изоляционная машина; 12 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 13 - ремонтируемый трубопровод
Приложение 2. Рис. 8. Технологическая схема капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия с подъемом трубопровода в траншее:
1 - бульдозер; 2 - вскрышной или одноковшовый экскаватор; 3 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 4 - очистная машина; 5 - трубоукладчик; 6 - троллейная подвеска; 7 - передвижная электростанция; 8 - емкость для грунтовки; 9 - грунтовочная машина; 10 - изоляционная машина; 11 - прибор для уточнения положения трубопровода; 12 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 13 - ремонтируемый трубопровод
Приложение 2. Рис. 9. Технологическая схема капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия с подъемом не вскрытого или частично вскрытого трубопровода и укладкой его на бровке траншеи:
1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - экскаватор; 4 - ремонтируемый трубопровод; 5 - трубоукладчик; 6 - траншея; 7 - сварочная установка; 8 - дефектоскопическая лаборатория; 9- очистная машина; 10 - передвижная электростанция; 11 - троллейная подвеска; 12 - изоляционная машина; 13 - отремонтированный участок трубопровода; 14 - отвал плодородного слоя почвы; 15 - отвал минерального грунта; 16 - установка для снятия изоляционного покрытия; 17 - тягач с рыхлителем
3. Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия с подъемом не вскрытого или частично вскрытого трубопровода и укладкой его на бровке траншеи выполняется в следующей последовательности (Приложение 2, рис. 9):
Вариант 1 (Приложение 2, рис. 9а):
определение положения трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
частичное вскрытие с рыхлением или без рыхления оставшегося слоя грунта над трубопроводом;
подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;
засыпка траншеи грунтом;
разработка траншеи на проектную глубину;
подъем трубопровода на бровке траншеи;
окончательная очистка наружной поверхности трубопровода;
нанесение грунтовки;
нанесение нового изоляционного покрытия;
контроль качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода в траншею;
засыпка траншеи грунтом;
испытание на герметичность;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
Вариант 2 (Приложение 2, рис. 9б):
определение положения трубопровода на местности;
снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно-строительной колонны;
рыхление слоя грунта над трубопроводом;
подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку вновь разрабатываемой траншеи;
разработка траншеи на проектную глубину;
подъем трубопровода на бровке траншеи;
окончательная очистка наружной поверхности трубопровода;
нанесение грунтовки;
нанесение нового изоляционного покрытия;
контроль качества изоляционного покрытия;
укладка трубопровода в траншею;
засыпка траншеи грунтом;
испытание на герметичность;
техническая и биологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
СХЕМЫ РАЗРАБОТКИ ТРАНШЕИ ПРИ РЕМОНТЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
1. При ремонте с заменой труб путем укладки в единую траншею газопровод должен быть вскрыт до верхней образующей. Профиль траншеи показан на рис.1 Приложения 3.
Если заглубление заменяемого газопровода не отвечает требованиям СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы" и газопровод прокладывается ниже существующего (Приложение 3, рис. 2), то при ремонте необходимо оставлять грунтовые перемычки (Приложение 3, рис. 3). В таблице Приложения 3 приведены расстояния между перемычками в зависимости от диаметра трубопровода. Перед укладкой нового газопровода грунт перемычек дорабатывается до уровня дна траншеи механизированным способом.
Расстояния между перемычками грунта в зависимости от диаметра трубопровода
Диаметр трубопровода, мм |
Расстояние между перемычками, м |
Длина перемычки, м |
377-520 |
15-20 |
1,0 |
630-820 |
20-25 |
1,5 |
1020-1420 |
25-30 |
2,0 |
2. При ремонте с заменой труб путем укладки нового газопровода в отдельную траншею размеры траншеи назначаются:
для нового газопровода исходя из требований пп. 3.3.9 и 3.3.10 настоящих Правил;
демонтируемый газопровод вскрывается частично. Ширина траншеи принимается равной ширине ковша роторного или одноковшового экскаватора, но не менее диаметра газопровода, глубина траншеи назначается исходя из результатов расчета газопровода на прочность (Приложение 3, рис. 4). Допускается производить рыхление оставшегося слоя грунта над газопроводом при проведении демонтажа.
3. При ремонте с заменой труб путем укладки вновь прокладываемого газопровода в существующую траншею:
заменяемый газопровод вскрывается с двух сторон до нижней образующей трубы специальными вскрышными экскаваторами. Ширина траншеи определяется по формуле (Приложение 3, рис. 5а)
Приложение 3. Рис. 1. Профиль траншеи при ремонте с заменой труб путем укладки в единую траншею:
1 - заменяемый трубопровод; 2 - траншея; 3 - вновь прокладываемый трубопровод
Приложение 3. Рис. 2. Профиль траншеи при ремонте с заменой труб путем укладки в единую траншею ниже заменяемого трубопровода:
1 - заменяемый трубопровод; 2 - траншея; 3 - вновь прокладываемый трубопровод; h - величина заглубления
Приложение 3. Рис. 3. Профиль траншеи при наличии земляных перемычек:
1 - заменяемый трубопровод; 2 - траншея; 3 - вновь прокладываемый трубопровод; l - расстояние между земляными перемычками; а - длина перемычки
Приложение 3. Рис. 4. Профиль траншеи при демонтаже трубопровода:
1 - траншея; 2 - заменяемый трубопровод; 3 - слой разрыхленного грунта
Приложение 3. Рис. 5. Профиль траншеи при ремонте с заменой труб путем укладки вновь прокладываемого трубопровода в существующую траншею:
1 - траншея; 2 - заменяемый трубопровод
В=D+2А+2S,
где D - диаметр газопровода;
А - ширина режущей кромки рабочего органа машины;
S - толщина оставляемого слоя грунта.
Для газопроводов диаметром 219-530 мм А=0,5 м, более 530 мм А = 0,7 м; во избежание повреждения демонтируемого газопровода минимальное расстояние S между стенкой трубы и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,15-0,20 м;
заменяемый газопровод вскрывается с двух сторон до нижней образующей трубы одноковшовым экскаватором. Ширина траншеи определяется по формуле
В=D+2К+2S,
где К - ширина режущей кромки ковша.
заменяемый газопровод вскрывается с одной стороны до нижней образующей трубы одноковшовым экскаватором. Ширина траншеи определяется по формуле (Приложение 3, рис. 5б)
В=В+К+S;
заменяемый газопровод вскрывается частично. Ширина траншеи принимается равной ширине ковша роторного или одноковшового экскаватора, но не менее диаметра газопровода, глубина траншеи назначается исходя из результатов расчета газопровода на прочность (см. Приложение 3, рис. 4). Допускается производить рыхление оставшегося слоя грунта над газопроводом при проведении демонтажа. Размеры вновь разрабатываемой траншеи принимаются в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы".
4. При ремонте с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы для всех способов подъема газопровода размеры траншеи назначаются в соответствии с п. 3 Приложения 3.
5. При ремонте с заменой изоляционного покрытия для всех способов подъема газопровода размеры траншеи назначаются в соответствии с п. 3 Приложения 3.
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
ДОПУСТИМАЯ КРУТИЗНА ОТКОСОВ ТРАНШЕИ
Грунт
Глубина выемки, м
до 1,5
1,5-3,0
3,0-5,0
угол между направлением откоса и горизонтом, град.
отношение высоты откоса к его заложению
угол между направлением откоса и горизонтом, град.
отношение высоты откоса к его заложению
угол между направлением откоса и горизонтом, град.
отношение высоты откоса к его заложению
Насыпной естественной влажности
56
1:0,67
45
1:1,00
38
1:1,25
Песчаный и гравийный влажный, но ненасыщенный
63
1:0,50
45
1:1,00
45
1:1,00
Супесь
76
1:0,25
56
1:0,67
50
1:0,85
Суглинок
90
1:0,00
63
1:0,50
53
1:0,75
Глина
90
1:0,00
76
1:0,25
63
1:0,50
Лессовидный сухой
90
1:0,00
63
1:0,50
63
1:0,50
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
МЕТОДЫ РЕМОНТА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ
ВИДАХ НАРУШЕНИЙ ПОЛОЖЕНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ
№№ пп
Вид нарушения положения газопровода
Краткое описание фактического положения газопровода
Основные методы производства ремонтно-строительных работ
1
2
3
4
1.
Образование участков газопровода с
частично размытым грунтом засыпки
Газопровод лежит в траншее на
проектной отметке. Балластировка (если она имеется) сохраняется ненарушенной.
Частично отсутствует грунт засыпки, но поверхность газопровода не видна (Приложение 5, рис. 1а)
Засыпка газопровода привозным или
местным грунтом
2.
Образование оголенных участков
газопровода
То же, но оставшийся грунт засыпки не
покрывает полностью газопровод. Его поверхность имеет оголенные участки (Приложение 5, рис. 1б)
То же
3.
Выпучивание и подъем газопровода с
уменьшением заглубления до 0,6 м
Газопровод, занимавший ранее более
глубокое положение, поднялся, но заглубление его не стало менее 0,6 м
Закрепление газопровода засыпкой и
обвалованием привозным минеральным грунтом с применением НСМ или без него
4.
Всплытие газопровода или выпучивание
под действием грунтового пучения, при котором заглубление стало менее 0,6 м
Газопровод находится выше положения,
предусмотренного проектом строительства. Заглубление до верха трубы
составляет менее 0,6 м. Могут быть также участки трубопровода, оказавшиеся на
поверхности земли без бокового смещения и со смещением (Приложение 5, рис. 2в,
г). То же может иметь место с нарушением балластировки, если она имелась
на данном участке газопровода (Приложение 5, рис. 2а, б)
а) Закрепление газопровода засыпкой и
обвалованием привозным минеральным грунтом с применением НСМ или без него
б) Заглубление газопровода под
собственным весом и с применением балластирующих устройств на основе
минерального грунта и НСМ (в том числе полимерно-контейнерных балластирующих
устройств)
в) Заглубление газопровода и
балластировка железобетонными пригрузами и анкерными устройствами
5.
Выпучивание арок и развитие прогибов трубопровода
в результате возникновения продольных сжимающих усилий
Отдельные участки газопровода выходят
на поверхность земли и поднимаются в виде арочных пролетов (петель) (Приложение 5, рис. 2в).
Развитие петель возможно также и в горизонтальной плоскости (Приложение 5, рис. 2г).
Трубопровод в таких местах находится под действием изгибающих моментов,
которые могут достигать критических значений
а) Устранение избыточной длины
трубопровода путем врезки “катушек” и компенсаторов
б) Опуск трубопровода путем
распределения арочной петли в около трубные траншеи с последующей
балластировкой и засыпкой
Грунт |
Глубина выемки, м |
|||||
до 1,5 |
1,5-3,0 |
3,0-5,0 |
||||
угол между направлением откоса и горизонтом, град. |
отношение высоты откоса к его заложению |
угол между направлением откоса и горизонтом, град. |
отношение высоты откоса к его заложению |
угол между направлением откоса и горизонтом, град. |
отношение высоты откоса к его заложению |
|
Насыпной естественной влажности |
56 |
1:0,67 |
45 |
1:1,00 |
38 |
1:1,25 |
Песчаный и гравийный влажный, но ненасыщенный |
63 |
1:0,50 |
45 |
1:1,00 |
45 |
1:1,00 |
Супесь |
76 |
1:0,25 |
56 |
1:0,67 |
50 |
1:0,85 |
Суглинок |
90 |
1:0,00 |
63 |
1:0,50 |
53 |
1:0,75 |
Глина |
90 |
1:0,00 |
76 |
1:0,25 |
63 |
1:0,50 |
Лессовидный сухой |
90 |
1:0,00 |
63 |
1:0,50 |
63 |
1:0,50 |
№№ пп |
Вид нарушения положения газопровода |
Краткое описание фактического положения газопровода |
Основные методы производства ремонтно-строительных работ |
1 |
2 |
3 |
4 |
1. |
Образование участков газопровода с частично размытым грунтом засыпки |
Газопровод лежит в траншее на проектной отметке. Балластировка (если она имеется) сохраняется ненарушенной. Частично отсутствует грунт засыпки, но поверхность газопровода не видна (Приложение 5, рис. 1а) |
Засыпка газопровода привозным или местным грунтом |
2. |
Образование оголенных участков газопровода |
То же, но оставшийся грунт засыпки не покрывает полностью газопровод. Его поверхность имеет оголенные участки (Приложение 5, рис. 1б) |
То же |
3. |
Выпучивание и подъем газопровода с уменьшением заглубления до 0,6 м |
Газопровод, занимавший ранее более глубокое положение, поднялся, но заглубление его не стало менее 0,6 м |
Закрепление газопровода засыпкой и обвалованием привозным минеральным грунтом с применением НСМ или без него |
4. |
Всплытие газопровода или выпучивание под действием грунтового пучения, при котором заглубление стало менее 0,6 м |
Газопровод находится выше положения, предусмотренного проектом строительства. Заглубление до верха трубы составляет менее 0,6 м. Могут быть также участки трубопровода, оказавшиеся на поверхности земли без бокового смещения и со смещением (Приложение 5, рис. 2в, г). То же может иметь место с нарушением балластировки, если она имелась на данном участке газопровода (Приложение 5, рис. 2а, б) |
а) Закрепление газопровода засыпкой и обвалованием привозным минеральным грунтом с применением НСМ или без него б) Заглубление газопровода под собственным весом и с применением балластирующих устройств на основе минерального грунта и НСМ (в том числе полимерно-контейнерных балластирующих устройств) в) Заглубление газопровода и балластировка железобетонными пригрузами и анкерными устройствами |
5. |
Выпучивание арок и развитие прогибов трубопровода в результате возникновения продольных сжимающих усилий |
Отдельные участки газопровода выходят на поверхность земли и поднимаются в виде арочных пролетов (петель) (Приложение 5, рис. 2в). Развитие петель возможно также и в горизонтальной плоскости (Приложение 5, рис. 2г). Трубопровод в таких местах находится под действием изгибающих моментов, которые могут достигать критических значений |
а) Устранение избыточной длины трубопровода путем врезки “катушек” и компенсаторов б) Опуск трубопровода путем распределения арочной петли в около трубные траншеи с последующей балластировкой и засыпкой |
Приложение 5. Рис. 1. Характерные случаи нарушений положения трубопровода:
а - размытая засыпка газопровода; б - оголение газопровода на 1/2 диаметра; в - выпучивание газопровода на 1/3 диаметра; г - всплытие газопровода на 2/3 диаметра с боковым смещением; 1 - фактическое положение газопровода; 2 - поверхность грунта; 3 - положение газопровода по проекту строительства; 4 - профиль строительной траншеи
Приложение 5. Рис. 2. Характерные случаи нарушений положения трубопровода:
а - выпучивание грунтом газопровода вместе с анкерами; б - всплытие газопровода с опрокидыванием железобетонных пригрузов; в - выпучивание газопровода от продольных сжимающих усилий с образованием арочной петли; г - выпучивание газопровода от продольных сжимающих усилий с спуском арочной петли на поверхность земли; 1 - фактическое положение газопровода; 2 - существующая поверхность грунта; 3 - профиль строительной траншеи; 4 - положение газопровода по проекту строительства; 5 - фактическое положение анкеров; 6 - положение анкеров по проекту строительства; 7 - фактическое положение железобетонных пригрузов
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
СБОРНО-РАЗБОРНЫХ ДОРОЖНЫХ ПОКРЫТИЙ
Показатели
Значения показателей для разных конструкций
Щиты
Плиты СРДП
с нагельным креплением
с проволочным креплением
Габариты, м
6,0´1,2´0,20
6,0´1,2´0,20
2,2´1,2´0,65
Расход материала на изготовление
одного щита:
древесины (в
деле), м3
1,44
2,43
-
фанеры, м3
-
-
0,055
пиломатериалов,
м3
-
-
0,15
металла, кг
22,0
13,0
21,0
клея, кг
-
-
2,1
Необходимое число щитов на 1 км дороги
колейного типа, шт.
334,0
334,0
910,0
Масса одного щита, кг
1008,0
1700,0
100-110
Показатели |
Значения показателей для разных конструкций |
||
Щиты |
Плиты СРДП |
||
с нагельным креплением |
с проволочным креплением |
||
Габариты, м |
6,0´1,2´0,20 |
6,0´1,2´0,20 |
2,2´1,2´0,65 |
Расход материала на изготовление одного щита: |
|
|
|
древесины (в деле), м3 |
1,44 |
2,43 |
- |
фанеры, м3 |
- |
- |
0,055 |
пиломатериалов, м3 |
- |
- |
0,15 |
металла, кг |
22,0 |
13,0 |
21,0 |
клея, кг |
- |
- |
2,1 |
Необходимое число щитов на 1 км дороги колейного типа, шт. |
334,0 |
334,0 |
910,0 |
Масса одного щита, кг |
1008,0 |
1700,0 |
100-110 |
При монтаже в дорожную конструкцию щиты с нагельным креплением и плиты покрытий СРДП соединяют между собой болтами и шпильками, а щиты с проволочным креплением соединяют проволочной связкой удлиненные края связующих бревен.
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
ТИПЫ ДОРОЖНОЙ ОДЕЖДЫ С ПРОСЛОЙКОЙ ИЗ НЕТКАНОГО СИНТЕТИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА
Дорожная одежда типа I (Приложение 7, рисунок а) с прослойкой в основании из НСМ применяется для сооружения дорог и технологических проездов на болотах, состоящих из плотных малоувлажненных торфов устойчивой консистенции, а также на многолетнемерзлых грунтах.
Дорожная одежда типа II (Приложение 7, рисунок б) может быть использована для сооружения технологических проездов на болотах глубиной до 2 м с допустимой нагрузкой на торф не менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2).
Дорожная одежда типа III (Приложение 7, рисунок в) предназначена для сооружения технологических проездов на болотах глубиной более 4 м с допустимой нагрузкой на торф не менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2).
Дорожная одежда типа IV (Приложение 7, рисунок г) может быть применена для сооружения технологических проездов на болотах с допустимой нагрузкой на торф не менее 0,01 МПа (0,1 кгс/см2).
Приложение 7. Рисунок. Дорожная одежда для временных дорог и технологических проездов, прокладываемых на болотах:
а - тип I; б - тип II; в - тип III; г - тип IV; 1 - грунтовое покрытие; 2 - насыпь; 3 - прослойка из НСМ или резинотканевых матов; 4 - торфяной слой; 5 - деревянный настил; 6 - армирующая полоса
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
КОНСТРУКЦИИ ЗИМНИХ ДОРОГ
Конструктивные решения зимних дорог I типа представлены на рис. 1 Приложения 8.
Зимняя дорога со снежно-уплотненным покрытием состоит из спланированного промороженного естественного основания торфяного грунта и слоя уплотненного снега, образуемого методом постепенного наращивания по мере выпадения снега в течение зимы или путем надвигания снега с обочин. Конструкция дороги со снежно-ледяным покрытием образуется из уплотненного снега с периодической поливкой водой слоя снега. Зимняя дорога с ледяным покрытием состоит из льда, постепенно наращиваемого тонкими слоями на предварительно промороженном торфяном основании путем поливки водой проезжей части в течение всей зимы.
Конструкции зимних дорог II типа, сооружаемых на плохо промерзающих увлажненных участках и болотах, представлены на рис.2 Приложения 8. Такие зимние дороги имеют искусственно усиленное основание.
В случае расширения полосы отвода земли в лесных районах (если такая мера предусмотрена проектом) основание под зимние дороги устраивают в виде хворостяной выстилки или деревянного настила. Для хворостяной выстилки используют сучья деревьев, порубочные остатки и мелколесье, которые равномерно укладывают в основание в один или два слоя толщиной 0,2-0,25 м в уплотненном состоянии. В двухслойной хворостяной выстилке в первом слое хворостяную выстилку располагают параллельно оси дороги, во втором - перпендикулярно или под углом 45°.
На болотах I типа с глубиной торфяной залежи более 3 м основанием может служить деревянный настил, уложенный на естественное основание, перпендикулярное оси дороги, с зазором между отдельными лежнями 0,5-0,7 м.
На болотах II и III типов в основании зимней дороги устраивают сплошной настил, укладываемый на продольные лежни.
Для устройства основания под зимние дороги на переувлажненных болотах I и II типов в отсутствие лесоматериалов используется крупнокусковой лед, который вдавливают в слабое основание, образуя ледовую плиту за счет смерзания воды, вытесненной при промывке основания, с вдавленными кусками льда.
Одним из способов искусственного промораживания грунта является применение двухфазных термосифонов, представляющих собой автономные сезонно действующие охлаждающие устройства.
Приложение 8. Рис. 1. Поперечные профили зимних дорог I типа, сооружаемых на промерзающих болотах I и II типа:
а - со снежно-уплотненным покрытием; б - со снежно-ледяным покрытием; в - с ледяным покрытием; г - в насыпи из уплотненного снега или грунта; 1 - снеговой покров; 2 - снежно-уплотненное покрытие; 3 - торфяной грунт; 4 - уровень минерального грунта или многолетней мерзлоты; 5 - снежно-ледяное покрытие; 6 - ледяное покрытие; 7 - отсыпанный минеральный грунт; 8 - уплотненный минеральный грунт
Приложение 8. Рис. 2. Поперечные профили зимних дорог II типа, сооружаемые на плохо промерзающих болотах:
а - с основанием из хворостяной выстилки; б - с основанием из деревянного поперечного настила; в - с основанием из поперечного настила на продольных лежнях; г - с основанием из глыб льда, вдавленных и вмороженных в грунт; д - с искусственным промораживанием термосифонами; 1 - снеговой покров; 2 - дорожная одежда; 3 - хворостяная выстилка; 4 - промороженный торфяной слой; 5 - непромороженный торфяной слой; 6 - уровень минерального грунта или многолетней мерзлоты; 7 - прослойка из хворостяной выстилки; 8 - поперечный слой настила; 9 - продольные лежки; 10 - ледяное основание; 11 - термосифон
Приложение 8. Рис. 3. Поперечные профили зимних дорог III типа (переправ), устраиваемых через водные преграды:
а - по естественному льду или с послойным намораживанием; б - с усилением намороженными стойками; 1 - снеговой покров; 2 - уплотненный слой снега; 3 - ледяной покров; 4 - вода; 5 - термосифон; 6 - ледяная стойка; 7 - промороженное основание
Приложение 8. Рис. 4. Поперечные профили зимних дорог IV типа с продленным сроком эксплуатации:
а - на многолетнемерзлых грунтах, не теряющих несущей способности при оттаивании и прикрытых мохово-растительным слоем; б - при глубине оттаивания многолетнемерзлых грунтов до 50 см и на болотах с нарушенным мохово-растительным слоем; в - на текучих грунтах со слабой несущей способностью; г-на промороженных болотах; 1 - мохоторфяная теплоизоляция обочин; 2 - грунтовое покрытие; 3 - снежно-ледяное покрытие; 4 - снежная насыпь; 5 - грунтовая насыпь; 6 - торфяное основание; 7 - полотно из НСМ
Термосифон заглубляют в грунт вдавливанием заостренного нижнего конца. В рабочем положении испаритель располагается под некоторым углом ос к горизонту. Для предотвращения засыпки конденсатора термосифона снегом применяют изогнутые термосифоны.
С помощью термосифонов можно формировать промороженный слой на болоте, покрытом мхом и имеющем низкую теплопроводность, или когда снежный покров образуется до перехода среднесуточной температуры к отрицательным значениям. На подготовленных промороженных основаниях устраивают дорожное покрытие.
Зимние дороги III типа - переправы через водные преграды (реки и озера).
Простейшая конструкция ледовой переправы представляет собой переезд по естественному льду, расчищенному от снежного покрова в пределах проезжей части (Приложение 8, рис. 3а).
Если несущая способность естественного слоя льда недостаточна, производится послойное намораживание или применяются способы принудительного промораживания глубинных стоек. Конструкция ледовой переправы, усиленной глубинными стойками (Приложение 8, рис. 3б), включает естественный ледяной покров и опорные ледяные стойки, которые намораживают с помощью установленных в воде двухфазных термосифонов. Термосифоны для намораживания стоек устанавливают двумя рядами вдоль переправы. Такая переправа имеет проезжую часть из трех полос движения - центральную и две боковые, которые разделены между собой рядами ледяных стоек. Расстояние между рядами и стойками в ряду - 5-7 м. Испарители термосифонов погружают в воду через пробуренные во льду лунки и частично заглубляют в донный грунт.
Зимние дороги IV типа с продленным сроком эксплуатации имеют специальные дополнительные слои, предназначенные для термоизоляции дороги сверху.
Конструктивные решения дорог с продленным сроком эксплуатации зависят от подстилающих грунтов. Основные виды таких конструкций представлены на рис. 4 Приложения 8.
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
ТЕХНОЛОГИЯ ВРЕЗКИ П-ОБРАЗНОГО КОМПЕНСАТОРА В УСЛОВИЯХ БОЛОТ
Технология врезки П-образного компенсатора в условиях болот по 1-му варианту представлена на рис. 1 Приложения 9 и состоит из следующих операций:
разработки околотрубных траншей в местах опирания арки на грунт (Приложение 9, рис. 1а);
подготовки сварных заготовок П-образного компенсатора; заготовки представляют собой одну трубную вставку и две заготовки типа "гусек" из двух отводов и трубной вставки посередине. Длина всех трубных вставок компенсатора принимается из условия 1>5Д (где Д - диаметр трубопровода);
изоляции заготовок;
вырезки из газопровода, предварительно отключенного и освобожденного от газа, участка арочного выпучивания трубы;
вывода концов отрезанного трубопровода на поверхность ремонтно-строительной полосы;
доработки траншей для полного заглубления основного газопровода;
приварки заготовок типа "гусек" к свободным концам трубопровода, контроля качества сварных швов и изоляции стыков (Приложение 9, рис. 1б);
укладки в траншею концов трубопровода с приваренными двумя заготовками компенсатора и засыпки;
подготовки ложа для полки компенсатора;
подготовки к врезке трубной заготовки полки компенсатора;
монтажа трубной заготовки полки компенсатора (Приложение 9, рис. 1в), контроля качества сварных швов и изоляции стыков;
засыпки наземной части компенсатора (Приложение 9, рис. 1г).
Врезка компенсатора возможна также и по другому варианту. Он отличается тем, что предварительно сваривают полностью заготовку П-образного компенсатора и работы ведут с использованием принудительного водоотлива из траншеи.
Технология работ по этому варианту представлена на рис. 2 Приложения 9 и выполняется в следующей последовательности:
сборка и монтаж заготовки П-образного компенсатора из четырех отводов и четырех трубных вставок. Длина трубных вставок принимается 1>5Д (где Д - диаметр трубопровода);
изоляция компенсатора;
отключение газопровода и освобождение его от газа;
разработка околотрубных траншей и вскрытие газопровода в местах опирания арки на грунт (Приложение 9, рис. 2а);
вырезка из газопровода участка арочного выпучивания;
вывод одного конца отрезанного трубопровода на поверхность ремонтно-строительной полосы;
доработка траншей и подготовка основания под компенсатор;
приварка заготовки компенсатора к выведенному на поверхность ремонтно-строительной полосы вдольтрассового проезда концу трубопровода, контроль качества сварного шва и изоляции стыка (Приложение 9, рис. 2б);
вывод на полосу вдольтрассового проезда второго конца трубопровода и приварка заглушки;
укладка в траншею заглушенного конца трубопровода;
обратная засыпка прямолинейных участков трубопровода;
устройство креплений стенок монтажного приямка;
производство водоотлива из монтажного приямка;
укладка компенсатора на подготовленное основание;
отрезание заглушки и сварка захлеста между компенсатором и трубопроводом (Приложение 9, рис. 2в);
изоляция стыка и засыпка (обваловка) наземной части компенсатора привозным минеральным грунтом (Приложение 9, рис. 2г).
Кроме вариантов, указанных выше, при обеспечении достаточно мощного водоотлива возможна врезка П-образного компенсатора с укладкой в траншее на глубину основного газопровода и засыпка местным грунтом.
Приложение 9. Рис. 1. Технологическая последовательность замены участка арочного выпучивания трубопровода на болоте П-образным компенсатором (1-й вариант):
а - первоначальное положение арочного выпучивания трубопровода и вскрытие подземных участков; б - монтаж трубной заготовки и подготовка основания компенсатора; в - монтаж "полки" компенсатора; г - обвалование наземной части компенсатора; 1 - торфяной грунт; 2 - временная дорога; 3 - трубопровод; 4 - траншея вскрытия трубопровода; 5 - экскаватор; 6 - отвал грунта; 7 - трубные заготовки; 8 - слани; 9 - трубоукладчик; 10 - сварочный агрегат; 11 - инвентарная страховочная опора; 12 - основание компенсатора; 13 - самосвал; 14 - привозной грунт; 15 - обвалование компенсатора
Приложение 9. Рис. 2. Технологическая последовательность замены участка арочного выпучивания трубопровода на болоте П-образным компенсатором ( 2-й вариант):
а - первоначальное положение арочного выпучивания трубопровода и вскрытие подземных участков; б - монтаж заготовки компенсатора и подготовка основания; в - укладка компенсатора и сварка захлеста; г - обвалование наземной части компенсатора; 1 - торфяной грунт; 2 - временная дорога; 3 - трубопровод; 4 - траншея вскрытия трубопровода; 5 - экскаватор; б - отвал грунта; 7 - заготовка компенсатора; 8 - слани; 9 - трубоукладчик; 10 - сварочный агрегат; 11 - инвентарная страховочная опора; 12 - самосвал; 13 - водоотливной агрегат; 14 - привозной грунт; 15 - основание компенсатора; 16 - обвалование компенсатора
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
МЕТОДЫ, ПОКАЗАТЕЛИ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ КОНТРОЛЯ
КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ И ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
Показатель
Периодичность контроля
Метод контроля
Норма
1
2
3
4
Контроль
качества материалов
Грунтовка
Компонентный состав
При дозировке
Отмеривание (взвешивание) компонентов
ГОСТ
9.602-89, ТУ 38-103-143-83 и по сертификатам зарубежных фирм
Однородность
Каждую партию
Визуально
Отсутствие нерастворенного вяжущего
осадка, сгустков и посторонних включений
Вязкость
То же
Вискозиметром ВЗ-4
Условная вязкость: 25-60 с
Плотность
То же
Ареометром
0,75-0,85 г/см3
Битумная
мастика
Компонентный состав (при изготовлении
на трассе)
При дозировке
Отмеривание (взвешивание) компонентов
ГОСТ
15836-79 или ТУ на мастики
Однородность
Каждую партию
Визуально по сколу образца
Отсутствие посторонних включений и не
покрытых битумом частиц наполнителя
Визуально по нагретой пробе
Отсутствие сгустков, посторонних
включений
Температура размягчения
Каждую варку котла
КиШ
Глубина проникания иглы
То же
Пенетрометром
Растяжимость
То же
Дуктилометром
Водонасыщение
Каждую партию
Взвешивание образца
Не более 0,2 % за 24 ч
Вспенивание
То же
Визуально по нагретой пробе
Отсутствие вспенивания при нагреве до
130-160°С
Температура (при приготовлении,
расплавлении и перевозке)
Непрерывно в процессе работ
Встроенными термопарами или
термометрами
Температура: при нагреве не выше
200°С; при перевозке не более 1ч -190-200°С; при перевозке не более 3ч
-160-180°С
Армирующий
стеклохолст
Ширина холста, мм
Непрерывно в процессе работ
Линейкой
500±15(марка ВВ-К)
500±5 (марка ВВ-Г)
Сопротивление разрыву продольной полоски
шириной 50 мм, кгс/см2, не менее
То же
Ту 21-23-44-79
2,0 (марка ВВ-К)
Ту 21-23-37-77
1,6 (марка ВВ-Г)
Изгиб под углом 180° до появления
трещины .количество изгибов, не менее
Непрерывно в процессе работ
Ту 21-23-44-79
10
Полимерные и
оберточные материалы
Ширина, мм
Каждая партия
Линейкой
Ширина ленты по ТУ
Толщина ленты, мм
Тоже
Штангенциркулем
Толщина ленты по ТУ
Толщина основы ленты, мм
То же
То же
Толщина основы ленты по ТУ
Сопротивление разрыву, Н/см, не менее
То же
ГОСТ 270-75 на разрывной машине
Сопротивление разрыву по ТУ
Относительное удлинение при разрыве,
%, не менее
Тоже
То же
Относительное удлинение при разрыве по
ТУ
Удельное электрическое сопротивление,
Ом×см, не у
менее (для полимерных лент)
Тоже
ГОСТ 6433.2-71
Удельное электрическое сопротивление
по ТУ
Адгезия ленты к ленте, Н/см, не менее
То же
ГОСТ
25812-83 (прил. 4)
3,0
Контроль
качества нанесения изоляционных покрытий
Нанесение
грунтовки
Внешний вид
Непрерывно
Визуально
Ровный слой без пропусков, подтеков,
сгустков и пузырей
Нанесение
битумной мастики
Сплошность, кВ
По всей поверхности после нанесения
через 100 м и в сомнительных местах
Визуально и дефектоскопом
5 кВ на 1 мм толщины покрытия
Толщина общая, мм, не менее (не менее
чем в трех сечениях по длине трубы и в четырех точках каждого сечения)
По всей поверхности после нанесения
через 100 м и в сомнительных местах
Толщиномером
4,5 мм (нормальный тип) 6,0 мм
(усиленный тип)
Число слоев армирования
В процессе работы
Визуально
По проекту
Число слоев обертки
То же
Тоже
То же
Прилипаемость к огрунтованной
поверхности трубы, МПа, не менее
Через 500 м и в сомнительных местах
ГОСТ
25812-83 (прил.4) адгезиметром, метод Б
0,20
Нахлест витков (армирование и
обертка), см, не менее
В процессе работы
Мерной лентой
Для одного сдоя-3 см. Для двух слоев -
50% ширины плюс 3 см
Переходное сопротивление (после
нанесения покрытия),0м-м2, не менее
В сомнительных местах
ГОСТ
25812-83 (прил. 6) метод мокрого контакта
107 - усиленный тип
покрытия
106 - нормальный тип
покрытия
Нанесение
покрытия типа "Пластобит"
Сплошность, кВ
По всей поверхности после нанесения
покрытия
Визуально и дефектоскопом
5 кВ на 1 мм толщины покрытия
Толщина общая, мм, не менее (не менее
чем в трех сечениях по длине трубы и в четырех точках каждого сечения)
По всей поверхности после нанесения
через 100 м и в сомнительных местах
Толщиномером
3,5 мм
Прилипаемость к огрунтованной
поверхности трубы, МПа, не менее
Через 500 м и в сомнительных местах
ГОСТ
25812-83 (прил.4) адгезиметром, метод Б
0,20
Прилипаемость ленты к мастике, МПа, не
менее
Через 500 м и в сомнительных местах
ГОСТ
25812-83 (прил.4) адгезиметром, метод А
0,13
Число слоев ленты ПВХ
То же
Визуально
1 слой (ТУ 39-01-07-306-77)
Число слоев обертки ПЭКОМ
То же
То же
То же
Нахлестка витков обертки, см, не менее
То же
Мерной линейкой
3
Переходное сопротивление (после
нанесения покрытия), Ом×м2,
не менее
В сомнительных местах
ГОСТ
25812-83 (прил. 6) метод мокрого контакта
107
Нанесение
изоляционных покрытий из полимерных лент
Ширина ленты, обертки, мм
Каждая партия
Мерной линейкой
По ТУ или сертификатам
Число слоев ленты и обертки
В процессе работы
Визуально
По проекту
Нахлест витков, см, не менее
Тоже
Мерной линейкой
Для одного слоя - 3 см. Для двух слоев
- 50% ширины плюс 3 см
Сплошность ,кВ
По всей поверхности после нанесения
покрытия
Визуально и дефектоскопом
5 кВ на 1 мм толщины покрытия
Прилипаемость к огрунтованной поверхности
трубы, МПа, не менее
В сомнительных местах
ГОСТ
25812-83 (прил. 4) адгезиметром, метод А
По ТУ или сертификатам на ленту
Прилипаемость к основе ленты, МПа, не
менее
В сомнительных местах
ГОСТ
25812-83 (прил. 4) адгезиметром, метод А
По ТУ или сертификатам на ленту
Переходное сопротивление (после
нанесения покрытия), Ом×м2,
не менее
В сомнительных местах
ГОСТ
25812-83 (прил. 6), метод мокрого контакта
По ТУ или сертификатам на ленту
Температура подогрева поверхности
трубопровода и рулонов ленты и обертки
В процессе производства работ
Термопарой
Температура поверхности трубопровода
не ниже 15°С (но не более 50°С); температура рулонов лент и оберток не ниже
10°С
Показатель |
Периодичность контроля |
Метод контроля |
Норма |
1 |
2 |
3 |
4 |
Контроль качества материалов |
|||
Грунтовка |
|||
Компонентный состав |
При дозировке |
Отмеривание (взвешивание) компонентов |
ГОСТ 9.602-89, ТУ 38-103-143-83 и по сертификатам зарубежных фирм |
Однородность |
Каждую партию |
Визуально |
Отсутствие нерастворенного вяжущего осадка, сгустков и посторонних включений |
Вязкость |
То же |
Вискозиметром ВЗ-4 |
Условная вязкость: 25-60 с |
Плотность |
То же |
Ареометром |
0,75-0,85 г/см3 |
Битумная мастика |
|||
Компонентный состав (при изготовлении на трассе) |
При дозировке |
Отмеривание (взвешивание) компонентов |
ГОСТ 15836-79 или ТУ на мастики |
Однородность |
Каждую партию |
Визуально по сколу образца |
Отсутствие посторонних включений и не покрытых битумом частиц наполнителя |
Визуально по нагретой пробе |
Отсутствие сгустков, посторонних включений |
||
Температура размягчения |
Каждую варку котла |
КиШ |
|
Глубина проникания иглы |
То же |
Пенетрометром |
|
Растяжимость |
То же |
Дуктилометром |
|
Водонасыщение |
Каждую партию |
Взвешивание образца |
Не более 0,2 % за 24 ч |
Вспенивание |
То же |
Визуально по нагретой пробе |
Отсутствие вспенивания при нагреве до 130-160°С |
Температура (при приготовлении, расплавлении и перевозке) |
Непрерывно в процессе работ |
Встроенными термопарами или термометрами |
Температура: при нагреве не выше 200°С; при перевозке не более 1ч -190-200°С; при перевозке не более 3ч -160-180°С |
Армирующий стеклохолст |
|||
Ширина холста, мм |
Непрерывно в процессе работ |
Линейкой |
500±15(марка ВВ-К) |
500±5 (марка ВВ-Г) |
|||
Сопротивление разрыву продольной полоски шириной 50 мм, кгс/см2, не менее |
То же |
Ту 21-23-44-79 |
2,0 (марка ВВ-К) |
Ту 21-23-37-77 |
1,6 (марка ВВ-Г) |
||
Изгиб под углом 180° до появления трещины .количество изгибов, не менее |
Непрерывно в процессе работ |
Ту 21-23-44-79 |
10 |
Полимерные и оберточные материалы |
|||
Ширина, мм |
Каждая партия |
Линейкой |
Ширина ленты по ТУ |
Толщина ленты, мм |
Тоже |
Штангенциркулем |
Толщина ленты по ТУ |
Толщина основы ленты, мм |
То же |
То же |
Толщина основы ленты по ТУ |
Сопротивление разрыву, Н/см, не менее |
То же |
ГОСТ 270-75 на разрывной машине |
Сопротивление разрыву по ТУ |
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее |
Тоже |
То же |
Относительное удлинение при разрыве по ТУ |
Удельное электрическое сопротивление, Ом×см, не у менее (для полимерных лент) |
Тоже |
ГОСТ 6433.2-71 |
Удельное электрическое сопротивление по ТУ |
Адгезия ленты к ленте, Н/см, не менее |
То же |
ГОСТ 25812-83 (прил. 4) |
3,0 |
Контроль качества нанесения изоляционных покрытий |
|||
Нанесение грунтовки |
|||
Внешний вид |
Непрерывно |
Визуально |
Ровный слой без пропусков, подтеков, сгустков и пузырей |
Нанесение битумной мастики |
|||
Сплошность, кВ |
По всей поверхности после нанесения через 100 м и в сомнительных местах |
Визуально и дефектоскопом |
5 кВ на 1 мм толщины покрытия |
Толщина общая, мм, не менее (не менее чем в трех сечениях по длине трубы и в четырех точках каждого сечения) |
По всей поверхности после нанесения через 100 м и в сомнительных местах |
Толщиномером |
4,5 мм (нормальный тип) 6,0 мм (усиленный тип) |
Число слоев армирования |
В процессе работы |
Визуально |
По проекту |
Число слоев обертки |
То же |
Тоже |
То же |
Прилипаемость к огрунтованной поверхности трубы, МПа, не менее |
Через 500 м и в сомнительных местах |
ГОСТ 25812-83 (прил.4) адгезиметром, метод Б |
0,20 |
Нахлест витков (армирование и обертка), см, не менее |
В процессе работы |
Мерной лентой |
Для одного сдоя-3 см. Для двух слоев - 50% ширины плюс 3 см |
Переходное сопротивление (после нанесения покрытия),0м-м2, не менее |
В сомнительных местах |
ГОСТ 25812-83 (прил. 6) метод мокрого контакта |
107 - усиленный тип покрытия |
106 - нормальный тип покрытия |
|||
Нанесение покрытия типа "Пластобит" |
|||
Сплошность, кВ |
По всей поверхности после нанесения покрытия |
Визуально и дефектоскопом |
5 кВ на 1 мм толщины покрытия |
Толщина общая, мм, не менее (не менее чем в трех сечениях по длине трубы и в четырех точках каждого сечения) |
По всей поверхности после нанесения через 100 м и в сомнительных местах |
Толщиномером |
3,5 мм |
Прилипаемость к огрунтованной поверхности трубы, МПа, не менее |
Через 500 м и в сомнительных местах |
ГОСТ 25812-83 (прил.4) адгезиметром, метод Б |
0,20 |
Прилипаемость ленты к мастике, МПа, не менее |
Через 500 м и в сомнительных местах |
ГОСТ 25812-83 (прил.4) адгезиметром, метод А |
0,13 |
Число слоев ленты ПВХ |
То же |
Визуально |
1 слой (ТУ 39-01-07-306-77) |
Число слоев обертки ПЭКОМ |
То же |
То же |
То же |
Нахлестка витков обертки, см, не менее |
То же |
Мерной линейкой |
3 |
Переходное сопротивление (после нанесения покрытия), Ом×м2, не менее |
В сомнительных местах |
ГОСТ 25812-83 (прил. 6) метод мокрого контакта |
107 |
Нанесение изоляционных покрытий из полимерных лент |
|||
Ширина ленты, обертки, мм |
Каждая партия |
Мерной линейкой |
По ТУ или сертификатам |
Число слоев ленты и обертки |
В процессе работы |
Визуально |
По проекту |
Нахлест витков, см, не менее |
Тоже |
Мерной линейкой |
Для одного слоя - 3 см. Для двух слоев - 50% ширины плюс 3 см |
Сплошность ,кВ |
По всей поверхности после нанесения покрытия |
Визуально и дефектоскопом |
5 кВ на 1 мм толщины покрытия |
Прилипаемость к огрунтованной поверхности трубы, МПа, не менее |
В сомнительных местах |
ГОСТ 25812-83 (прил. 4) адгезиметром, метод А |
По ТУ или сертификатам на ленту |
Прилипаемость к основе ленты, МПа, не менее |
В сомнительных местах |
ГОСТ 25812-83 (прил. 4) адгезиметром, метод А |
По ТУ или сертификатам на ленту |
Переходное сопротивление (после нанесения покрытия), Ом×м2, не менее |
В сомнительных местах |
ГОСТ 25812-83 (прил. 6), метод мокрого контакта |
По ТУ или сертификатам на ленту |
Температура подогрева поверхности трубопровода и рулонов ленты и обертки |
В процессе производства работ |
Термопарой |
Температура поверхности трубопровода не ниже 15°С (но не более 50°С); температура рулонов лент и оберток не ниже 10°С |
СОДЕРЖАНИЕ
ВСН 51-1-97 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |