/
Текст
Серия
СТ
СООРУЖЕНИЕ
ТРУБОПРОВОДОВ
Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев, А.Г. Гумеров, А.Е. Лаврентьев, И.Ф. Кантемиров, А.М. Нечваль, И.Ш. Гамбург, А.Ф. Суворов, Р.Ф. Гильметдинов, С.К. Рафиков, Н.И, Коновалов
ТЕХНОЛОГИЯ СООРУЖЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ
Том 1
Под общей редакцией профессора Г.Г. Васильева
«Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебника для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» направления подготовки дипломированных специалистов 130500 «Нефтегазовое дело»
УФА «Нефтегазовое дело» 2007
УДК 622.692(07)
ББК 39.7я 7
М
Рецензенты:
д-р техн, наук, проф., засл, строитель РБ В.И. Агапчев директор ООО СМУ-4, почетный строитель РФ В.В. Кулаков
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев. А.Г. Гумеров, А.Е. Лаврентьев, И.Ф. Кантемиров. А.М. Нечваль, И.Ш. Гамбург, М А.Ф. Суворов, Р.Ф. Гильметдинов, С.К. Рафиков, Н.И. Коновалов. —
Технология сооружения газонефтепроводов; Под ред. Г.1'. Васильева. Т. 1: Учебник. — Уфа: Нефтегазовое дело, 2007. 632 с.
ISBN 978-5-98755-029-8
В книге кратко освещены общие сведения о магистральном трубопроводном транспорте: используемые схемы газонефтепроводов и конструктивные решения, основы проектирования трубопроводов И авторский надзор. Приведены прогрессивные технические решения, используемые при строительстве линейной части газонефтепроводов в нормальных и ОсЬбых природно-климатических условиях, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. Даны технические характеристики основных цсщ^пьзуемых строительных машин.
Книга предназначена для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки бакалавров и магистров 130500 «Нефтегазовое дело» и специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехраниЛищ» направления подготовки дипломированных специалистов 130500 «Нефтегазовое дело» и для инженерно-технических работников проектных и строительных организаций, занимающихся вопросами проектирования, строительства и эксплуатации нефтегазовых объектов ТЭК.
УДК 622.692(07)
ББК 39.7я7
ISBN 978-5-98755-02,9-8 © Уфимский государственный нефтяной
..... технический университет, 2007
© Издательство
«Нефтегазовое дело», 2007
© Ф.М Мустафин, Л И. Быков,
Г.Г. Васильев, 2007
Оглавление
Введение 8
1. Общие сведения
1.1. Назначение, состав, классификация и категории магистральных трубопроводов 12
1.1.1. Схема магистрального нефтепровода 16
1.1.2. Схема магистрального нефтепродуктопровода 19
1.1.3. Схема магистрального газопровода 20
1.2. Конструктивные решения магистральных трубопроводов 23
1.3. Проектирование и авторский надзор 29
1.3.1. Нормативно-техническая база систем проектирования 29
1.3.2. Декларация о намерениях, обоснование инвестиций ТЭО (проект) 34
1.3.3. Порядок разработки и согласования задания на проектирование 37
1.3.4. Управление проектированием 39
1.3.5. Стадийность проектирования 41
1.3.6. Экспертиза проекта 42
1.3.7. Участники инвестиционно-строительного проекта и особенности взаимоотношения с ними 45
1.3.8. Оценка стоимости проекта и анализ риска 52
1.3.9. Управление качеством проекта 54
1.3.10. Стандарт ИСО 9000 56
1.3.11. Авторский надзор за строительством объектов 59
2. Подготовительные работы
2.1. Организационно-подготовительный период 62
2.2. Мобилизационный период 65
2.2.1. Строительство временных дорог 67
2.2.2. Ледовые дороги, площадки и мосты 68
2.2.3. Строительство вертолетной площадки 72
2.2.4. Полевые городки и система бытового обеспечения 78
2.3. Подготовительно-технологический период 81
2.3.1. Геодезическая подготовка трассы 81
2.3.2. Расчистка полосы строительства от леса и кустарника 84
2.3.3. Планировка строительной полосы 90
2.3.4. Технологические проезды 92
3
3. Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы
3.1. Общие положения 101
3.2. Складирование труб 104
3.3. Погрузочно-разгрузочные работы 109
3.4. Особенности транспортировки и хранения
теплоизолированных труб и материалов 119
4. Земляные работы
4.1. Параметры разрабатываемых траншей 123
4.2. Выбор землеройной техники и технологии производства
работ 127
4.2.1. Техническая рекультивация земель 129
4.2.2. Разработка и засыпка траншей в нормальных условиях 131
4.2.2.1. Разработка траншей одноковшовым экскаватором 133
4.2.2.2. Разработка траншей роторным экскаватором 134
4.2.2.3. Дифференцированные методы разработки траншей 135
4.2.2.4. Засыпка уложенного трубопровода 137
4.2.3. Особенности производства работ зимой 143
5. Сварочно-монтажные работы
5.1. Основные методы организации сварочно-монтажных
работ на трассе 145
5.2. Технологический граф производства сварочно-монтажных
работ 152
5.3. Подготовка и сборка труб под сварку, сборочные
приспособления 173
5.3.1. Подготовка труб к сборке 173
5.3.2. Оборудование для правки концов труб 174
5.3.3. Газокислородная резка 174
5.3.4. Виды разделок кромок труб и трубных заготовок 179
5.3.5. Устройства для сборки стыков труб под сварку 191
5.4. Аттестация технологии сварки 196
5.5. Аттестационные испытания сварщиков 203
4
6. Изоляционно-укладочные работы
6.1. Противокоррозионные изоляционные материалы 211
6.2. Строительство трубопроводов из труб с защитным
заводским покрытием 246
6.2.1. Входной контроль изолированных труб 246
6.2.2. Нанесение термоусаживающихся полиолефиновых
покрытий на сварные стыки труб 249
6.3. Укладка изолированного трубопровода 260
6.4. Контроль качества материалов и изоляционных работ 270
6.4.1. Применяемые нормативно-технические документы 270
6.4.2. Входной контроль изоляционных материалов 273
6.4.3. Контроль очистки поверхности трубопроводов 274
6.4.4. Контроль температуры 279
6.4.5. Контроль толщины грунтовки и защитного покрытия 280
6.4.6. Контроль сплошности 281
6.4.7. Контроль ударной прочности 282
6.4.8. Контроль адгезии 282
6.4.9. Особенности контроля качества лакокрасочных
материалов и покрытий 283
6.4.10. Контроль укладки трубопровода в траншею 286
6.4.11. Контроль состояния изоляции законченных строительством
участков трубопровода катодной поляризацией 287
6.4.12. Обнаружение дефектов в изоляционном покрытии
уложенного и засыпанного трубопровода 290
7. Очистка полости и испытание трубопроводов
7.1. Основные понятия по очистке полости и испытанию трубопроводов 296
7.2. Нормы и правила выполнения очистки полости
и испытания трубопроводов 298
7.2.1. Очистка полости трубопроводов 298
7.2.2. Испытание трубопроводов 302
7.2.3. Гидравлические испытания при отрицательных температурах 311
7.3. Организация связи, аварийной службы и постов наблюдения 313
7.4. Обеспечение экологической безопасности при очистке
полости и испытании трубопроводов 315
5
8. Сооружение установок электрохимической защиты трубопроводов
8.1. Способы защиты трубопроводов от коррозии 321
8.2. Требования к электрохимической защите 324
8.3. Подготовительные работы к строительству и монтажу средств и установок электрохимической защиты 339
8.4. Строительно-монтажные работы на средствах и установках электрохимической защиты 340
8.5. Комплект машин, потребность в материалах и состав бригад при строительстве ЭХЗ магистральных трубопроводов 350
8.6. Особенности проведения пусконаладочных работ, индивидуальных испытаний и комплексного опробования системы ЭХЗ 351
8.7. Контроль качества при сооружении устройств ЭХЗ 353
9. Строительство трубопроводов в особых природных условиях
9.1. Строительство трубопроводов через болота и обводненные участки 355
9.1.1. Подготовительные и земляные работы 358
9.1.2. Укладка, балластировка и закрепление трубопровода 359
9.2. Строительство трубопроводов через сильно пересеченные
местности 365
9.2.1. Подготовительные работы 368
9.2.2. Погрузо-разгрузочные и транспортные работы 371
9.2.3. Разработка траншей 373
9.2.4. Сварочно-монтажные и укладочные работы 378
9.3. Строительство трубопроводов в условиях пустынь и полупустынь 384
9.4. Строительство трубопроводов в условиях высокой сейсмичности 393
9.5. Строительство трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов 397
9.5.1. Организация производства работ 403
9.5.2. Подготовка строительства 406
9.5.3. Строительство и эксплуатация временных дорог и технологических переездов 408
9.5.4. Земляные работы 412
6
9.5.5. Установка свайных опор для надземных трубопроводов 417
9.5.6. Монтаж и укладка подземного трубопровода 420
9.5.7. Монтаж надземного трубопровода 422
10. Строительство переходов трубопроводов
через естественные и искусственные препятствия
10.1. Подводные переходы трубопроводов через водные преграды 434
10.1.1. Общие положения 434
10.1.2. Методы строительства подводных трубопроводов на переходах 445
10.1.2.1. Траншейный способ строительства ППМТ 445
10.1.2.2. Бестраншейные технологии строительства ППМТ 467
10.1.2.2.1. ППМТ, прокладываемые способом
наклонно-направленного бурения (ННБ) 468
10.1.2.2.2. Подводные переходы, прокладываемые способом микротоннелирования (МТ) 488
10.2. Надземные переходы 511
10.2.1. Конструкции надземных переходов 512
10.2.1.2. Подвесные переходы 518
10.2.1.3. Арочные переходы 521
10.2.2. Технология монтажа надземных переходов 522
10.3. Подземные переходы под автомобильными и железными дорогами 533
10.3.1. Конструкции переходов под дорогами 533
10.3.2. Методы строительства подземных переходов под дорогами 538
Список литературы 549
Приложение А 560
Приложение Б 564
Приложение В 582
Приложение Г 588
Приложение Д 592
Приложение Е 601
Приложение Ж 605
Приложение 3 613
7
Ф.М. Мустафин, Л. И. Быков, Г. Г. Васильев
ВВЕДЕНИЕ
Развитие отечественного топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в ближайшие годы будет базироваться на сырьевом потенциале в бассейне континентального шельфа, а также в Восточной Сибири и в некоторых, пока еще недостаточно изученных, комплексах разреза Западной Сибири.
Утвержденная правительством в августе 2003 г. Энергетическая стратегия РФ на период до 2020 г. предусматривает доведение ежегодной добычи нефти к концу программы как минимум до 450 млн т, газа — до 680 млрд. м3. Не менее 50—60% от этих объемов должно быть отправлено на экспорт.
Перед любым поставщиком углеводородов изначально стояли и стоят две главные задачи: извлечь ресурсы и доставить их потребителю, неслучайно многие страны на рубеже XXI в. стали активно развивать трубопроводные системы.
Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа остается на сегодняшний день важнейшей составляющей частью системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом и сырьем. Он является одним из дешевых видов транспорта, обеспечивая энергетическую безопасность страны, и в тоже время позволяет существенно разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.
На территории РФ создана разветвленная сеть магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов. Протяженность магистральных трубопроводов в России превысила 225 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей — более 155 тыс. км, нефтепроводных — 50 тыс. км, нефтепродуктопроводных — 20 тыс. км. С помощью магистрального трубопроводного транспорта перемещается 100% добываемого природного газа, 99% добываемой нефти, более 50% производимой продукции нефтепереработки.
Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эф
8
Технология сооружения трубопроводов
фективных научно обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопроводов.
В настоящее время построены и строятся новые трубопроводные магистрали, которые по своей технической сложности не имеют аналогов в мировой практике строительного проектирования. Магистральный газопровод «Россия — Турция» — уникальное инженерное сооружение: построены 3 тоннеля диаметром 2,1 м, пройдено 32 оползневых участка, методом наклонно-направленного бурения сооружено более 6 км переходов через водные преграды, 392 км проложено по акватории Черного моря на глубинах до 2150 м.
Одним из важных этапов дальнейшего развития сотрудничества в газовой области, безусловно, стала реализация проекта по освоению месторождений полуострова Ямал и сооружение газотранспортной системы «Ямал — Европа».
Строительство нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО)», рассчитанного на перекачку 80 млн. т нефти в год, станет самым крупным трубопроводным коммерческим проектом начала XXI в.
Предлагаемая читателю книга является логическим дополнением учебного пособия «Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов / Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков и др. — С.-Пб: Недра, 2006. — 824 с., ил.»
В ней рассмотрены основные вопросы современной технологии сооружения линейной части промысловых и магистральных газонефтепроводов, продуктоводов и водоводов при прокладке в нормальных и особых природно-климатических условиях, а также на переходах трубопроводов через естественные и искусственные препятствия. При этом авторы не ставили своей задачей рассмотреть частные вопросы строительства отдельных объектов нефтепроводов, нефтепродукто-проводов и газопроводов, т.к. они подробно рассмотрены в соответ-
9
-.оочших нормативно-технических документах ОАО «Газпром», ОАО «АК «Транснефть», и ОАО «Транснефтепродукт».
В предлагаемом издании авторами обобщенны материалы трудов специалистов ВНИИСТа, ВНИИГАЗа, ГУП «ИПТЭР», «Гипрот-рубопровода», «Гипроспецгаза», РГУНГа им. И.М. Губкина, УГНТУ и собственные работы по технологии строительства газонефте-проводов.
Технология сооружения трубопроводе
ПРЕДИСЛОВИЕ ОТ РЕЦЕНЗЕНТОВ
Магистральный трубопроводный транспорт — важнейшая и неотъем лемая составляющая топливно-энергетического комплекса России. I нашей стране создана разветвленная сеть магистральных газопроводов нефтепроводов и продуктопроводов.
Последний учебник по сооружению магистральных трубопроводов был издан в 1987 г. Прошедшие годы показали, что данная книга пользовалась неизменным спросом не только у студентов, но и у инженерно-технических работников, но к сегодняшнему дню несколько устарела.
Учебник «Технология сооружения газонефтепроводов» по своему содержанию полностью соответствует дисциплине «Сооружение и ремонт газонефтепроводов».
При подготовке материала авторами учтены положения новых нормативных документов, существенно расширен круг рассматриваемых разделов и глав. Книга написана доступным языком, хорошо иллюстрирована, ее отличает методическая продуманность, глубокий анализ материала, четкость изложения, разумное сочетание теории и практической реализации рассматриваемых задач.
Считаем целесообразным издание данного материала в качестве учебника для подготовки дипломированных специалистов по специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газо нефтехранилищ».
В последнее время и мы, и многие специалисты удивляются большому количеству выпускаемых учебных пособий профессорно-преподаватель-ским составом кафедры СТ УГНТУ в соавторстве со многими ведущими специалистами страны. Ответ думаем прост и основан на высокой работоспособности авторов и сочетании государственного и профессионального мышления. У них, как и в отдельных нефтегазовых компаниях шутят: «У нас 8 часовой рабочий день: с 8 утра до 8 вечера плюс половина выходных, отпускных и праздничных дней».
Реально оценивая их работы и возможности с уверенностью можно сказать, что выпущенная в последние годы учебная литература не имеет аналогов и подготовлена на высоком методическом уровне.
В дни нашей молодости была интересная программа с девизом: «Делай как я, делай как мы, делай лучше нас!». Мы думаем, надо пожелать профес-сорно-преподавательскому составу нефтегазовых вузов новых творческих успехов в деле подготовки лучших специалистов трубопроводчиков на базе современной научно-технической литературы.
Заслуженный строитель РБ В.И.Агаичев,
Почетный строитель РФ В.В.Кулаков
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
ГЛАВА 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
1.1. Назначение, состав, классификация и категории магистральных трубопроводов
Магистральные трубопроводы — это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки на значительные расстояния природных и искусственных газов (в газообразном или сжиженном состоянии), нефти и нефтепродуктов от мест их добычи или переработки (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка).
В настоящее время все вновь строящиеся, а также реконструируемые магистральные трубопроводы и отводы от них условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением 1,2—10 МПа должны проектироваться с учетом основных положений строительных норм и правил (СНиП 2.05.06-85* [87]). Эти нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, в районах морских акваторий, на промыслах, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 °C (рис. 1).
Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. в зависимости от условного диаметра Dy подразделяются на четыре класса:
класс I 1000мм < Dy < 1200 мм;
класс II 500мм < Dy < 1000 мм;
класс III 300мм < Dy < 500 мм;
класс IV Dy < 300 мм.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления р делятся на два класса:
класс I 2,5 МПа < р < 10,0 МПа;
класс II 1,2 МПа < р < 2,5 МПа.
12
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 11 Сооружение магистрального трубопровода
Чем выше класс трубопровода, тем большую опасность он представляет в случае разрушения, и тем будут большие расстояния от оси трубопровода до близлежащих населенных пунктов, промышленных предприятий, а также отдельных зданий и сооружений, определяемые табл. 4* [87], приложение Г. Категорийность линейной части магистральных трубопроводов и их участков зависит от вида транспортируемого продукта и условного диаметра трубопровода. Продолжительность строительства линейной части трубопроводов и нормы задела по кварталам могут быть определены по СНиП 1.04.03-85* (табл. 1.1), либо на основе тендерной документации.
Продолжительность строительства трубопроводов охватывает период от начала подготовительных работ вдоль трассы, которые оформляются актом, составленным заказчиком и подрядчиком на основании первичной документации бухгалтерского учета, до даты оформления акта о сдаче — приемке построенного трубопровода (или его участка) в эксплуатацию.
При строительстве трубопроводов в специфических районах нормы продолжительности увеличиваются путем введения поправочных коэффициентов:
1,6 — Магаданская область за исключением Чукотского автономного округа;
13
•u
Таблица 1.1.
Продолжительность строительства трубопроводов
Объект Характеристика Нормы фодолжительиосги строительства, мес. Нормы задела в строительстве по кварталам, % к сметной стоимости
Общая В том числе: 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Подготовительный период Передача оборудования в монтаж Монтаж оборудования*
Магистральный трубопровод (линейная Протяжённость, км: 20 12 4 3-8 6/(4-9) 22 49 79 100
часть) 50 14 5 4-9 6/(4-10) 18 42 68 94 100 — — — —
100 18 6 5-11 7/(6-12) 18 42 68 90 95 100 - — —
200 20 7 5-13 8/(7-14) 12 32 59 84 91 96 100 — —
300 21 7 5-14 9/(7-15) 12 32 59 84 91 96 100 - -
Подводный переход Ширина водаой преграды, м: до 100 4 1 1-3 2/(2-3) 80 100
300 5 1 1-4 3/(2-4) 50 100 — — — — - — —
500 6 1 1-4 4/(2- 5) 45 100 — — — — — — —
1000 8 2 2-5 5/(3-7) 30 75 100 — — — — — —
более 1000 10 2 2-6 6/(3-8) 20 55 90 100 - -
Промысловые трубопроводы Протяженность, км: до 2 3 1 1 2/(2-3) 100
до 5 4 1 1-2 2/(2-3) 80 100 — - — — — —
до 10 5 1 1-2 3/(2-4) 70 100 - - - - - -
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Примечание: 'Числитель — продолжительность монтажа оборудования, знаменатель — порядковые месяцы начала и окончания его выполнения
Технология сооружения трубопроводов
1,4 — Мурманская область, Туруханский район Красноярского края, Якутия южнее 60-й параллели;
1,2 — Амурская, Архангельская область, Бурятская, Карельская, Коми, Иркутская, Новосибирская, Омская, Томская область, Красноярский край севернее Транссибирской ж/д, Пермская область севернее 60-й параллели, Ханты-Мансийский округ южнее 60-й параллели, Хабаровский край, Читинская область;
1,3 — горные труднодоступные районы с крутизной склонов более 20° и чередующимися хребтами.
В случаях строительства трубопроводов в арктических и других районах продолжительность сооружения устанавливается проектными организациями строительства.
Нормы продолжительности строительства линейной части магистральных трубопроводов установлены для организационно-единых объектов, каждый из которых имеет единый проект, заказчика, источник финансирования, срок ввода в действие и возможность приемки в эксплуатацию после завершения на нем линейных и пусконаладочных работ.
15
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
1.1.1. Схема магистрального нефтепровода
В общем случае магистральный нефтепровод может быть определен как инженерно-техническое сооружение, предназначенное для непрерывного регулируемого транспорта нефти на значительные расстояния. В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки (рис. 1.2).
Рисунок 1.2 Схема промысловых сооружений и магистрального нефтепровода 1 — промыслы, 2 — нефтесборный пункт и установка комплексной подготовки нефти; 3 — подводящие трубопроводы; 4 — головная нефтеперекачивающая станция, 5 — линейная задвижка; 6 — подводный переход, 7 — переход через железную дорогу; 8 — промежуточная нефтеперекачивающая станция; 9 — надземный переход через овраг (ручей), 10 — конечный пункт нефтепровода (нефтебаза); 11 — пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 — пункт перевалки на водный транспорт, 13 — пункт еда чи нефти на нефтеперерабатывающий завод
В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06-85* включают:
• трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке;
• установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии:
• линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода;
• линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и обеспечения электроснабжения и дистанционного
16
Технология сооружения трубопроводов
управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
• противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопровода;
• емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти;
• здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;
• постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода;
• пункты подогрева нефти; указатели и предупредительные знаки.
Основные элементы магистрального нефтепровода - - сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например, для исключения возможности замерзания скопившейся воды).
Для магистральных нефтепроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 325 - 1220 мм. Толщина стенок труб определя-
Рисунок 1.3 Нанесение защитного покрытия в трассовых условиях
17
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
ется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи (рис. 1.3).
На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют установленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями, закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог нефтепровод прокладывается в защитном футляре из труб, диаметр которых на 100—200 мм больше диаметра трубопровода.
С интервалом 10—30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.
Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70—150 км и оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, рассредоточенный на значительной территории. ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжение от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и так далее.
Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 400—600 км, в пределах которых возможна
18
Технология сооружения трубопроводов
независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах эксплуатационных участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным
гипс нпс нпс нпс
1 -й эксплуатационный участок (400-600 км)
Рисунок 1.4. Схема эксплуатационных участков магистрального нефтепровода
НПС НПС НПС КП
последний эксплуатационный участок (400-600 км)
0,3—1,5 суточной пропускной способности трубопровода (рис. 1.4). Как головная, так и промежуточные нефтеперекачивающие станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами.
Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снаб
жены теплоизоляционным покрытием.
По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.
Конечный пункт нефтепровода (КП) — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.
Прокладка трубопровода осуществляется одиночно или в составе параллельных трубопроводов в общем технологическом коридоре. Число ниток в технологическом коридоре регламентируется предельным количеством суммарного объема транспортируемого продукта.
1.1.2. Схема магистрального нефтепродуктопровода
Современный нефтепродуктопровод является сложной разветвленной системой, которая в общем случае состоит из магистральной части, подводящих и распределительных трубопроводов, сложных и простых отводов, головной и промежуточных перекачивающих станций, наливных и конечного пунктов. Схема разветвленного нефтепродуктопровода приведена на рис. 1.5.
19
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 1.5. Схема разветвленного нефтепродуктопровода: 1 — головная перекачивающая станция; 2 — нефтебаза; 3 — промежуточная перекачивающая станция; 4—железнодорожный наливной пункт; 5 — автоналивной пункт; 6—коне ч-ный пункт; 7 — подводящие трубопроводы; 8 — распределительный нефтепро-дуктопровод; 9 — сложный отвод; 10 — отвод однотрубный; 11 — отвод двухтрубный; 12 — магистральная часть
Распределительный трубопровод предназначен для доставки нефтепродуктов от магистрали к предприятиям их распределения и районам их потребления. В начале распределительного трубопровода находится необходимая резервуарная емкость и перекачивающая станция. Если распределительный трубопровод имеет большую протяженность, то на нем размещают промежуточные перекачивающие станции. Заканчивается распределительный трубопровод резервуарным парком нефтебазы или наливного пункта.
Сложным отводом называется трубопровод, подключаемый к распределительному трубопроводу или к магистрали и имеющий разветвленную структуру. Простой отвод может быть однотрубным— состоящим из одного трубопровода — или многотрубным — состоящим из двух или нескольких трубопроводов. Отводы не имеют резервуарной емкости в своем начале и перекачивающих станций.
1.1.3. Схема магистрального газопровода
Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на
20
Технология сооружения трубопроводов
установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает в систему магистрального газопровода (рис. 1.6).
В состав магистрального газопровода входят следующие основные объекты:
• головные сооружения;
• компрессорные станции;
• газораспределительные станции;
• станции подземного хранения газа;
• линейные сооружения.
На головных сооружениях производится подготовка газа, его учет и компримирование с целью дальнейшей транспортировки.
В комплекс по подготовке газа входят установки по его очистке от механических примесей, влаги, углекислого газа и гелия. Этот комплекс размещается на территории компрессорной станции.
Компрессорные станции (КС) размещаются по трассе газопровода с интервалом 80—120 км и служат для восстановления давления перекачиваемого газа. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 88% всех КС, а электроприводом — около 12%.
Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределитель-
Рисунок 1.6. Схема промысловых сооружений и магистрального газопровода: 1 — промыслы; 2 — газосборный пункт; 3 — промысловый коллектор; 4 — установка подготовки газа; 5 — головная компрессорная станция (ГКС); 6 — магистральный трубопровод; 7 — промежуточная КС; 8 — линейные запорные устройства; 9 — подводный переход с резервной ниткой; 10 — переход под железной дорогой; 11 — отвод от магистрального газопровода; 12 — газораспределительная станция (ГРС); 13 — конечная ГРС; 14 — станция подземного хранения газа (СПХГ); 13 — газорегуляторный пункт (ГРП); 16 — тепловая электростанция; 17—газоперерабатывающий завод (ГПЗ)
21
ФМ Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
ной системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей).
После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают его к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП).
Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной дожимной компрессорной станцией (ДКС).
К линейным сооружениям относятся собственно магистральный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррозионной защиты, дренажные устройства. К линейным сооружениям также относятся линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).
Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.
При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций.
Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т.д.
В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необ
22
Технология сооружения трубопроводов
ходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа обычно сооружаются только вблизи крупных городов или районов газопотребления.
Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях менее 1,2 МПа, к магистральным газопроводам не относятся. Протяженность магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр — от 150 до 1420 мм включительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до1420 мм включительно.
1.2. Конструктивные решения магистральных трубопроводов
Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть — непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или сек
ций и уложенная по трассе тем или иным способом.
В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки магистральных трубопроводов: подземная, полу-подземная, наземная и надземная. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов.
Подземная схема укладки является наиболее распространенной (98% от общей протяженности) и предусматривает укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр труб (рис. 1.7).
При подземной укладке достигается максимальная механизация работ всех видов, не загромождается территория, после
a б в
<1 е
Рисунок 1.7. Подземные схемы прокладки трубопровода: а — прямоугольная форма траншеи; б — трапецеидальная форма траншеи; в — смешанная форма траншеи; г—укладка с седловидными пригрузами, д — укладка с использованием винтовых анкеров для закрепления против всплытия; е —укладка в обсыпке из гидрофоби-зированных грунтов; ж—укладка в зонах активных тектонических разломов; з — укладка с песчаной подсыпкой вне зон разломов
23
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
окончания строительства используются пахотные земли, отсутствует воздействие солнечной радиации и атмосферных осадков, трубопровод находится в стабильных температурных условиях. Однако на участках с вечномерзлыми, скальными и болотистыми грунтами данная схема укладки является неэкономичной из-за высокой стоимости земляных работ. Кроме того, необходимость специальной балластировки на участках с высоким стоянием грунтовых вод и надежного антикоррозионного покрытия от почвенной коррозии значительно удорожает стоимость строительства.
Величины заглубления трубопроводов до верха трубы принимается в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [87] и приведены в главе 4. Заглубление нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в дополнение к указанным требованиям должно определяться также с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования. Заглубление трубопровода с балластом определяется как расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.
Наземные схемы прокладки (рис. 1.8) преимущественно используются в сильно обводненных и заболоченных районах при высоком уровне грунтовых вод и очень малой несущей способности верхнего слоя грун-
та, на солончаковых
грунтах, при наличии
Рисунок 1.8. Наземные схемы прокладки трубопровода: а — повышенной устойчивости с обсыпкой минеральным грунтом; б — повышенной устойчивости с обсыпкой гидрофобизированным грунтом; в — в насыпи с обсыпкой минеральным грунтом; г — в насыпи с обсыпкой гидрофобизированным грунтом
подстилающих скальных пород, а также при пересечении с другими коммуникациями.
При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается выше отметок дневной поверхности, а нижняя образующая — ниже, на уровне или выше дневной поверхности. Для уменьшения объема насыпи и увеличения устойчивости трубопровода в го
24
Технология сооружения трубопроводов
ризонтальной плоскости (особенно на криволинейных участках) рекомендуется проектировать прокладку трубопровода в неглубокую траншею глубиной 0,4—0,8 м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров. При всех ее преимуществах недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи и необходимость устройства большого числа водопропускных сооружений.
Рисунок 1.9. Надземные схемы прокладки линейной части магистрального трубопровода: а — трубопровод с компенсаторами; б— трубопровод в виде зигзагообразного самокомпесирующего контура; в —упругоискривленный самокомпенси-рующий трубопровод; г — трубопровод со слабоизогнутыми участками; 1 — трубопровод; 2 — промежуточная продольно-подвижная опора; 3 — неподвижная опора; 4 — П-образный компенсатор; 5 — промежуточная или скользящая опора; 6 — шарнирная опора; 7 — свободно-подвижная опора; 8 — слабоизогнутый участок (компенсатор)
Рисунок 1.10. Наземный трубопровод, проложенный по самокомпенсирующему контуру
25
Ф М Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
Рисунок 1.11. Надземная прокладка отдельных участков магистральных трубопроводов: I Балочные системы: а — однопролетный трубопровод; б — многопролетный трубопровод в обычных грунтах; в — многопролетный трубопровод в земляных призмах; г — трубопровод с П или Г-образным компенсатором.
II Арочные системы: д— однотрубный переход по круговой или параболической форме очертания оси; е — треугольный; ж — трапецеидальный.
III Висячие системы: з — вантовый переход; и — гибкий переход; к — самонесущий переход
Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков рекомендуется в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия (рис. 1.9—1.12). При надземной прокладке сводится к минимуму объем земляных работ, отпадает необходимость в дорогостоящей пригрузке, а также в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов. Однако надземная укладка имеет недостатки: загроможденность
территории, устройство опор, специальных проездов для техники и миграции животных и значительная подверженность трубопровода суточным и сезонным колебаниям температуры, что требует принятия специальных мер.
В каналах и коллекторах прокладывают водоводы, теплопроводы, трубопроводы для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, в том числе с путевым подогревом, а также трубопроводы в вечномерзлых грунтах. Для сокращения тепловых потерь стенки
26
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 1.12. Надземный трубопровод с тепловой изоляцией в северных регионах
каналов изготавливают из теплоизоляционных материалов (рис. 1.13).
Конструктивные решения трубопроводов зависят от класса трубопровода, категорий трубопровода и категории участка трубопровода.
В зависимости от условий работы трубопровода, а также для безопасности рас
Рисунок 1.13. Прокладка трубо-
провода в каналах или коллекторах: 1 — трубопровод; 2 — лежка-опора; 3 —теплоизоляционные плиты
положенных вблизи трассы объектов согласно СНиП 2.05.06-85* линейная часть и отдельные участки магистральных трубопроводов (табл. 3* [87], приложение В)
подразделяются на пять категорий: В, I,
II, Ш и IV. В каждой категории предъявляются определенные требования
к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений,
предварительным гидравлическим испытаниям и типам изоляционного покрытия (табл. 1.2, табл. 1.3).
Категорийность линейной части и отдельных участков промысловых трубопроводов приведена в ведомственных строительных нормах СП-34-116-97 [99].
27
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г. Васильев
Таблица 1.2.
Категории магистральных трубопроводов
Категория трубопровода и его участка Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформатив-ность m Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % общего количества Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
В 0,60
I 0,75
II 0,75 Принимается по СНиП Ш-42-80*
III 0,90
IV 0,90
Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.
Таблица 1.3.
Категории магистральных трубопроводов в зависимости
от условного диаметра
Назначение трубопровода Категория трубопровода при прокладке
подземной наземной и надземной
Для транспортирования природного газа: а) диаметром менее 1200 мм IV III
б) диаметром 1200 мм и более III III
в) в северной строительноклиматической зоне III III
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов: а) диаметром менее 700 мм IV III
б) диаметром 700 мм и более III III
в) в северной строительноклиматической зоне III III
28
Технология сооружения трубопроводов
1.3. Проектирование и авторский надзор
1.3.1 Нормативно-техническая база систем проектирования
Для выполнения проектных и изыскательских работ обычно между заказчиком и подрядчиком-проектировщиком заключается соответствующий договор, по которому подрядчик обязуется по заданию заказчика разработать техническую документацию и выполнить требуемые изыскательские работы, а заказчик обязуется принять и оплатить эти работы.
Параграфом 4 главы 37 Гражданский кодекс РФ регламентирует основные правила и процедуры разработки и использования договора подряда на выполнение проектных и изыскательских работ.
В тех случаях, когда строительство ведется методом «под ключ», проектно-строительной организацией заключается один комплексный договор подряда, в котором предусмотрены к выполнению все виды деятельности: проектирование, выполнение строительно-монтажных работ, комплектация строительства требуемым оборудованием и ввод в эксплуатацию.
Задание на проектирование и исходные данные, необходимые для составления технической документации, заказчик должен до начала работ по договору передать подрядчику. Одновременно с ним передаются другие материалы: обоснование инвестиций строительства объекта, отвод земельного участка.
Эти документы должны соответствовать требованиям СНиП «Порядок разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство зданий и сооружений на территории РФ» (СНиП 11-01-2003).
Договор подряда на выполнение проектных и изыскательских работ должен состоять из разделов:
• предмет договора;
• состав и содержание проектно-сметной документации;
• срок действия договора;
• сроки разработки и этапы выдачи документации;
• цена;
• размеры надбавок и скидок к договорной цене;
• порядок сдачи и приемки документации;
• ответственность сторон за нарушение условий договора.
29
Ф.М, Мустафин, Л.И Быков, Г.Г Васильев
Создание объекта строительства (магистрального трубопровода) осуществляется в непрерывном инвестиционном процессе с момента возникновения идеи (замысла) до сдачи объекта в эксплуатацию. Неотъемлемой частью этого процесса являются проектные работы. Схема их организации приведена на рис. 1.14.
Началу проектных работ предшествуют предварительные изыскания и исследования. В ходе них должны быть собраны сведения о ранее выполненных инженерных изысканиях и исследованиях, данные об осложнениях, наблюдавшихся в районе строительства трубопровода (природные и техногенные аварийные ситуации).
Первый этап работ начинается с разработки ходатайства (декларации) о намерениях, которое составляется заказчиком или по его поручению проектной организацией на договорной основе в соответствии с требованиями СП 11-101-2003 [97].
Ходатайство (декларация) о намерениях разрабатывается на основании:
• рекомендаций, принятых в схемах развития трубопроводного транспорта на ближайшую перспективу,
• материалов предварительных исследований и изучения перспективной потребности и мощности сырьевой базы нефти с учетом разведанных и утвержденных запасов;
• возможности сбыта на внутреннем и внешнем рынке.
В ходатайстве (декларации) о намерениях должны содержаться:
• наименования инвестора и заказчика;
• наименование трубопровода, его производительность;
• предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию;
• намечаемая трасса трубопровода (по материалам изучения топографических карт);
• местоположение начального и конечного пунктов трубопровода;
• предполагаемое местоположение промежуточных перекачивающих станций и наливных пунктов;
• ориентировочная потребность в земельных, водных и энергетических ресурсах;
• ориентировочная потребность в трубах и других материалах для строительства;
• • примерная численность рабочих и служащих;
30
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 1.14. Схема организации проектных работ
31
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• возможное влияние проектируемого трубопровода на окружающую среду;
• ориентировочная стоимость строительства, источники финансирования.
Ходатайство (декларация) о намерениях представляется заказчиком на рассмотрение органам исполнительной власти.
По результатам положительного рассмотрения органами исполнительной власти ходатайства (декларации) о намерениях заказчик принимает решение о разработке обоснования инвестиций в строительство.
В состав второго этапа проектных работ по обоснованию инвестиций входят:
• принятие основных решений по трубопроводу, включая его производительность и перспективную потребность, исходя из наличия сырьевой базы, а также основных технологических и строительных решений;
• определение потребности в необходимых ресурсах для строительства и источников их получения;
• анализ вариантов трасс трубопровода с обоснованием выбранной трассы и краткая ее характеристика;
• установление сроков и очередности строительства, его организации;
• определение потребности в трудовых ресурсах;
• определение стоимости строительства (по аналогам и укрупненным показателям);
• оценка эффективности инвестиций и уточнение возможных источников их финансирования.
На основании материалов обоснования инвестиций и предварительно согласованного с органами исполнительной власти места расположения трассы производится оформление акта выбора земельных участков трассы и площадок перекачивающих станций под строительство.
Необходимо отметить, что работа по обоснованию инвестиций выполняется, в основном, на основании изучения топографических карт, а также карт-схем природных компонентов(почвенных, геоботанических, геологических, животного мира и др.). Полевые технические изыскания производятся при этом в минимальном объеме при прохождении трассы нефтепровода в особо сложных условиях.
На третьем этапе проектных работ осуществляется разработка ТЭО — технико-экономического обоснования (проекта) строительства
32
Технология сооружения трубопроводов
трубопровода. ТЭО является основным проектным документом на строительстве трубопровода. Оно выполняется на основе одобренных обоснований инвестиций в строительство, при наличии утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта и материалов инженерных изысканий, собранных на предварительном этапе. Если этих материалов недостаточно, то в ходе разработки проектной документации должен быть выполнен комплекс топографических, инженерно-геологических и гидрогеологических изысканий, а также охранных археологических исследований в зоне строительства трубопровода. Данные работы должны выполняться специализированными подразделениями проектировщика и другими организациями.
Проектная документация разрабатывается преимущественно на конкурсной основе, в том числе через торги подряда (тендер).
Следует иметь в виду, что двойное обозначение стадии (ТЭО и проект), единой по составу и содержанию, принято в целях преемственности действующей законодательной и нормативной базы и совместимости с терминологией, применяемой в зарубежной практике.
В ТЭО (проекте) детализируются решения принятые в обоснованиях, и уточняются основные технико-экономические показатели.
Детализация решений по трассе трубопровода и площадкам перекачивающих станций выполняется, в основном, с использованием данных технических изысканий.
При этом уточняются:
• протяженность трассы трубопровода и ее плановое положение;
• продольный профиль трассы, позволяющий установить окончательное местоположение промежуточных перекачивающих станций;
• створы подводных переходов, переходов железных и автомобильных дорог, их техническая характеристика;
• геологические свойства грунтов;
• ведомость угодий, пересекаемых трассой трубопровода, а также другие данные, позволяющие уточнить решения, заложенные в обоснованиях.
Состав работ ТЭО (проекта) аналогичен перечню, приведенному выше в обосновании инвестиций.
При разработке ТЭО (проекта) помимо детализации технических решений, заложенных в обоснованиях, особое внимание уделяется вопросам:
33
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• обеспечения надежности и экологической безопасности объекта;
• определения затрат на строительство объектов трубопровода и объектов социального и культурно-бытового назначения;
• определения показателей эффективности инвестиций в строительство трубопровода.
В процессе разработки ТЭО (проекта) производятся согласования уточненных по материалам изысканий земельных участков под строительство объектов магистрального трубопровода.
После утверждения и одобрения Государственной экспертизой ТЭО (проекта) может разрабатываться тендерная документация, на основе которой участники торгов готовят свои предложения, после чего на конкурсной основе определяется подрядчик строительства трубопровода и начинается разработка рабочей документации. Проект строительства — это техническая документация, в которую обычно включаются: техникоэкономическое обоснование, чертежи, записки и некоторые другие материалы, необходимые для организации и проведения строительства.
На основе утвержденной проектной документации производится изъятие уточненных в результате изысканий земель под строительство трубопровода (для постоянного и временного пользования).
Рабочая документация разрабатывается по согласованному с заказчиком графику с учетом установленной утвержденным проектом очередности строительства.
Для технически несложных объектов магистральных трубопроводов, строящихся по типовым или унифицированным проектам на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство, может разрабатываться рабочий проект в составе утвержденной части и рабочей документации. Стадийность исполнения проекта устанавливается заказчиком в задании на проектирование.
1.3.2. Декларация о намерениях, обоснование инвестиций ТЭО (проект)
Решение о разработке ТЭО (проекта) строительства принимается заказчиком после проведения экспертизы, согласования и утверждения «Обоснования инвестиций». Такому решению заказчика часто предшествует включение предполагаемого объекта в соответствующие инвестиционные программы.
Инструкцией о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и
34
Технология сооружения трубопроводов
сооружений (СНиП 11-01-2003 [91]) технико-экономическое обоснование строительства определено в качестве основного проектного документа на строительство объекта. Одновременно этим документом в отечественной практике понятия ТЭО и «проект» приравнены между собой, т.е. введено двойное обозначение стадии, единой по составу и содержанию (таким образом, по мнению разработчиков СНиП становится возможным добиться преемственности действующей законодательной и нормативной баз и совместимости с терминологией, применяемой за рубежом).
Разработка ТЭО выполняется по заданию заказчика проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию и достаточный опыт работы. Для выбора оптимального предложения со стороны проектировщика заказчик может провести конкурс (тендер) на разработку ТЭО строительства конкретного объекта.
Основным документом, регламентирующим взаимоотношения между заказчиком и исполнителем-проектировщиком, а также правовые и финансовые отношения, взаимные обязательства и ответственность сторон, является договор на разработку ТЭО. К договору прилагается задание на проектирование, в котором указываются исходные данные, устанавливаются технико-экономические, экологические, социальные и другие требования, которые, по мнению заказчика обязательно должны быть соблюдены при разработке ТЭО.
В задании на проектирование должны быть оговорены состав ТЭО и основное содержание его разделов.
Рекомендуемый состав технико-экономических обоснований строительства (ТЭО, проект) следующий:
1. Общая пояснительная записка.
2. Генеральный план и транспорт.
3. Технологические решения.
4. Архитектурно-строительные решения.
5. Инженерное оборудование, сети и системы.
6. Организация строительства.
7. Охрана окружающей среды.
8. Охрана труда и техника безопасности.
9. Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.
10. Сметная документация.
11. Эффективность инвестиций.
35
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
В соответствующих разделах ТЭО следует приводить: спецификации оборудования, составляемые применительно в форме, утвержденной государственными стандартами; исходные требования к разработке конструкторской документации на оборудование индивидуального изготовления, что оговаривается в договоре.
В целях подготовки более полных технико-экономических обоснований строительства состав и содержание ТЭО, предусмотренные в СНиП 11-01-2003 [91] можно дополнять следующими разделами (материалами):
• рыночные исследования и анализ сбыта (с использованием материалов «Обоснования инвестиций» и «Бизнес-плана»);
• маркетинговая стратегия (с использованием материалов «Обоснования инвестиций» и «Бизнес-плана»);
• организация транспортировки крупногабаритных и тяжеловесных материалов и оборудования (при необходимости);
• оценка риска инвестиций, мероприятия по его профилактике и минимизации возможных потерь (с использованием материалов «Обоснования инвестиций» и «Бизнес-плана»);
• обоснование разработки специальных технических условий на строительство (для особо сложных и уникальных объектов или условий их освоения (разработки) и строительства);
• выводы и предложения.
В составе ТЭО раздел «Эффективность инвестиций» должен выполняться в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», утвержденными Госстроем России, Минэкономики России, Минфином России, Госкомпромом России (№ 7-12/47 от 31.03.94 г.), и дополнительно отражать вопросы состояния и путей погашения задолжностей перед федеральным бюджетом и бюджетами других уровней, а также возврата кредитов.
Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны и мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций должны проектироваться комплексно и дополнять друг друга. Данный раздел должен включать комплекс мер и технических решений (планировочных, объемно-планировочных, конструктивных), направленных на предупреждение, предотвращение или максимально возможное снижение интенсивности негативного воздействия процессов, возникающих при чрезвычайных ситуациях, в том числе при эксплуатационно-технологических отказах, и обеспечивающих защиту производственных фондов и персонала, а также
36
Технология сооружения трубопроводов
близлежащих территорий и проживающего на них населения. В то же время оценка возможности возникновения ситуаций и решения по их предотвращению рекомендуется рассматривать в разделе «Технологические решения».
Разрабатываемые в разделе «Охрана окружающей среды» для конкретного объекта «Оценка воздействия объекта на окружающую среду» (ОВОС) в полном объеме должны содержать описание возможных негативных последствий на окружающую среду, а также все сведения, позволяющие оценить, как и насколько выполняются санитарные правила, имеют ли место превышения допустимых норм по радиационному, химическому и другим видам воздействий на окружающую среду и население, какие предусмотрены компенсирующие меры.
Решение о разработке рабочей документации принимается заказчиком после проведения экспертизы, согласования и утверждения ТЭО.
1.3.3. Порядок разработки и согласования задания на проектирование
Разработка рабочей документации выполняется по заданию заказчика проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию и достаточный опыт работы.
Выбор проектной организации может быть проведен по результатам конкурса на выполнение проектных (проектно-изыскательских) работ. Преимущества в получении заказа на научно-исследовательские работы (НИР) должны иметь проектные инвесторы, имеющие сертификат на систему обеспечения качеством продукции.
В случае привлечения для разработки рабочей документации проектной организации, не являющейся разработчиком ТЭО (проекта), рабочего проекта (утверждаемой части), или в случае отступления от решений, принятых в них, выдается задание на разработку рабочей документации. В этом случае неотъемлемой частью договора на разработку рабочей документации является задание, которое составляется исходя из конкретных условий по произвольной форме. Задание составляется с привлечением проектной организации. При составлении задания оговаривается перечень необходимых исходных данных.
Заказчик выдает проектировщику следующие исходные материалы:
• обоснование инвестиций данного объекта с заключением экспертизы;
• решение местного органа исполнительной власти о согласовании места размещения объекта;
37
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• архитектурно-планировочное задание;
• акт выбора земельного участка (трассы) для строительства и прилагаемые к нему материалы;
• материалы инженерно-геологических и гидрологических изысканий;
• технические условия на присоединение к внешним инженерным сетям и коммуникациям;
• оценочные акты и решения органов местной администрации о сносе и характере компенсации за сносимые здания и сооружения;
• сведения о фондовом состоянии окружающей природной среды;
• другие материалы.
Рекомендуемый состав задания на проектирование объектов производственного назначения, приведенный в СНиП 11-01-2003 [91], включает:
• основание для проектирования;
• вид строительства;
• стадийность проектирования;
• требования по вариантной и конкурсной разработке;
• особые условия строительства;
• основные технико-экономические показатели объекта, в том числе мощность, производительность, производственная программа;
• требования к качеству конкурентоспособности и экологическим параметрам продукции;
• требования к технологии, режиму предприятия;
• требования к архитектурно-строительным, объемно-планировочным и конструктивным решениям;
• выделение очередей и пусковых комплексов, требования по перспективному расширению предприятия;
• требования и условия к разработке природоохранных мер и мероприятий;
• требования к режиму безопасности и гигиене труда;
• требования по ассимиляции производства;
• требования по разработке инженерно-технических мероприятий гражданской обороны и мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций;
• требования по выполнению опытно-конструкторских и научно-исследовательских работ;
• состав демонстрационных материалов.
38
Технология сооружения трубопроводов
1.3.4. Управление проектированием
Управление проектированием производится в соответствии с требованиями, регламентированными ГОСТ Р ИСО-2001 [49], которые включают:
Общие положения. Поставщик должен разработать и поддерживать в рабочем состоянии документированные процедуры управления проектированием продукции и его проверки с целью обеспечения выполнения установленных требований.
Планирование проектирования и разработки. Поставщик должен подготовить планы по проектированию и разработке. В этих планах должны быть приведены виды деятельности или ссылки на них и определена ответственность за их осуществление. Проектирование и разработку проводит квалифицированный персонал, имеющий в своем распоряжении соответствующие средства. По мере развития проекта планы должны актуализироваться.
Организационно-техническое взаимодействие. Между различными группами, которые вносят свой вклад в процесс проектирования, должно быть установлено организационно-техническое взаимодействие. Необходимую информацию следует документировать, передавать и регулярно анализировать.
Входные проектные данные. Входные проектные требования к продукции, включая применяемые установленные законодательные и регламентирующие требования, должны быть определены, документально оформлены, а их выбор проанализирован поставщиком на соответствие. Неполные, двусмысленные или противоречивые требования должны быть предметом урегулирования с лицами, ответственными за их предъявление. Во входных проектных данных должны учитываться результаты любых видов деятельности по анализу контракта.
Выходные проектные данные. Выходные проектные данные должны быть документально оформлены и выражены так, чтобы их можно было проверить и подтвердить относительно входных проектных требований. Выходные проектные данные должны:
• отвечать входным проектным требованиям;
• содержать критерии приемки или ссылки на них;
• идентифицировать те характеристики проекта, которые являются критическими для безопасного и надлежащего функционирования продукции (например, требования, относящиеся к эксплуатации, хранению, погрузочно-разгрузочным работам, техническому обслуживанию и утилизации).
39
Ф.М. Мустафин., Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Документы, содержащие выходные проектные данные, должны быть проанализированы до их выпуска.
Анализ проекта. На соответствующих стадиях проектирования следует планировать и проводить официальный, документально оформленный анализ результатов проектирования. В состав участников каждого анализа проекта должны быть включены представители всех служб, заинтересованных в анализируемой стадии проектирования, а также другие специалисты по мере необходимости. Данные этих анализов должны быть зарегистрированы.
Проверка проекта. На соответствующих стадиях проектирования следует проводить проверку соответствия выходных данных входным требованиям. Меры по проверке проекта необходимо регистрировать на любом бумажном или электронном носителе. Если это оговорено в контракте, зарегистрированные данные о качестве должны предоставляться потребителю или его представителю на предмет оценки на согласованный период времени.
В дополнение к проведению анализа проекта проверка его может включать следующие виды деятельности:
• выполнение альтернативных расчетов;
• сопоставление нового проекта с аналогичным проектом, уже проверенным на практике, если такой имеется в наличии;
• проведение испытаний и подтверждение их результатов;
• анализ документов по проверяемым стадиям проектирования до их выпуска.
Утверждение проекта. Утверждение проекта должно проводиться с целью обеспечения соответствия продукции определенным запросам и (или) требованиям пользователя:
• проект утверждают после успешной проверки проекта;
• утверждение обычно проводится с учетом определенных условий эксплуатации;
• утверждение обычно проводят по конечной продукции, но оно может быть необходимо на более ранних стадиях до завершения разработки продукции;
• если продукция имеет несколько преднамеренных назначений, утверждения могут осуществляться многократно.
40
Технология сооружения трубопроводов
Изменения проекта. Все изменения и модификации проекта должны быть идентифицированы, документально оформлены, проанализированы и утверждены уполномоченным персоналом до их реализации.
1.3.5. Стадийность проектирования
В соответствии с ГОСТ 21.101-97 «Основные требования к проектной и рабочей документации» рекомендуется следующий состав документации на типовые строительные конструкции, изделия и узлы:
— пояснительную записку, содержащую: исходные данные для проектирования, краткие сведения об имеющемся опыте проектирования, изготовления и применения аналогичных конструкций, изделий и узлов; расчетные схемы и положения, величины и сочетания расчетных нагрузок и их обоснование; краткую характеристику и показатели вариантов конструктивных решений и обоснование принятого варианта; номенклатуру конструкций и изделий (с указанием основных размеров, массы, расхода материалов) и область применения; схемы расположения изделий в конструкциях и узлах зданий и сооружений, таблицы (ключи) подбора элементов и применения конструкций, изделий и узлов; краткое описание способов изготовления, складирования, транспортирования и монтажа конструкций и изделий, защиты их и узлов от коррозии, обеспечения огнестойкости; указания по разработке технических условий; основные техникоэкономические показатели (в том числе по трудоемкости изготовления и монтажа) в сопоставлении с показателями аналогов;
— основные чертежи: схемы расположения и чертежи общих видов конструкций, изделий и узлов, их основных частей, узлов сопряжения, а также другие чертежи, кроме сборочных, необходимые для оценки принятых решений;
— рабочую документацию с указаниями по разработке технических условий;
— каталожный лист хю установленной форме.
Чертежи выполняют в соответствии с ГОСТ 21.101 и ГОСТ 21.501.
При наличии государственных стандартов вида технических условий (общих технических условий) указания по разработке технических условий в состав документации не включают.
Проектную документацию, предназначенную для утверждения (стадия-проект, утверждаемая часть рабочего проекта), комплектуют в тома,
41
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
как правило, по отдельным разделам, предусмотренным строительными нормами и правилами. Каждый том нумеруют арабскими цифрами.
1.3.6. Экспертиза проекта
Проекты строительства до их утверждения подлежат государственной экспертизе независимо от источников финансирования, форм собственности и принадлежности объектов. Государственная экспертиза является обязательным этапом инвестиционного процесса в строительстве и проводится в целях предотвращения строительства объектов, создание и использование которых не отвечает требованиям государственных норм и правил или наносит ущерб охраняемым законом правам и интересам граждан, юридических лиц и государства, а также в целях контроля за соблюдением социально-экономической и природоохранной политики. Заключение государственной экспертизы является обязательным документом для исполнения заказчиками, подрядными, проектными и другими заинтересованными организациями.
Проекты строительства представляются заказчиком в государственный экспертный орган, осуществляющий комплексную экспертизу, в объеме, предусмотренном действующими нормативными документами на их разработку, вместе с исходной и разрешительной документацией, необходимыми согласованиями и заключением государственной экологической экспертизы (если документация не рассматривается совместно).
При экспертизе проектов строительства проверяется:
• соответствие принятых решений обоснованию инвестиций в строительство объекта, другим предпроектным материалам, заданию на проектирование, а также исходным данным, техническим условиям и требованиям, выданным заинтересованными организациями и органами государственного надзора при согласовании места размещения объекта;
• наличие необходимых согласований проекта с заинтересованными организациями и органами государственного надзора;
• хозяйственная необходимость и экономическая целесообразность намечаемого строительства, исходя из социальной потребности в результатах функционирования запроектированного объекта, конкурентоспособности его продукции (услуг) на внутреннем и внешнем рынках, наличия природных и иных ресурсов;
• выбор площадки (трассы) строительства с учетом градостроитель
42
Технология сооружения трубопроводов
ных, инженерно-геологических, экологических и других факторов и согласований местных органов управления в части землепользования, развития социальной и производственной инфраструктуры территорий, результатов сравнительного анализа вариантов размещения площадки (трассы);
• обоснованность определения мощности (вместимости, пропускной способности) объекта, исходя из принятых проектных решений, обеспечения сырьем, топливно-энергетическими и другими ресурсами, потребности в выпускаемой продукции или представляемых услугах;
• достаточность и эффективность технических решений и мероприятий по охране окружающей природной среды, предупреждению аварийных ситуаций и ликвидации их последствий;
• обеспечение безопасности эксплуатации предприятий, зданий и сооружений и соблюдение норм и правил взрывопожарной и пожарной безопасности;
• соблюдение норм и правил по охране труда, технике безопасности и санитарным требованиям;
• достаточность инженерно-технических мероприятий по защите населения и устойчивости функционирования объектов в чрезвычайных ситуациях мирного и военного времени;
• наличие проектных решений по обеспечению условий жизнедеятельности маломобильных групп населения;
• оценка технического уровня намечаемого к строительству (реконструкции) предприятия (производства), его материале- и энергоемкости;
• обоснованность применяемой технологии производства на основе сравнения возможных вариантов технологических процессов и схем, выбор основного технологического оборудования;
• достаточность и эффективность технических решений энергосбережению;
• оптимальность принятых решений по инженерному обеспечению, возможность и целесообразность использования автономных систем и вторичных энергоресурсов;
• наличие безотходного (малоотходного) производства на базе полного и комплексного использования сырья и отходов;
• обоснованность и надежность строительных решений (особенно
43
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
сооружение объекта в сложных инженерно-геологических условиях);
• оптимальность решений по генеральному плану, их взаимоувязка с утвержденной градостроительной документацией, рациональность решений по плотности застройки территории и протяженности инженерных коммуникаций,
• обоснованность принятых объемно-планировочных решений и габаритов зданий и сооружений, исходя из необходимости их рационального использования для размещения производств и создания благоприятных санитарно-гигиенических и других безопасных условий работающим;
• оценка проектных решений по организации строительства;
• достоверность определения стоимости строительства;
• оценка эффективности инвестиций в строительство объекта и условий его реализации.
При проведении комплексной экспертизы проектов строительства несколькими экспертными органами предпочтительной формой ее организации является совместное рассмотрение проектной документации. Для проведения экспертизы проектной документации на строительство крупных и сложных объектов могут образовываться экспертные комиссии с участием всех заинтересованных экспертиз.
По результатам экспертизы составляется заключение Экспертный орган, осуществляющий комплексную экспертизу, подготавливает сводное экспертное заключение по проекту строительства в целом с учетом заключений государственных экспертиз, принимавших участие в рассмотрении проекта.
При выявлении в результате экспертизы грубых нарушений нормативных требований, которые могут повлечь за собой снижение или потерю прочности и устойчивости зданий и сооружений или создать иные аварийные ситуации экспертным органом вносится предложение о применении в установленном порядке к организациям — разработчикам проектной документации штрафных санкций или приостановлении (аннулировании) действия выданных им лицензий. Заключение утверждается руководителем экспертного органа и направляется заказчику или в утверждающую проект инстанцию.
С учетом оценки качества проекта строительства в целом и внесенных в процессе экспертизы изменений и дополнений проект рекомендуется к утверждению (приводятся рекомендуемые к утверждению технико-эконо
44
Технология сооружения трубопроводов
мические показатели, состав которых определяется в зависимости от отраслевой специфики и видов строительства), отклоняется или возвращается на доработку
1 3.7. Участники инвестиционно-строительного проекта и особенности взаимоотношения с ними
После завершения проектной подготовки строительства и выбора генерального подрядчика (на условиях конкурсного отбора) заказчик заключает с подрядчиком договор подряда, согласно которому подрядчик обязуется в установленный срок по заданию заказчика построить конкретный объект либо выполнить определенные объемы работ, а заказчик обязуется создать подрядчику необходимые условия для выполнения работ, принять их результат и оплатить обусловленную сумму.
Подрядчик и заказчик на стадии подписания договора подряда определяют, какая из сторон и в какой срок должна предоставить соответствующую документацию. Как правило, ответственность за подготовку всей проектно-сметной документации, за исключением проектов производства работ, документов, связанных с непосредственным выполнением работ и сдачей объекта в эксплуатацию, берет на себя заказчик (за исключением случаев строительства объектов «под ключ») На этом же этапе согласовывается состав оборудования и материалов, поставляемых заказчиком, сроки и условия их поставки.
До начала производства работ на строительстве заказчик должен оформить и передать подрядчику разрешение на производство строительно-монтажных работ, получаемое в соответствующих службах местной администрации.
Заказчик, как правило, передает подрядчику рабочие чертежи в установленные сроки с разрешением к производству работ. Разрешение оформляется на рабочих чертежах соответствующим штампом технического надзора заказчика. Отступление от рабочих чертежей при проведении строительно-монтажных работ согласовывается заказчиком с проектировщиком. Изменения в технической документации не должны вызывать выполнения дополнительных объемов работ, не оговоренных договором.
К началу выполнения строительно-монтажных работ заказчик заключает договор с разработчиками проектной документации на ведение ав
45
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
торского надзора на строительстве объекта и создает необходимые условия для его работы.
До начала основных строительно-монтажных работ подрядчиком обеспечивается подготовка строительного производства, включающая организационные подготовительные мероприятия, вне- и внутриплоща-дочные подготовительные работы.
При подготовке к проведению строительно-монтажных работ необходимо:
• разработать проекты производства работ, передать и принять закрепленные на местности знаки геодезической разбивки по частям зданий (сооружений) и видам работ;
• согласовывать проект производства работ с заказчиком и утвердить его подрядной организацией;
• разработать и осуществить мероприятия по организации труда и обеспечению строительных бригад картами трудовых процессов;
• организовать инструментальное хозяйство для обеспечения бригад необходимыми средствами малой механизации, инструментом, средствами измерений и контроля, средствами подмащивания, ограждениями и монтажной оснасткой в составе и количестве, предусмотренными нормокомплектами;
• оборудовать площадки и стенды укрупнительной и конвейерной сборки конструкций;
• создать необходимый запас строительных конструкций, материалов и готовых изделий;
• поставить или перебазировать на рабочее место строительные машины и передвижные (мобильные) механизированные установки.
При подготовке строительной организации к строительству объектов должна разрабатываться, как правило, документация по организации работ на годовую или двухлетнюю программу с увязкой по срокам строительства и обеспечению трудовыми и материально-техническими ресурсами всех объектов.
Завершение подготовительных работ должно фиксироваться в общем журнале работ.
Исходя из условий и сроков выполнения работ, принятых по договору подряда, подрядчиком организуется подготовка и подборка соответствующей производственной документации, которая может быть востребована при строительстве и в состав которой включается:
46
Технология сооружения трубопроводов
• комплексный сетевой или линейных график производства работ, в котором устанавливаются последовательность и сроки выполнения работ, а также определяются потребность в трудовых ресурсах и сроки поставки всех видов оборудования;
• строительный генеральный план с расположением приобъектных постоянных и временных транспортных путей, пешеходных дорог и переходов, сетей водоснабжения, канализации, электроснабжения, теплоснабжения, административно-хозяйственной и диспетчерской связи, монтажных кранов, механизированных установок складов, временных инвентарных зданий, сооружений и устройств, используемых для нужд строительства;
• график поступления на объект строительных конструкций, деталей, полуфабрикатов, материалов и оборудования с приложением комплектов очных ведомостей (или унифицированная документация по производственно-технологической комплектации при наличии в составе генподрядной строительной организации службы производственно-технологической комплектации): для магистральных трубопроводов и линий электропередач — транспортные схемы доставки материально-технических ресурсов с расположением промежуточных складов и временных подъездных дорог; графики потребности в рабочих кадрах; графики потребности в основных строительных машинах и механизмах;
• технологические карты на сложные строительно-монтажные работы;
• типовые технологические карты, привязанные к объекту и условиям строительства, по видам работ;
• схемы размещения знаков для выполнения геодезических построений и геодезического контроля за положением конструкций;
• комплект рабочей документации, принятый генеральной подрядной организацией от заказчика с отметкой заказчика «К производству работ» с согласованием эксплуатирующей организацией и организаций, чьи интересы затрагиваются строительством объекта;
• комплект сметной документации, соответствующий рабочей документации;
• комплект документации для осуществления и оценки качества строительно-монтажных и специальных работ (допуски, схемы операционного контроля качества и др.);
47
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
• перечень мероприятий по обеспечению бригад необходимыми материалами, инструментом, оснасткой, приспособлениями, механизмами и машинами;
• пояснительная записка, содержащая: обоснование решений по производству работ, в том числе выполняемых в зимнее время; расчеты потребности в электроэнергии, воде, паре, кислороде, сжатом воздухе; решения по устройству временного электроосвещения строительной площадки и рабочих мест, перечень временных (инвентарных) зданий и сооружений с расчетом потребности и обоснованием условий привязки их к участкам строительства; мероприятия по защите действующих коммуникаций от повреждений;
• нормативные документы, стандарты;
• должностные инструкции по производству отдельных видов работ;
• инструкции по охране труда и технике безопасности;
• документация по аттестации рабочих мест;
• документация для рассмотрения несчастных случаев;
• журналы регистрации проверки знаний правил и норм по охране труда;
• журналы инструктажа по технике безопасности;
• инструкции по испытанию (гидравлическому, пневматическому) оборудования (вхолостую, под нагрузкой);
• сертификаты, технические паспорта или другие документы, удостоверяющие качество материалов, конструкций и деталей, применяемых при производстве строительно-монтажных работ.
Производственная документация при очередной сдаче объекта в эксплуатацию должна отражать в своем составе эти требования.
Службе технического надзора заказчика следует осуществлять контроль за ведением подрядчиком, а в установленных случаях принимать участие в оформлении с подрядчиком следующей исполнительной документации:
• общий журнал производства работ;
• специальные журналы по производству отдельных видов работ (гидрологических наблюдений, наблюдений за осадками, забивки свай, погружения шпунта, изготовление буронабивных свай и т.п.);
• журнал ведения авторского надзора проектных организаций;
• материалы освидетельствования качества и приемки промежуточ
48
Технология сооружения трубопроводов
ной строительной продукции, в которые входят следующие документы:
• акты освидетельствования скрытых работ;
• акты промежуточной приемки отдельных конструкций;
• акты индивидуального испытания оборудования;
• акты испытания технологических и магистральных трубопроводов;
• акты испытания внутренних систем холодного и горячего водоснабжения;
• акты испытания канализации;
• акты испытания систем газоснабжения;
• акты испытания систем отопления и вентиляции;
• акты испытания наружных сетей водо- теплоснабжения и дренажных устройств;
• акты испытания внутренних и наружных электросетей и электроустановок;
• акты испытания устройств телефонизации, радиофикации, сигнализации и автоматизации;
• акты испытания устройств, обеспечивающих взрывоопасность, пожаробезопасность и молниезащиту;
• акты и журналы технологического и транспортного оборудования, а также технологических трубопроводов и продуктопроводов;
• акты испытаний резервуаров и сосудов высокого давления и т.п.;
• материалы обследования и проверок в процессе строительства государственными органами надзора.
Общий журнал работ является основным первичным исполнительным производственным документом, отражающим технологическую последовательность, сроки, качество выполнения и условия производства строительно-монтажных работ, и ведется на строительстве (при расширении) отдельных или группы однотипных, одновременно строящихся зданий (сооружений), расположенных в пределах одной строительной площадки.
Общий журнал работ ведет лицо, ответственное за строительство здания или сооружения (производитель работ, старший производитель работ), и заполняет его с первого дня работы на объекте лично, или поручает руководителям смен.
Титульный лист заполняется до начала строительства генеральной подрядной строительной организацией с участием проектной организации и заказчика.
49
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
В составе общего журнала производства работ приводятся следующие сведения: список инженерно-технического персонала, занятого на строительстве объекта, который составляет руководитель генподрядной строительной организации; перечень актов промежуточной приемки ответственных конструкций и освидетельствования скрытных работ, составленный в календарном порядке; ведомость результатов операционного контроля и оценки качества строительно-монтажных работ, в которую включаются все работы по частям и элементам зданий и сооружений, качество выполнения которых контролируется и подлежит оценке. Специализированные строительно-монтажные организации ведут специальные журналы работ, которые находятся у ответственных лиц, выполняющих эти работы. По окончании работ специальный журнал передается генеральной подрядной строительной организации.
Регулярные сведения о производстве работ, которые ведутся с самого начала до их завершения, являются основной частью журнала. Эта часть журнала должна содержать сведения о начале и окончании работы и отражать ход ее выполнения.
Описание работ должно проводиться по конструктивным элементам здания или сооружения с указанием осей, рядов, отметок, этажей, ярусов, секций и помещений, где работы выполнялись. Здесь же должны приводиться краткие сведения о методах производства работ, применяемых материалах, готовых изделиях и конструкциях, вынужденных простоях строительных машин (с указанием принятых мер), испытаниях оборудования, систем, сетей и устройств (опробование вхолостую или под нагрузкой, подача электроэнергии, испытания на прочность и герметичность и др.), отступлениях от рабочих чертежей (с указанием причин) и их согласовании, изменении расположения охранных, защитных и сигнальных ограждений, переносе транспортных и пожарных проездов, прокладке, перекладке и разборке временных инженерных сетей, наличии и выполнении схем операционного контроля качества, исправлениях или переделках выполненных работ (с указанием виновных), а также о метеорологических и других особых условиях производства работ; сведения о замечаниях контролирующих лиц. В таблицу вносятся замечания лиц, контролирующих производство и безопасность работ в соответствии с предоставленными им правами, а также уполномоченных представителей проектной организации или ее авторского надзора.
50
Технология сооружения трубопроводов
Все журналы должны быть пронумерованы, прошнурованы, оформлены всеми подписями на титульном листе и скреплены печатями строительной организации, его выдавшей.
При сдаче законченного строительством объекта в эксплуатацию общий и специальные журналы работ предъявляются рабочей комиссии, и после приемки объекта передаются на постоянное хранение заказчику или по поручению заказчика эксплуатационной организации.
Традиционно задачей системы контроля качества строительства является обеспечение высокого уровня качества всех видов основных и подготовительных работ, соответствующего требованиям всех нормативных актов, инструкций и документам контракта.
Система строится таким образом, чтобы не допустить попадания на строящийся объект некачественных материалов и оборудования, обеспечить контроль качественного выполнения всех видов рабочий своевременного устранения возможных дефектов.
В соответствии со СНиП 12.01-2004 [93] для обеспечения качества строительных работ выполняется производственный контроль.
Производственный контроль качества строительно-монтажных работ должен включать входной контроль рабочей документации, конструкций, изделий, материалов и оборудования, операционный контроль отдельных строительных процессов или производственных операций и приемочный контроль строительно-монтажных работ.
При входном контроле рабочей документации должна проводиться проверка ее комплектности и достаточности содержащейся в ней технической информации для производства работ.
При входном контроле строительных конструкций, изделий, материалов и оборудования следует проверять внешним осмотром соответствие их требованиям стандартов или других нормативных документов и рабочей документации, а также наличие и содержание паспортов, сертификатов и других сопроводительных документов.
Операционный контроль должен осуществляться в ходе выполнения строительных процессов или производственных операций и обеспечивать своевременное выявление дефектов и принятие мер по их устранению и предупреждению.
При операционном контроле следует проверять соблюдение технологии выполнения строительно-монтажных процессов; соответствие выполняемых работ рабочим чертежам, строительным нормам, правилам и стандартам. Особое внимание следует обращать на выполнение специаль
51
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
ных мероприятий при строительстве на просадочных грунтах, в районах с оползнями и карстовыми явлениями, вечной мерзлоты, а также при строительстве сложных и уникальных объектов. Результаты операционного контроля должны фиксироваться в журнале работ.
Основными документами при операционном контроле являются нормативные документы части, технологические (типовые технологические карты) и в их составе схемы операционного контроля качества.
Схемы операционного контроля качества, как правило, должны содержать эскизы конструкций с указанием допускаемых отклонений в размерах, перечни операций или процессов, контролируемых производителем работ (мастером) с участием, при необходимости, строительной лаборатории, геодезической и других служб специального контроля, данные о составе, сроках и способах контроля.
При приемочном контроле необходимо проводить проверку и оценку качества выполненных строительно-монтажных работ, а также ответственных конструкций.
Скрытые работы подлежат освидетельствованию с составлением актов.
Акт освидетельствования скрытых работ должен составляться на завершенный процесс, выполненный самостоятельным подразделением исполнителей.
Освидетельствование скрытых работ и составление акта в случаях, когда последующие работы должны начинаться после перерыва, следует проводить непосредственно перед производством последующих работ.
Запрещается выполнение последующих работ при отсутствии актов освидетельствования предшествующих скрытых работ во всех случаях.
Ответственные конструкции по мере их готовности подлежат приемке в процессе строительства (с участием представителя проектной организации или авторского надзора) с составлением акта промежуточной приемки этих конструкций.
При возведении сложных и уникальных объектов акты приемки ответственных конструкций и освидетельствования скрытых работ должны составляться с учетом особых указаний и технических условий проекта (рабочего проекта).
1.3.8. Оценка стоимости проекта и анализ риска
Анализ риска представляет собой структурированный процесс, целью которого является определение как вероятности, так и размеров неблаго
52
Технология сооружения трубопроводов
приятных последствий исследуемого действия, объекта или системы [80]. В соответствии с ГОСТ Р-51901-2002 в качестве неблагоприятных последствий рассматривается вред, наносимый людям, имуществу или окружающей среде.
Посредством проведения анализа риска предпринимаются попытки ответить на три основных вопроса:
• что может выйти из строя (идентификация опасности);
• с какой вероятностью это может произойти (анализ частоты);
• каковы последствия этого события (анализ последствий).
Задачей управления рисками является контроль, предотвращение или сокращение гибели людей, снижение ущерба, урона имуществу и логически вытекающих потерь, а также предотвращение неблагоприятного воздействия на окружающую среду.
Для повышения эффективности управления рисками необходимо проводить предварительный анализ риска, включающий:
• идентификацию риска и определение подходов к решению связанных с ним проблем;
• использование объективной информации при принятии решений;
• удовлетворение регламентированных требований к риску.
Результаты анализа риска могут использоваться специалистом, принимающим решение при оценке допустимости риска, а также при выборе между потенциальными мерами по снижению или устранению риска. С точки зрения специалиста, принимающего решение, к основным достоинствам анализа риска относятся:
• систематическая идентификация потенциальных опасностей;
• систематическая идентификация возможных видов отказов;
• количественные оценки или ранжирование рисков;
• оценка надежности возможных модификаций системы для снижения риска и достижения предпочтительных уровней ее надежности;
• выявление факторов, обуславливающих риск, и слабых звеньев в системе;
• более глубокое понимание устройства и функционирования системы;
• сопоставление риска исследуемой системы с рисками альтернативных систем или технологий;
• идентификация и сопоставление рисков и неопределенностей;
• помощь в установлении приоритетов при совершенствовании сани-
53
Ф.М, Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
тарных требований и норм;
• формирование базы для рациональной организации профилактического обслуживания, ремонта и контроля;
• обеспечение возможности поставарийного расследования и мер по предупреждению аварий;
• возможность выбора мер и приемов по обеспечению снижения риска.
Все эти факторы играют важную роль в эффективном управлении рисками независимо от того, какие задачи рассматриваются (охрана здоровья, безопасность, предотвращение экономических потерь, обеспечение выполнения требований постановлений правительства и т.п.).
Анализ может охватывать такие области специальных знаний, как:
• системный анализ;
• вероятность и статистика;
• химическая технология, машиностроение, электротехника, строительная техника или ядерная техника;
• физические, химические или биологические науки;
• влияние человеческого фактора, эргономика и наука управления.
Общей задачей анализа риска является обоснование решений, касающихся риска. Эти решения могут приниматься как часть более крупного процесса управления рисками посредством сопоставления результатов анализа риска с критериями допустимого риска. Во многих ситуациях возникает необходимость оценивания преимуществ того или иного решения. В целом назначение критериев допустимого риска является достаточно сложной задачей, особенно в социальной, экономической и политической областях.
1.3.9. Управление качеством проекта
В проектной организации должна действовать система менеджмента качества (СМК) на основе международных стандартов серии ИСО 9000 в области разработки проектной документации и выполнения инженерных изысканий для нового строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта объектов магистрального трубопроводного транспорта нефти.
Система менеджмента качества определяет:
• процессы, необходимые для системы менеджмента качества;
• последовательность и взаимодействие этих процессов;
54
Технология сооружения трубопроводов
• взаимодействие, участие и ответственность должностных лиц за функционирование системы менеджмента качества;
• структуру документации системы менеджмента качества;
• менеджмент процессов в соответствии с национальным стандартом ГОСТ Р ИСО 9001-2001 [49].
Документация системы менеджмента качества разработана с учетом требований национального стандарта ГОСТ Р ИСО 9001-2001, описывает деятельность, осуществляемую персоналом института, и является предметом анализа и постоянного улучшения.
К документации СМК, подлежащей управлению, относятся:
• Политика руководства института в области качества;
• Цели руководства в области качества;
• Руководство по качеству
• документированные процедуры системы менеджмента качества;
• стандарты организации;
• регламенты;
• должностные и рабочие инструкции;
• записи по качеству.
Управление качеством при выполнении проектных работ эффективно при достижении целей, определенных политикой проектной организации:
• использование в разрабатываемых проектах трубопроводного транспорта лучших из имеющихся экологически безопасных технологий;
• сохранение лучших исторических традиций, опыта и профессионализма;
• поддержание устойчивого психологического микроклимата в коллективе, духа взаимопомощи и поддержки; повышение исполнительной дисциплины работников и их заинтересованности в контроле качества проектно-сметной документации на всех стадиях ее выпуска; осознание общих задач и целей, создание коллектива-команды единомышленников;
• непрерывное повышение квалификации персонала в соответствии с передовым мировым опытом;
• постоянное переоснащение института современным оборудованием и программными средствами для непрерывного совершенствования процессов выполнения проектно-изыскательских работ в целях максимально полного удовлетворения требований потребителя;
55
Ф М. Мустафин, Л И. Быков, Г Г Васильев
• изучение, обобщение и применение опыта лучших отечественных и зарубежных проектно-изыскательских фирм; совершенствование организационной структуры управления; проведение работ по анализу рынка проектной и изыскательской продукции;
• преимущественный выбор субподрядных организаций-поставщиков, имеющих сертификат системы управления качеством на основе международных стандартов ИСО серии 9001:2000, с возможностью проведения аудита существующей системы менеджмента качества.
Организационная структура управления качеством в проектной организации и основные обязанности персонала представлены на рис. 1.15. Дополнительно ответственность, полномочия и взаимодействие работников в системе менеджмента качества отражены в должностных инструкциях уполномоченного от руководства проектной организации по качеству, уполномоченного представителя по качеству в подразделении, уполномоченных по документации в подразделениях; в документированных процедурах, стандартах организации, регламентах, рабочих инструкциях СМК.
1.3.10. Стандарт ИСО 9000
В мировой практике стандарты серии ИСО 9000 широко используются как комплекс требований при оценке качества продукции. Они являются также основой для сертификации систем качества предприятий в системах сертификации разных стран. Уже к 1994 г. число компаний, сертифицировавших свои системы качества на соответствии этим стандартам, превысило в мире 45000 и продолжает быстро расти. Кроме того, стандарты серии ИСО 9000 активно используют в двусторонних взаимоотношениях между поставщиком и заказчиком.
Стандарты серии ИСО 9000 описывают, какие элементы должны включать системы качества, но не устанавливают, каким образом конкретная организация должна внедрять эти элементы. Стандарты не ставят целью добиться единообразия систем качества. На разработку и внедрение системы оказывают влияние нужды организации, стоящие перед ней задачи, продукции и процессы, накопленный ею опыт.
Общее руководство (административное управление) качеством осуществляется через управление всей совокупностью процессов, осуществляемых в организации. Такой подход имеет много общего с комплексным (системным) подходом к управлению качеством.
56
Технология сооружения трубопроводов
Общее управление и ответственность, политика и цели в области качества ресурсы, необходимые для сертификации Утверждение планов качества
Рассмотрение на Правлении и утверждение наиболее важных вопросов формирования и проведения политики качества в проектной организации, разработки, внедрения и совершенствования системы менеджмента качества Анализ системы менеджмента качества
Установление требований к продукции Замечания по качеству продукции Аудиты (проверки) система менеджмента качеств а
Консультации по вопросам разработки, внедрения, совершенствования и сертификации системы менеджмента качества Проведение обучения, стажировок персонала проектной организации
Сертификационные и инспекционные аудиты (проверки) системы менеджмента качества
Планирование, оперативное управление контроль, подготовка предложений по оценке и анализу системы менеджмента качества, обеспечение разработки, внедрения, сертификации и поддержания в рабочем состоянии системы менеджмента качества
Рассмотрение на «Дне качества» результатов анализа замечаний к качеству выпускаемой продукции Результаты внутренних аудитов (проверок) Разработка корректирующих и предупреждающих действий
Практическая организация разработки, внедрения и сертификации системы менеджмента качества, разработка предложений в планы качества, контроль их выполнения, рациональное использование ресурсов
Организационно-методическое и справочно-консультационное обеспечение, разработка Руководства по качеству и контроль разработки документов систегиы менеджмента качества
Про в едение в нутренних гров ерок системы менеджмента качества
Разработка документов системы менеджмента качества в составе рабочих групп
Доведение Политики и целей в области качества до всех подчиненньгх сотрудников
Руководство, контроль разработки и внедрения документов системы менеджмента качества в подразделении
Организация сбора, систематизации и накопления данных об улучшении качества проектносметной документации
Ведение перечня документации системы менеджмента качества, доведение документов до сведения работников подразделения
Личная ответственность за качество работы, самопроверку и проверку ее результатов
Рисунок 1.15. Организационная структура управления качеством в проектной организации
57
ФМ Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Таблица 1.4.
Стандарты серии ИСО 9000
Обозначение Наименование
ИСО 9000-1-94 Общее руководство качеством и стандарты по обеспечению качества. Часть 1. Руководящие указания по выбору и применению
ИСО 9000-2-93 Общее руководство качеством и стандарты по обеспечению качества. Часть 2. Общие руководящие указания по применению ИСО 9001 — ИСО 9003
ИСО 9000-3-91 Общее руководство качеством и стандарты по обеспечению качества. Часть 3. Руководящие указания по применению ИСО 9001 при разработке, поставке и обслуживании программного обеспечения
ИСО 9000-4-94 Общее руководство качеством и стандарты по обеспечению качества. Часть 4. Руководство по управлению программой надежности
ИСО 9001-94 Системы качества. Модель для обеспечения качества при проектировании, разработке, производстве, монтаже и обслуживании
ИСО 9002-94 Системы качества. Модель для обеспечения качества при производстве, монтаже и обслуживании
ИСО 9003-94 Системы качества. Модель для обеспечения качества при окончательном контроле и испытаниях
ИСО 9004-1-94 Общее руководство качеством и элементы системы качества. Часть 1. Руководящие указания
ИСО 9004-2-91 Общее руководство качеством и элементы системы качества. Часть 2. Руководящие указания по услугам
ИСО 9004-3-93 Общее руководство качеством и элементы системы качества. Часть 3. Руководящие указания по перерабатываемым материалам
ИСО 9004-4-93 Общее руководство качеством и элементы системы качества. Часть 4. Руководящие указания по улучшению качества
ИСО 10011-1-90 Руководящие указания по проверке систем качества. Часть 1. Проверка
58
Технология сооружения трубопроводов
Продолжение табл. 1.4
ИСО 10011-2-91 Руководящие указания по проверке систем качества. Часть 2. Квалификационные критерии для экспертов-аудиторов по проверке систем качества
ИСО 10011-3-91 Руководящие указания по проверке систем качества. Часть 3. Руководство программой проверок
ИСО 10012-1-92 Требования, гарантирующие качества измерительного оборудования. Часть 1. Система подтверждения метрологической пригодности измерительного оборудования
Как основную цель общего руководства качеством в новых версиях рассматривают такое совершенствование системы и процессов, при котором можно добиться постоянного улучшения качества, что означает постоянное повышение удовлетворенности потребителей и других заинтересованных сторон.
1.3.11. Авторский надзор за строительством объектов
Авторский надзор осуществляется на основании договора (распорядительного документа) и приводится, как правило, в течение всего периода строительства и ввода в эксплуатацию объекта, а в случае необходимости, и начального периода его эксплуатации [98].
Сроки проведения работ по авторскому надзору устанавливаются графиком, прилагаемым к указанным документам. Авторский надзор в случае его выполнения юридическим лицом осуществляется специалистами — разработчиками рабочей документации, назначаемыми руководством организации. Руководителем специалистов, осуществляющих авторский надзор, назначается, как правило, главный инженер проекта.
Назначение руководителя и специалистов, ответственных за проведение авторского надзора, производится приказом организации и доводится до сведения заказчика, который информирует о принятом решении подрядчика и органы Государственного архитектурно-строительного надзора.
Специалисты, осуществляющие авторский надзор, выезжают на строительную площадку для промежуточной приемки ответственных конструкций и освидетельствования скрытых работ в сроки, предусмотренные
59
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
графиком, а также по специальному вызову заказчика или подрядчика в соответствии с договором (распорядительным документом).
Руководитель авторского надзора выдает специалистам задание и координирует их работу по ведению авторского надзора на объекте.
Заказчик обязан обеспечить специалистов, осуществляющих авторский надзор, оборудованными служебными помещениями, средствами связи, транспорта и др. в соответствии с договором.
При осуществлении авторского надзора за строительством объекта регулярно ведется журнал авторского надзора за строительством, который составляется проектировщиком и передается заказчику.
Ведение журнала может осуществляться как по объекту строительства в целом, так и по его пусковым комплексам или отдельным зданиям и сооружениям.
Специалисты, осуществляющие авторский надзор, имеют основные права и обязанности.
Основные права:
• доступ во все строящиеся объекты строительства и места производства строительно-монтажных работ;
• ознакомление с необходимой технической документацией, относящейся к объекту строительства;
• контроль над выполнением указаний, внесенных в журнал;
• внесение предложений в органы Государственного архитектурно-строительного надзора о приостановлении в необходимых случаях строительных и монтажных работ, выполняемых с выявленными нарушениями и принятии мер по их предотвращению в соответствии с законодательством.
Основные обязанности:
• выборочная проверка соответствия производимых строительных и монтажных работ рабочей документации и требованиям строительных норм и правил;
• выборочный контроль над качеством и соблюдением технологии производства работ, связанных с обеспечением надежности, прочности, устойчивости и долговечности конструкций и монтажа технологического и инженерного оборудования;
• своевременное решение вопросов, связанных с необходимостью внесения изменений в рабочую документацию в соответствии с требованиями ГОСТ Р 21.101, и контроль исполнения;
• содействие ознакомлению работников, осуществляющих строитель
60
Технология сооружения трубопроводов
ные и монтажные работы, и представителей заказчика с проектной и рабочей документацией;
• информирование заказчика о несвоевременном и некачественном выполнении указаний специалистов, осуществляющих авторский надзор, для принятия оперативных мер по устранению выявленных отступлений от рабочей документации и нарушений требований нормативных документов;
• регулярное ведение журнала и выполнение других работ и услуг, указанных в договоре (распорядительном документе).
Участие:
• в освидетельствовании скрываемых возведением последующих конструкций работ, от качества которых зависят прочность, устойчивость, надежность и долговечность возводимых зданий и сооружений;
• в приемке в процессе строительства отдельных ответственных конструкций.
61
Ф.М Мустафин, Л И. Быков, Г Г Васильев
ГЛАВА 2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
Для организационной, технологической и экономической подготовки строительства магистрального трубопровода выделяют три этапа подготовительных работ [100]:
• организационно-подготовительный;
• мобилизационный;
• подготовительно-технологический.
На этапе организационно-подготовительных мероприятий изучается проектно-сметная документация, заключаются договоры, прорабатываются вопросы комплектации строительства материально-техническими и трудовыми ресурсами и социального обеспечения.
На мобилизационном этапе выполняются внетрассовые подготовительные работы.
На подготовительно-технологическом этапе выполняются трассовые подготовительные работы.
2.1. Организационно-подготовительный период
Организационно-подготовительные мероприятия выполняются строительной организацией и включают: подготовку и заключение с заказчиком генерального договора подряда и договоров субподряда; получение от заказчика соответствующей проектно-сметной документации, зарегистрированной в органах Ростехнадзора; анализ проектно-сметной документации; оформление финансирования строительства; отвод в натуре трассы и площадок для строительства; оформление разрешений и допусков на производство работ; решение вопросов бытового обслуживания строителей; заключение договоров материально-технического обеспечения.
Подготовка и заключение с заказчиком строительства генерального подрядного договора осуществляется от имени строительной организации в соответствии с условиями конкурса (тендера) на право производства работ в установленном порядке.
Приемка и проверка проектно-сметной документации осуществляется генподрядной строительной организацией с привлечением подчиненных ей подразделений и потенциальных субподрядных организаций.
Оптимальные запасы материально-технических ресурсов, необходимые для бесперебойной работы строительного потока определяют с учетом отдаленности основной базы снабжения, состояния дорожной сети,
62
Технология сооружения трубопроводов
условий навигации, возможностей железной дороги, сезона года, транспортной схемы доставки материалов, производительности потока, управления строительством.
Подготовка службы контроля качества строительной организации должна быть направлена на создание условий для ведения непрерывного производственного контроля, ее комплектации контрольно-измерительными приборами, инструментами, материалами и персоналом, обеспечивающими необходимую достоверность и полноту контроля.
Строительство трубопроводов планируется вести поточным методом механизированными колоннами (комплексными трубопроводостроительными потоками-КТП), обеспечивающими требуемое качество и темп строительства путем формирования специализированных бригад и звеньев, и производства всех видов работ в строгой технологической последовательности.
Проектно-сметная документация (ПСД) обычно рассматривается на техническом совете генподрядной строительной организации при участии представителей заказчика, субподрядных организаций, предприятий строительной индустрии, проектных и, при необходимости, научно-исследовательских организаций, с целью разработки плана мероприятий по реализации проекта.
В период подготовки к строительству трубопроводов строительномонтажной организацией выполняются:
• изучение проектно-сметной документации функциональными службами строительной организации;
• разработка графика строительства объекта;
• разработка организационно-технологической документации;
• составление технической документации по комплектации строящегося трубопровода материальными ресурсами;
• разработка системы оперативно-диспетчерского управления строительством;
• разработка оперативных производственно-экономических квартальных и месячных планов;
• разработка проектов производства работ;
• выдача задания производственной базе, комплектование строительных бригад соответствующими строительными машинами, оборудованием, оснасткой;
• подготовка инженерно-технических кадров и рабочего персонала;
63
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• разработка мероприятий по бытовому обеспечению строителей на трассе;
• подготовка мероприятий по организации строительства вахтовым методом;
• подготовка и осуществление программы работ по развитию собственной базы стройиндустрии и транспортного хозяйства;
• подготовка мероприятий по обеспечению работ в зимний период;
• подготовка службы контроля качества производства работ.
Состав и содержание проекта производства работ определяется «Инструкцией по разработке проектов производства работ по строительству нефтегазопродуктопроводов», утвержденной Минэнерго России приказом № 37 от 4 февраля 2000 г.
Система оперативно-диспетчерского управления строительства должна включать центральную диспетчерскую службу, сеть диспетчерских пунктов на объектах и комплекс технических средств связи.
Комплектование строительства машинами, технологической оснасткой, технологическим оборудованием и материалами должно осуществляться в соответствии с проектом, технологическими картами и графиком движения машин.
В летний период перед началом строительных работ проводится визуальное обследование трассы с целью ознакомления с характером местности, а также осуществляется инструментальное обследование для уточнения гидрологических и мерзлотно-геологических характеристик грунтов (в частности группы грунтов, типа и протяженности болот и заболоченных участков, протяженности участков с льдонасыщенными грунтами, наличия ледяных линз и погребенных льдов); оценивается возможность применения местных грунтов для сооружения дорог, подсыпки и присыпки трубопроводов, а также проверяется глубина оттаивания грунтов, за-лесенность, глубина и ширина зеркала воды на переходах [100].
Результаты обследования сравнивают проектными данными, и если отклонения существенные (более 5 %), то корректируют объемы работ и уточняют отдельные технологические решения, заложенные в проектах организации строительства и производства работ, и разрабатывают дополнительные мероприятия по выполнению неучтенных видов строительно-монтажных работ.
Поступающие на строительство материально-технические ресурсы должны подвергаться входному контролю, предусматривающему освидетельствование и отбраковку изделий. Освидетельствование осуществ-
64
Технология сооружения трубопроводов
ляется в соответствии с действующими государственными стандартами и техническими требованиями на изготовление изделий, утвержденными заказчиком и заложенными в проект строительства объекта. Освидетельствование и отбраковку осуществляет комиссия, назначенная приказом заказчика и генподрядчика.
2.2. Мобилизационный период
Мобилизационный период предполагает выполнение следующих вне-трассовых работ по подготовке к строительству:
• уточнение мест размещения площадок под жилой городок и производственную базу;
• перебазировка техники для пионерного освоения трассы и для выполнения комплекса работ подготовительного периода;
• подготовка площадок для приема грузов на железнодорожных станциях;
• доставка конструкций для строительства жилого поселка и базы строителей;
• организация работы транспортных подразделений;
• устройство подъездных путей к городку строителей, площадкам складирования и производственной базе;
• подготовка площадок для размещения строительной базы и площадок складирования;
• организация опорных центров по ремонту техники, автотранспорта и сварочного оборудования;
• приемка труб на станции разгрузки;
• доставка труб на площадки складирования;
• перебазировка основных ресурсов линейных технологических потоков;
• открытие карьеров;
• сварка труб в секции на ТСБ;
• строительство временного жилого городка;
• устройство подъездных дорог к трассе, переездов через железные дороги, строительство и ремонт мостов.
С опережением основных линейных работ выполняется строительство вдольтрассового проезда, в том числе:
• расчистка и планировка полосы и площадок строительства, обес
65
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
печение сквозного вдольтрассового проезда с устройством переездов через малые реки, водотоки, подземные коммуникации, выполнение работ по снятию плодородного слоя почвы;
• срезка склонов и устройство полок на поперечных уклонах более 8°;
• прием и перевозка основных строительных материалов, конструкций, изделий и оборудования в объеме необходимого задела и первоочередных работ; развозка труб по трассе трубопровода; поддержание в рабочем состоянии подъездных дорог и вдольтрассового проезда.
Организационные решения по транспортной схеме определяются основными факторами:
• сроком строительства;
• естественными природными условиями районов строительства трубопроводной системы (рельеф, гидрология, геология, гидрогеология);
• современным состоянием инфраструктуры прилегающих территорий, в том числе ж.д. станций и пристанционного хозяйства, автодорог, мостов, карьеров строительных материалов; переданной Заказчиком разбивкой трассы на лоты;
• назначением железнодорожных станций разгрузки, мест размещения временных городков строителей и всех технологических площадок;
• наличием подъездов к трассе выгрузки строительных грузов.
Подавляющая часть строительных грузов (трубы для трубопровода, трубы для свай, пригрузы, металл, цемент, технологическое оборудование, сборный железобетон, строительная техника, ГСМ и др.) поступают на строительство по железной дороге. Далее строительные грузы по автодорогам общего пользования, временным подъездам и вдольтрассовому проезду доставляются на трассу автотранспортом. Инертные строительные материалы доставляются на трассу практически полностью по автодорогам.
Опережающее выполнение работ подготовительного периода, в частности сооружение временных дорог, в значительной мере предопределяет выполнение работ основного периода.
При выборе типа временных дорог (полотно, основание насыпи, покрытие, ширина проезжей части) и конструкции искусственных сооруже
66
Технология сооружения трубопроводов
ний на них (мосты, водопропускные трубы, переезды через автомобильные и железные дороги), учитываются следующие основные факторы:
• техническое состояние существующей сети автодорог всех типов (с твердым покрытием, улучшенные, грунтовые, лежневые, зимники и др.) пригодные для использования (после выполнения определенных объемов ремонтных работ);
• планируемая интенсивность грузопотоков строительных грузов;
• максимальная масса автопоезда при транспортировке крупногабаритных и тяжеловесных грузов-до 100 т;
• необходимость круглогодичного или сезонного функционирования подъезда или вдольтрассового проезда (в сезонной увязке с графиками поставки грузов для линейных потоков);
• характеристики естественных преград (водные объекты, косогоры с большими уклонами, участки с опасными геологическими процессами).
2.2.1. Строительство временных дорог
Конструкция, параметры временных дорог и технологических проездов определяются рабочей проектной документацией и проектом производства работ (ППР).
Перед началом строительства дорог проводят обследование трассы и прилегающей местности визуально и инструментальными способами с целью определения гидрогеологических характеристик грунтов, типа и протяженности болот и заболоченных участков, участков, имеющих льдонасыщенные грунты и ледяные линзы, глубины оттаивания грунтов, размеров ореола оттаивания грунта, ширины зеркала воды на переходах через малые водные преграды и др.
Основными конструкциями временных дорог являются грунтовые дороги без покрытия; дороги с покрытием; гравийные, дерево-грунтовые; дороги со сборно-разборным покрытием из железобетонных плит [89].
Временные дороги устраивают однополосными с уширениями в местах разворотов, поворотов и разъездов. На прямых участках трассы разъезды устраивают на расстоянии не более 500—600 м один от другого. При сооружении временных дорог на слабых грунтах необходимо соблюдать требования Инструкции по строительству временных дорог для трубопроводного строительства в сложных условиях. Параметры дорог назначаются в зависимости от габаритов используемых транспортных средств
67
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
и строительной техники, интенсивности и объема грузоперевозок, срока службы дорог, местных условий.
Грунтовые дороги устраивают на устойчивых минеральных и скальных грунтах. В горных условиях строительство временных дорог осуществляют одновременно с устройством полок и площадок для якорения механизмов. В скальных грунтах дороги устраивают без покрытия. Профилировку дороги осуществляют продольными и поперечными ходами бульдозера.
2.2.2. Ледовые дороги, площадки и мосты
Ледовые дороги, ледовые площадки и мосты создают в рамках проекта, в котором описывается местоположение ледовых дорог и площадок, положение водных ресурсов, участков за пределами полосы отвода, ширина и толщина льда, ледовые откосы и мосты, план регулирования движения, а также строительные и обслуживающие работы на полосе отвода.
Журналы использования воды заполняются ежедневно при строительстве и эксплуатации ледовой дороги, площадки или моста и включают в себя сведения о времени пролива, карьерах, ручьях, реках или озерах откуда берется вода, о количестве забранной воды.
Регулирование движения включает в себя требования к сигнализации, заправке топливом, интервалу километровых отметок, размещению све-тоотражателей вдоль ледовых дорог.
Ледовые дороги строятся для временных и сезонных маршрутов доступа к местам, ранее недоступным по дороге, минимально искажая природный рельеф [17, 52, 100].
Ледовые мосты для временного и сезонного пересечения озер и рек, сооружают путем уплотнения естественного льда озер или рек для безопасного перехода тяжелых грузов.
Строят ледовые и рабочие площадки для сооружения временной или сезонной рабочей поверхности в местах, нужных для строительства трубопровода и складов.
Дороги имеют минимальную толщину 0,15 м, что позволяет эффективно сохранить естественный рельеф под поверхностью дорог в условиях движения и при температурах окружающей среды. Толщина измеряется от поверхности природного рельефа.
Минимальная толщина ледовых мостов на озерах и реках требует безопасной работы оборудования и персонала, и определяется проектными расчетами.
68
Технология сооружения трубопроводов
Все ледовые дороги и мосты составляют 10 м в ширину.
Поперечные профили других зимних дорог представлены на рис. 2.1—2.3.
Транспортные средства не ставят на стоянку на ледовых дорогах и мостах на больший срок, чем необходимо для строительных целей. Нерабочие
транспортные средства убираются с проезжей части в течение 24 часов. Если транспортное средство должно быть размещено или припаркова-
но на дороге более чем на 24 часа, его месторасположение четко обозначается так, чтобы минимизировать вероятность помехи движению. При размещении транспортного средства на более чем 72 часа составляют расчет конструкции, подтверждающий целостность несущего льда при заданной нагрузке, времени и температурных условиях.
Строят ледовые дороги и мосты путем затопления массы снега или льда водой на высоту 0,15 м и тщательного пере-
Рисунок 2.1. Поперечные профили зимних дорог типа I: а — со снежно-уплотнительным покрытием на прочных минеральных грунтах; б — со снежно-уплотнительным покрытием на торфяных грунтах промерзающих болот I и II типа; в — снежно-ледяным покрытием на прочных минеральных грунтах; г — снежно-ледяным покрытием на торфяных грунтах промерзающих болот I и II типа; д — с ледяным покрытием на прочных минеральных грунтах; е — с ледяным покрытием на торфяных грунтах промерзающих болот I и II типа; ж — в насыпи;! — основания из минерального грунта; 2 — слой уплотнительного снега; 3 — слой торфяного грунта; 4— обочина; 5— снего-лед; 6—лед; 7 — снежно-грунтовая смесь; 8 — покрытие
мешивания, чтобы обеспечить полную пропитку снега водой. Когда слой насыщен и доведен до замерзания, могут быть наложены дополнительные слои пропитанного водой массы снега или льда для получения расчетной толщины льда, иногда может потребоваться полностью отшлифовать ледниковый щит озера, реки чтобы мороз достиг донных почв, что позволяет получить требующуюся толщину.
В рельефных впадинах или возвышениях над пересечения-
69
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 2.2. Поп ере чные профили зимних дорог типа П, сооружаемых на плохо промерзающих сырых участках и болотах: 1 — промороженный торфяной слой; 2 — дорожная одежда; 3 — хворостяная выстилка; 4 — непромороженный торфяной слой; 5— снеговой покров; б—разреженный деревянный настил; 7— сплошной деревянный настил; 8 — продольные лежни; 9 — ледяное основание; 10 — термосифон
ми с ручьями или сточными канавами участки ледовой дороги утолщаются так, чтобы сохранялось качество дорожного покрытия без резких изменений. Пересечения с потоками, текущими и в зимний период, оборудуются временными водопропускными трубами и открытым водоводом.
Пересечения ледовыми мостами озер и рек могут быть образованы твердым льдом или ледовым покрытием над водой.
При выполнении работ и расчете толщины ледового покрова учитываются время года, температура окружающей среды, температура воды в водоеме, температура замерзания воды и др.
Для исключения возможности усталостного разрушения льда из-за изменяющихся параметров уровня воды, температуры или скорости движения потока под ледяным покровом, необходимо контролировать скорость и интервал перемещения транспортных средств, а также изменение центровки ледовых мостов.
70
Технология сооружения трубопроводов
Проводят расчетные вычисления и разрабатывают процедуры технической эксплуатации для всех ледовых мостов. В них отражается способность моста безопасно служить своему назначению. Компоновка ледовых площадок, определяется проектными требованиями.
Ледовые площадки, построенные из снега и льда, должны иметь минимальную толщину 0,15 м, чтобы обеспечить защиту естественного рельефа под площадкой. Толщина измеряется от естественного основания.
Строительная рабочая площадка возводится в пределах полосы отвода.
Проверка и техническое обслуживание ледовых дорог
В процессе строительства и эксплуатации необходимо осуществлять регулярную проверку всех ледовых дорог, ледовых и рабочих площадок и обеспечивать регулярное техническое обслуживание. Ширина, толщина и поверхность проезжего пути поддерживается в состоянии, соответствующем первоначальному проекту.
Осуществляют проверку ледовых мостов, включая измерения толщины льда и визуальный осмотр на предмет трещин и аномалий в ледя
Рисунок 2.3. Поперечные профили зимних дорог типа IV с продленным сроком эксплуатации: 1 — снежная насыпь; 2 — снежно-ледяное покрытие; 3 — грунтовое покрытие; 4 — насыпь из минерального грунта; 5 — теплоизоляционная берма; б — мохо-торф; 7 — НСМ; 8 — промороженное основание
ном щите. Проверка толщины выполняется еженедельно во время строительного периода. Интервал между точками измерения составляет не более 30 м, если толщина в соседних лунках варьируется более чем на 20 %. Визуальное наблюдение осуществляется непрерывно. В процессе строи
тельства и эксплуатации всех ледовых мостов через реки и озера периодически проверяют состояние ледовых дорог и мостов при помощи различ
71
Ф.М Мустафин, Л И Быков, Г Г. Васильев
ных методов диагностики, позволяющих определить толщину и несущую способность льда, его надежность и целостность. На участках, где имеются нарушения целостного льда, повреждения ледовых дорог, площадок или мостов необходимо удалить лед низкого качества и восстановить ледовую поверхность. Все работы по уборке снега с ледовых дорог, площадок и мостов проводятся с учетом розы ветров (т.е. снег убирается на подветренную сторону дороги). Если ледовые дороги или мосты используются для транспортировки грунта или горной породы, весь просыпавшийся материал убирается ежедневно. Также ежедневно осуществляется проверка и ремонт дорожных светоотражателей.
Дороги со сборно-разборным покрытием из железобетонных плит строят на участках трассы с большой интенсивностью движения транспортных и строительных машин. Такие дороги могут быть трех типов:
• с укладкой плит на спланированное земляное основание из недренирующих грунтов, без устройства клапанов;
• с укладкой плит на земляное полотно отсыпанных из местного минерального грунта;
• с укладкой плит на земляное полотно из привозного грунта, отсыпанного на хворостяную подушку.
2.2.3. Строительство вертолетной площадки
До начала строительства необходимо выполнить комплекс организационно-технических мероприятий и подготовительных работ:
• назначить лиц, ответственных за безопасное и качественное ведение работ;
• провести инструктаж рабочих, занятых на производстве работ, по методам и последовательности безопасного ведения работ; инструктаж оформляется в установленном порядке организацией, проводящей работы;
• определяют место расположения вертолетной площадки и в натуре закрепляют колышками;
• осуществляют разбивку вертолетной площадки в высотном отношении и в плане;
• расставляют людей и технику для выполнения работ;
Последовательность проведения работ по строительству вертолетной площадки:
72
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 2.4. Схема разработки грунта: 1 —выемка;
2 — отвал грунта; 3 — бульдозер; 4 — экскаватор;
5 — автосамосвал
• разработка бульдозером корыта площадки (рис. 2.4);
• отсыпка и разравнивание грунта бульдозером слоями ТОЛЩИНОЙ! 0,2 м (рис. 2.5);
• уплотнение (укатка) грунта вибрационным катком (4-мя проходами);
• устройство подсыпки толщиной 50 мм
под плиты;
• монтаж железобетонных плит покрытия вертолетной площадки (рис. 2.6);
• отсыпка щебня толщиной 0,2 м и разравнивание бульдозером;
• уплотнение щебня вибрационным катком (4-мя проходами);
• уплотнение откосов насыпи бульдозером, оборудованным откосником; проливка горячим битумом.
73
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 2.1.
Примерная потребность в строительных материалах
Высота насыпи, м Расход материалов
П есчано-гравийная смесь, м3 Щебень, м3 Битум, м3 Песок, м3
0,3—0,8 1500—2000 200—270 25—30 20—24
Таблица 2.2.
Рекомендуемая потребность в машинах, инструменте и инвентаре
Наименование механизма Марка, ГОСТ Количество, шт Краткая характеристика
Кран автомобильный КС-35714 1 Г/п 16 т
Бульдозер Б-170 МБ 1 Мощн. 132 кВт (180 л.с.)
Автосамосвал УРАЛ-55571 4 Г/п-10т. Мощн. — 176,5 кВТ (240 л.с.)
Автогудронатор ДС-39(Д-640) 1 8 т
Видброкаток ДУ-85 1 Масса — 13т
Одноковшовый экскаватор ЕХ-200 1 0,5 м3
Лопата копальная остроконечная (штыковая) ЛКО-2 ГОСТ 19596-87* 2
Лопата подборная (совковая) ЛП-2 ГОСТ 19596-87* 2
Топоры ГОСТ 18578-89 2
Кувалда кузнечная ГОСТ 11042-75* 1 Вес 3,5 кг
Трамбовка ручная TM-72FW 1
Нивелир Н05, СОККИА, ТОПКОН ГОСТ 10528-90* 1
Теодолит ГОСТ 10529-96 1
Рулетка измерительная 10, 30 м ГОСТ 7502-98 2
Мерная линейка — 2
Строп четырехветвевой 4СК-3, ГОСТ 25573-82* 1
Носилки ручные 1
74
Технология сооружения трубопроводов
Обустройство территории вокруг вертолетной площадки для обеспечения безопасности взлета и посадки предусматривают удаление высокой растительности по параметрам схемы воздушных подходов к вертолетной площадке.
Ведомость потребности в строительных материалах представлены в табл. 2.1. Потребность в машинах и инструментах представлена в табл. 2.2.
Организацию контроля качества выполняемых работ возлагают на руководителя производственного подразделения.
Операционный контроль и оценку качества работ при устройстве вертолетной пло
2-2
Рисунок 2.5. Схема отсыпки вертолетной площадки
щадки выполняют в процес-
се работы. Контроль заключается в систематическом наблюдении за соответствием выполняемых работ по утвержденному проекту и с соблюдением требований соответствующих нормативных документов.
Геодезист должен проверить расположение завершенной строительством вертолетной площадки относительно отметок, указанных на утвержденных чертежах и отметить любые отклонения, касающиеся расположе
ния, размеров или отметок в исполнительной документации.
Входному контролю подвергаются:
• щебень для отсыпки поверхности насыпи;
• ж/б плиты (например, ПАГ-14-ГОСТ 25912.1-91).
В ходе операционного контроля, проводимого руководителем работ, проверяется правильность и последовательность выполнения технологических операций.
75
Ф М Мустафин, Л И Быков Г Г Васильев
Рисунок 2 6 Схема монтажа плит
1 - 1
Панты сборные жешоьетонвые ПАГ U ГОСТ 25912191 (нлн аналог! 140 мм
Выравнивающим слой_______50 мм
Песчаме граьяввм смесь И 200 мм Песчано гравийная смесь уптотненная
Щебень с пропигьои битумом до полного насыщения 2 хбО 1’0 мм , Пкчано грввниная смесь 11 250 мм
Песчано гравийная смесь мштвеяная
Рисунок 2 7. Схема вертолетной площадки
Технические критерии и средства контроля операций и процессов приводятся в табл. 2.3.
Заправка техники горючим на участке работ должна производиться на ровной уплотненной площадке. Каждая строительная машина должна иметь запас сорбента и плотные пластиковые мешки. Случайные проливы ГСМ должны немедленно обрабатываться сорбентом. Загрязненный грунт собирается в мешки, которые вывозятся с участка работ по мере накопления.
После окончания строительства производится уборка отходов и оставшихся строительных материалов
Схема вертолетной площадки представлена на рис. 2 7.
76
Технология сооружения трубопроводов
Таблица 2 3.
Технические критерии контролируемых процессов и операций при строительстве вертолетной площадки
№ п/п Описание процесса Ответствен- ное лицо Периодичность контроля и инструмент контроля Технические критерии и оценка качества Документ о проверке
1 Отсыпка насыпи Руководи- тель работ, Геодезист В процессе выполнения работ Теодолит Соответ- ствие проекту Акт на устройство вертолетной площадки (свободная форма)
2 Уплотнение насыпи Руководи- тель работ В процессе выполнения работ Мерная линейка, рулетка Соответ- ствие проекту Акт на устройство вертолетной площадки (свободная форма)
3 Отсыпка щебнем Руководи- тель работ В процессе выполнения работ Мерная линейка, рулетка Толщина слоя 0,2 м Акт на устройство вертолетной площадки (свободная форма)
4 Уплотнение щебня Руководи- тель работ В процессе выполнения работ Мер ная линейка Толщина слоя 0,2 м Акт на устройство вертолетной площадки (свободная форма)
5 Проливка битумом Руководи- тель работ В процессе выполнения работ Мер ная линейка Полное насыщение всего слоя Акт на устройство вертолет ной площадки (свободная форма)
77
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 2.4.
Технико-экономические показатели
Наименование работ Ед. изм. Объем работ Состав бригады, чел. Трудозатраты, чел.-ч
1. Разработка корыта площадки бульдозером м3 810 Машинист бульдозера 6 разряда-1 20,2
2. Работа на отвале — погрузка грунта в самосвал м3 810 Машинист бульдозера 6 разряда-1 20
3. Отсыпка и разравнивание грунта насыпи слоями толщиной 0,2 м бульдозером при высоте насыпи 0,8 м м3 2025 Машинист бульдозера 6 разряда-1 8,0
4. Уплотнение грунта виброкатком 4-ми проходами на высоте 0,8 м м2 2700 Машинист катка 6 разряда-1 32
5. Укладка ж/б плит шт/м2 40/480 Машинист крана 6 разряда-1 Стропальщик 2 разряда-1 3 разряда-1 12,0
6. Отсыпка и разравнивание слоя щебня толщиной 0,2 м бульдозером по одному месту м2 2220 Машинист бульдозера 6 разряда-1 4,0
7. Проливка битумной смесью щебня м2 2220 Машинист гудронатора Рабочие 2 р азряда-1 3 разряда-1 4,0
8. Уплотнение виброкатком 4-мя проходами м3 810 Машинист экскаватора 20,0
Технико-экономические показатели представлены в табл. 2.4.
2.2.4. Полевые городки и система бытового обеспечения
Объем работ по сооружению полевых городков и систем бытового обеспечения включает следующее: проект жилых помещений и их обеспечение, персонал и оборудование, основные услуги, основные и расходные материалы, необходимые для обеспечения высокого уровня проживания
78
Технология сооружения трубопроводов
рабочих строителей, инженерно-технических работников, представителей Заказчика, инспекторов технического надзора, инспекторов авторского надзора проектных организаций и т.д-
Предварительно необходимо выполнить анализ и оценку местоположения объекта, погодных условий, специфики строительных работ, численности населения городка для обеспечения полного соответствия с действующими проектными техническими условиями и российскими нормами, стандартами и нормативными документами, относящимися к обслуживанию, санитарно-гигиеническому состоянию городка и безопасности труда.
Полевые городки и вспомогательные системы обеспечения необходимо подготовить тех размеров и количеств, в тех местах расположения и в те сроки, как это необходимо для поддержания бесперебойных работ по строительству трубопровода.
Городок должен обеспечивать всех сотрудников Подрядчика и представителей Заказчика (технадзор) и инспекторов надлежащим жильем, питанием, услугами прачечных, душевых, уборки во всех местах расположения городка. Кроме того, необходимо обеспечить представителей Заказчика соответствующими офисными помещениями, услугами и всем необходимым, в соответствии с договором и техническими условиями.
При эксплуатации полевых городков необходимо предусмотреть:
• организацию удаления отходов;
• охрану здоровья;
• водоснабжение, обработка, хранение и распределение воды;
• охрана окружающей среды.
Обычно строят передвижные стационарные городки в зависимости от размера и продолжительности существования.
Возможно некоторое различие между основными и второстепенными городками с точки зрения услуг.
Точное местоположение городков, офисов и складских помещений предлагается Подрядчиком и утверждается Заказчиком.
Все городки и системы обеспечения должны соответствовать требованиям, установленным для городков и систем обеспечения, действующих в различных климатических условиях.
В городке следует установить и обслуживать следующие объекты и системы (услуги):
• офисы и жилые помещения для инженерно-технических работников, рабочих, представителей Заказчика, инспекторов технического надзора, инспекторов авторского надзора проектных организаций и др.;
79
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г Г Васильев
• комплект кухонного оборудования с посудомоечным аппаратом, сушилкой, печью, плитой и т.д.;
• обеспечение питания персонала, в том числе приготовление пищи;
• столовая с мебелью, столовыми принадлежностями, посудой и т.п.;
• система водоснабжения, очистное оборудование и подводка;
• энергоснабжение;
• снабжение топливом;
• оборудование прачечной;
• теплоснабжение и кондиционирование воздуха;
• транспортировка;
• туалеты и душевые;
• склад-магазин;
• оборудование связи;
• помещения и оборудование для спортивно-оздоровительных занятий и досуга рабочих и ИТР;
• почтовая служба;
• спортивные площадки и спортивное оборудование на открытом воздухе;
• ремонтное оборудование;
• оборудование для очистки и удаления отходов;
• продовольственные склады и хранилища;
• медицинская служба;
• круглосуточная охрана.
Питьевое водоснабжение должно проектироваться и проверяться в соответствии со стандартами санэпидемнадзора и других организаций здравоохранения. Холодная и горячая питьевая вода должна поступать во все офисные помещения, душевые, ванные комнаты и на кухню.
В целях безопасности в городке должен быть запасный (поддерживающий) источник электроснабжения, независимый от основного источника электроснабжения. Энергоустановка должна в полной мере удовлетворить потребность в электроэнергии.
Воспламеняемые жидкости (дизельное топливо и бензин) должны храниться в надземных цистернах, размещенных на выровненных, утрамбованных участках. Загрязненная при заправке транспортных средств почва должна находится на соответствующем расстоянии от всех управляемых людьми объектов. Топливное хранилище должно быть достаточного раз
80
Технология сооружения трубопроводов
мера для обеспечения бесперебойного функционирования городка и строительных работ.
2.3. Подготовительно-технологический период
Трассовые подготовительные работы выполняются в соответствии с требованиями СНиП Ш-42-80* [90], СНиП 12-01-2004 [93], ВСН 004-88 [7], ВСН 013-88 [17] и других НТД.
В указанный этап выполняются следующие работы:
• геодезическая разбивка трассы
• устройство вдольтрассового технологического проезда;
• расчистка полосы отвода от леса и кустарника;
• подготовка площадок для приема грузов на трассе;
• строительство лежневых дорог на болотах и обводненных участках для производства линейных работ в летнее время;
• устройство переездов через малые реки и водотоки;
• срезка плодородного слоя грунта и обеспечение его сохранности;
• выполнение противооползневых мероприятий на горных участках;
• устройство полок на горных склонах, удаление нависших скал и камней и др..
2.3.1. Геодезическая подготовка трассы
Геодезические работы являются неотъемлемой частью работ по подго-
товке трассы под строительство (рис. 2.8).
Порядок создания геодезической основы и требования к точности ее
построения регламентируются СНиП Ш-42-80* [90] и СНиП 3.01.03-84.
Заказчик обязан создать геодезическую разбивочную основу для строительства и не менее чем за 10 дней до начала строительномонтажных работ передать
Рисунок 2.8. Геодезическая разбивка и закрепление пикетажа
81
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
подрядчику техническую документацию на нее и на закрепленные на трассе строительства трубопровода пункты и знаки этой основы, в том числе:
• знаки закрепления углов поворота трассы;
• створные знаки углов поворота трассы в количестве не менее двух на каждое направление угла в пределах видимости;
• створные знаки на прямолинейных участках трассы, установленные попарно в пределах видимости, но не реже чем через 1 км;
• створные знаки закрепления прямолинейных участков трассы на переходах через реки, овраги, дороги и другие естественные и искусственные препятствия в количестве не менее двух с каждой стороны перехода в пределах видимости;
• высотные реперы, установленные не реже чем через 15 км вдоль трассы (кроме реперов, установленных на переходах через водные преграды);
• пояснительную записку, абрисы расположения знаков и их чертежи;
• каталоги координат и отметок пунктов геодезической разбивочной основы.
Допустимые среднеквадратичные погрешности при построении геодезической разбивочной основы:
• угловые измерения ±2';
• линейные измерения 1/1000;
• определение отметок ± 50 мм.
Перед началом строительства подрядная строительно-монтажная организация должна выполнить следующие работы:
• произвести контроль геодезической разбивочной основы с точностью линейных измерений не менее 1/500, угловых 2' и нивелирования между реперами с точностью 50 мм на 1 км трассы. Трасса принимается от заказчика по акту, если измеренные длины линий отличаются от проектных не более чем на 1/300 длины, углы не более чем на 3' и отметки знаков, определенные из нивелирования между реперами-не более 50 мм;
• установит дополнительные знаки (вехи, столбы и пр.) по оси трассы и по границам строительной полосы;
• вынести в натуру горизонтальные кривые естественного (упругого) изгиба через 10 м, а искусственного изгиба — через 2 м;
• разбить пикетаж по всей трассе о всей трассе и в ее характерных точках (в начале, середине и конце кривых, в местах пересечения трасс с подземными коммуникациями). Створы разбиваемых точек должны закрепляться знаками, как правило, вне зоны строительно-монтаж
82
Технология сооружения трубопроводов
ных работ. Установить дополнительные реперы через 2 км по трассе.
Контроль геодезической разбивочной основы выполняют теодолитными ходами и техническим нивелированием. Относительная погрешность линейных измерений в теодолитных ходах не менее 1/500 от длины измеряемой линии, точность угловых измерений 2'.
Техническое нивелирование выполняют с точностью 50 мм на 1 км трассы. Основные оси зданий и сооружений закрепляют сначала временными знаками, и после их контроля постоянными знаками, которые размещаются за пределами площадки выполнения работ.
Рекомендуемые марки геодезических приборов по выполняемым работам представлены в табл. 2.5.
Таблица 2.5.
Рекомендуемые марки геодезических приборов
Наименование Марка Количество, шт
Теодолит ЗТ-5КП 1
Рулетка 50 м 1
Нивелир НЗ; ЗН-5Л; НА-1 1
Электронный тахеометр 7ТА5 1
При выполнении геодезических работ необходимо применять сертифи-
Таблица 2.6.
Полоса отвода земли под строительство однониточного трубопровода
Диаметр, Размеры зон в метрах Итого зоны
ММ 1 2 3 4 5 6 1—4 16
До 426 (вкл.) 10,0 1,7 3,8 4,5 3,5 4,5 20 28
Более 426 до 720 (вкл.) 11,4 1,9 4,5 5,2 4,8 5,2 23 33
Более 720 до 1020 (вкл.) 12,04 2,48 8,08 5,40 5,34 5,66 28 39
Более 1020 до 1420 (вкл.) 12.59 2,74 9,09 5,57 5,70 6,30 30 42
Примечание: Предоставление для магистральных трубопроводов земель государственного лесного фонда производится преимущественно за счет не покрытых лесом площадей или площадей, занятых кустарником и малоценными насаждениями.
83
Ф.М Мустафин, Л И Быков, Г.Г Васильев
Строительная полоса при выполнении рекультивации
Строительная полоса без рекультивации
1 2 3 4 5 6
--i±-----ji-
Рисунок 2.9. Схема отвода земель для магистральных трубопроводов
цированные геодезические приборы, прошедшие в установленном порядке метрологическую проверку и имеющие заводские паспорта.
Ширину полосы земель, отводимых во временное краткосрочное пользование на период строительства одного магистрального подземного трубопровода, надлежит устанавливать по табл. 2.6. На рис. 2.9 представлена схема полосы отвода.
2.3.2. Расчистка полосы строительства от леса и кустарника
При подземной прокладке трубопровода ширина строительной по
Рисунок 2.10. Расчистка строительной полосы от леса и кустарника
лосы по лесным участкам принимается согласно графы 2 СН 452-73 [85].
Выполнению работ по расчистке строительной полосы от леса предшествует комплекс организационно-технических мероприятий и подготовительных работ:
84
Технология сооружения трубопроводов
• получение разрешения на рубку леса от лесохозяйственных органов (лесопорубочные билеты);
• назначение лица, ответственного за качественное и безопасное ведение работ;
• разметка границы строительной полосы окраской деревьев, непод-лежагцих спиливанию;
• разметка и оборудование площадок для разделки и складирования леса;
• подготовка дорог для лесоматериалов с разделочной площадкой;
• обеспечение рабочих мест техникой, механизированным инструментом, приспособлениями и приведение их в состояние технической готовности;
• обеспечение рабочих мест противопожарным оборудованием;
• инструктаж членов бригады по технике безопасности и производственной санитарии [94, 95].
Расчистка полосы строительства трубопроводов от леса и кустарника выполняется в определенной последовательности:
• разметка полосы и трелевочного волока в натуре и ограничение визирами (вешками и засечками на деревьях);
• удаление гнилых сухостойных и зависших деревьев, обрубка сучьев на валежниках;
• устройство площадок для разделывания леса;
• устройство и прокладка трелевочного волока;
• валка деревьев и срезка кустарника;
• обрубка сучьев и раскряжевка хлыстов;
• погрузка, транспортировка и разгрузка лесоматериалов с расчищаемой полосы;
• корчевка и уборка пней;
• разработка котлована или траншеи для захоронения пней;
• захоронение пней и засыпка траншеи и котлована;
• предварительная планировка неровностей с засыпкой ям.
При расчистке строительной полосы от леса и кустарника применяют технологические схемы, зависящие от крупности леса, средств механизации и грунтовых условий [115, 116].
Схемы расчистки полосы строительства трубопровода от леса представлены на рис. 2.11, 2.12.
85
Ф.М Мустафин, Л.И Быков, Г.Г Васильев
Таблица 2.7.
Классификация леса
Характеристика леса по: Нормы выхода древесины на 1 га, м3
Крупности Диаметру, мм Г устоте деревьев на 1 га Число в плотном кубометре
ствола ПНЯ
Крупный более 320 более 340 средний 200 150
Средней крупности до 320 до 340 средний 340 125
Мелкий до 240 до 260 средний 500 100
Тонкомерный (подлесок, кустарник) до ПО до 120 средний 1450 20
Классификация леса по крупности, густоте и числу деревьев на 1 га приведены в табл. 2.7.
Валку деревьев осуществляют бензомоторными пилами или лесопова-лочными машинами.
Машины применяют на равнинной или слабопересеченной местности и плотном грунте, несущая способность которого обеспечивается перемещением машин. Для срезки сучьев с поваленных деревьев применяют сучкорезы и бензомоторные пилы. Сучья удаляются вровень с поверхностью ствола.
Трелевка очищенных стволов деревьев выполняется трелевочными тракторами. После трелевки хлыстов удаляют лесопорубочные остатки и приступают к корчевке пней.
Пни корчуют и перемещают бульдозерами по всей ширине строительной полосы, а на болотистых участках-только на полосе будущей траншеи. Кустарник и мелколесье расчищают также бульдозерами.
Как правило, корчевку пней на болотистых участках выполняют одновременно с разработкой траншеи.
Пни и сучья используют наряду с деловой древесиной для строительства временных дорог, переездов, проездов по заболоченным участкам или сжигают в специально отведенных непожароопасных местах при согласовании с соответствующими органами.
Валку деревьев лесоповалочными машинами производят вдоль древостоя, укладывая деревья «елочкой» в расчищенную зону в пакеты, с ком-
86
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 2.11. Схема расчистки полосы отвода от леса: I—зона разметки ширины строительной полосы и волока; II — зона безопасности — 50 м; III — зона валки леса; IV—зона безопасности — 50 м; V—зона обрезки сучьев; VI—зона трелевки; VII — зона корчевки пней и транспортировка их на разделочную площадку; УШ — зона раскряжевки хлыстов, укладка бревен в штабель; а, в, г — захватки для валки леса; б — трелевочный волок; 1 — засечки, вешки; 2 — трелевочный трактор; 3 — бульдозер
Рисунок. 2.12. Схема расчистки полосы отвода от леса машиной для валки леса: I— зона разметки ширины строительной полосы и волока; II—зона безопасности — 50 м; III — зона валки леса; V — зона безопасности — 50 м; V — зона трелевки; VI—зона корчевки пней; а, б—захватки для валки леса; в — трелевочный волок; 1 — машина для валки леса; 2 — трелево чный трактор; 3 — бульдозер
лями, вместе с веерообразным расположением верхушек. Объем пакета формируется не более грузоподъемности трелевочного трактора. Пакеты деревьев укладывают в легко доступных для трелевочного трактора местах с таким расчетом, чтобы на подходе к ним не было крупных пней, ва-лежных стволов и резких понижений.
Уборку строительной полосы от спиленных и очищенных от сучьев деревьев (хлыстов) производят трелевочными тракторами по предварительно подготовленному волоку.
Закрепление деревьев и собирание их в пакет для трелевки осуществляют с помощью специального приспособления-чокера, который присоеди
87
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
няется к тросу лебедки трелевочного трактора. Подтягиванием троса пакет хлыстов затягивается к щиту машины и в таком виде транспортируется к разделочной площадке. Разгружают хлысты растормаживанием лебедки с одновременным движением трактора вперед.
Вслед за трелевкой хлыстов и уборкой порубочных остатков на полосе строительства приступают к корчевке пней.
Пни диаметром более 180 мм выкорчевывают корчевателем за несколько приемов. Вначале корчеватель с опущенным до земли отвалом подходит и упирается в пень, затем отвалом поднимает пень и наклоняет в сторону. Затем корчеватель подают назад, заглубляют отвал на 100— 150 мм в грунт, и пень окончательно выкорчевывают из земли.
Большие пни с густой корневой системой корчуют в несколько приемов, наклоняя пень то в одну, то в другую сторону, предварительно подрубая топором боковые ответвления корней. Ямы, образовавшиеся в результате выкорчевки, должны быть засыпаны грунтом.
Состав бригады по расчистке трассы от леса приведен в табл. 2.8.
Пример потребности в машинах, оборудовании, инструменте и инвентаре приведены в табл. 2.9. Технико-экономические показатели на расчистку трассы от снега представлены в табл. 2.10.
Расчистка трассы трубопровода от леса производится в границах полосы отвода с допустимым отклонением +300 мм. Выкорчевывание пней на сухих участках должно производиться по всей ширине полосы отвода, а на заболоченных участках-только на полосе будущей траншеи трубопровода, на остальной части полосы отвода пни спиливаются на уровне земли.
Таблица 2.8.
Состав бригады
Профессия Разряд Количество, чел.
Машинист лесоповалочной машины 6 1
Помощник машиниста машины 5 1
Тракторист 6 2
Машинист корчевателя 6 2
Чокеровщик 4 2
Обрубщик сучьев 3 2
Лесоруб 2 2
итого 12
88
Технология сооружения трубопроводов
Таблица 2.9.
Пример потребности в машинах и оснастке
Наименование Марка Количество, шт
Лесоповальное навесное оборудование Харвестер на экскаватор ЕХ 400 «Hitachi» Харвесторная головка LFKO 650 PREMIO 1
Трелевочный трактор ТТ-4 2
Корчеватель на базе Б-170МБ 2
Чокер ТУ 13-0273685-89 8
Расчистка трассы трубопровода от снега, леса и кустарника в зимнее время производится в соответствии с установленными границами полосы строительства в два этапа. Вначале очищают полосу для проезда транспорта и работы монтажно-строительных машин, затем очищают от снега и леса оставшуюся полосу с корчевкой пней непосредственно перед разработкой траншеи во избежание промерзания грунтов. Очистку строительной полосы от мелколесья и кустарника выполняют путем удаления их за пределы строительной полосы и последующим захоронением.
Таблица 2.10.
Технико-экономические показатели на расчистку трассы от леса (на 10 га)
Наименование Ед. измерения Количество по классификации леса
Лес мелкий средней густоты Лес средний крупности средней густоты Лес крупный средней густоты
Затраты труда, всего: чел.-день 56,7 66,9 73,8
Продолжительность выполнения работ по: валке леса лесопо-валочной машиной смен 4,7 3,2 2,5
трелевка леса смен 2,8 3,5 4,2
очистке трассы от порубочных остатков смен 3,8 4,81 5,8
кочевке пней смен 5,4 6,5 5,4
перемещению пней смен 4.6 5.1 6.0
89
Ф М. Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Для корчевания крупных пней, когда недостаточно мощности корчевателя, применяют взрывной способ или одноковшовый экскаватор.
Расчистка полосы строительства от кустарника и мелколесья с корневой системой ведется бульдозерами.
При сооружении трубопроводов на обводненных участках и болотах с высоким уровнем грунтовых вод для предохранения траншеи и уложенного трубопровода от размывов и разрушений проводятся осушительные мероприятия.
Вид и конструкция осушительных сооружений сводятся к устройству отводных, нагорных и дренажных каналов, строительству водопропускных и водоотводных сооружений.
Воду непосредственно из траншеи удаляют специальными водоотливными установками или отводными каналами.
2.3.3. Планировка строительной полосы
Рисунок 2.13 Планировка полосы строительства трубопровода
Планировка строительной полосы производится с целью обеспечения стабильной технически и технологически определенной работы машин, механизмов, оборудования, транспортных средств и обслуживающего их персонала при выполнении всего комплекса строительномонтажных и специальных строительных работ по прокладке линейной части магистральных трубопроводов, осуществляемой в различных природно-климатических условиях (рис. 2.13) [7].
В условиях открытой (неза-лесенной) среднехолмистой местности (растущих оврагов), рытвин и косогоров, а также скальных грунтов (выходов их на дневную поверхность) плани
90
Технология сооружения трубопроводов
ровка строительной полосы сводится к планировке микрорельефа с геодезическим контролем качества планировочных работ лишь на полосе рытья траншеи (дорожка для прохода роторного экскаватора). Уборка валунов и камней производится до начала планировки.
Планировка полосы прохода роторного экскаватора должна обеспечивать профиль траншей, соответствующий упругому изгибу трубопровода при его укладке.
Планировка трассы, проходящей в условиях пересеченной местности, включает срезку косогоров и бугров, склонов оврагов и балок при одновременной подсыпке низинных мест (только не на полосе рытья траншеи). Подсыпка низин, требующая больших объемов грунта, может выполняться как за счет использования так называемых боковых резервов, так и за счет привозного грунта.
Подсыпка грунта на заболоченных трассах трубопроводов может производиться лишь при использовании метода выторфовывания для строительства временных технологических дорог.
Специфика планировки строительной полосы при прокладке магистральных трубопроводов в условиях вечной мерзлоты состоит в следующем: планировка (срезка) микрорельефа в условиях вечной мерзлоты не производится, за исключением полосы рытья траншеи; небольшие неровности поверхности земли на остальной части строительной полосы для проезда техники сглаживаются путем уплотнения в них снега. Неровности для прокладки трубопровода устраняются путем устройства насыпей (подсыпок) грунта, привозимого из карьеров. Насыпи устраиваются при их послойном уплотнении гусеничными машинами и пневмоколесным транспортом.
При планировке бульдозер проходит два раза вдоль оси трубопровода так, что след первого прохода перекрывается вторым следом не меньше чем на 1,0—1,5 м. Отвал бульдозера должен удерживаться на уровне поверхности земли (плоскости, по которой движутся гусеницы трактора). При таком движении бульдозера все мелкие неровности почвы будут срезаны, и дно траншеи, копирующее поверхность земли, будет ровным.
Планировка продольных уклонов производится на пересеченной местности для вписания трубопровода в продольный профиль и обеспечения прохода вдоль трассы землеройных, монтажных и изоляционно-укладочных колонн. При пересечении трассой холмистой или гористой местности, а также рек, балок или оврагов крутые склоны необходимо спланировать, т.е. уменьшить крутизну склонов путем срезывания грунта. Такая планировка продольного уклона должна быть предусмотрена проектом.
91
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 2.14. Планировка строительной полосы и раскладки труб
Планировка выполняется по всей ширине полосы отвода бульдозерами, которые, срезая грунт, передвигаются сверху вниз и сталкивают его к подножью склона
Весь разрыхленный грунт удаляют в сторону от трассы (желательно в сторону понижения рельефа местности) для того, чтобы траншея была выкопана не в разрыхленном грунте, а в материковом (рис. 2.14).
2.3.4. Технологические проезды
Деревогрунтовые дороги используют в основном в качестве технологических дорог при строительстве трубопроводов на обводненных участках трассы и болотах I и II типов, а также в качестве временных дорог.
Конструктивные схемы технологических лежневых дорог представлены на рис. 2.15.
Технологические проезды служат для выполнения на трассе строительно-монтажных операций, а также подвоза труб, балластных грузов и других конструкций.
Технологические проезды бывают:
• лежневые;
• деревогрунтовые;
• полимерногрунтовые;
• промороженные на нулевых отметках.
92
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 2 15. Конструктивные схемы дорог и технологических проездов лежневого типа • I — продольные лежни; 2 — поперечный настил (лаги); 3 — отбойные бревна, 4 — хворост и лесосечные отходы толщиной 0,2—0,3 м в плотном теле; 5 — слой минерального дренирующего грунта толщиной 0,2—0,25 м
В состав работ при устройстве проезда входят:
• укладка хворостяной выстилки двумя слоями с проминкой ее гусеницами трелевочного трактора за 10 проходов;
• общая толщина хворостяной выстилки после уплотнения составляет 0,20—0,30 м.
• укладка продольных лежней;
• укладка поперечного настила (лаг);
• укладка прижимных (отбойных) бревен;
• завивка скоб для связки отбойных бревен и крепление их скрутками с крайними продольными лежнями;
• разравнивание бульдозером защитного слоя грунта (минеральный дренирующий грунт) толщиной 0,20—0,25 м.
При устройстве технологического проезда защитный слой грунта может не применяться.
Для устройства лежневых проездов используется строительный материал и порубочные остатки, полученные при расчистке полосы строительства от леса.
93
Ф М Мустафин, Л И, Быков, Г Г Васильев
Минеральный дренирующий грунт для отсыпки доставляется из ближайшего карьера, который определяется проектом. На использование карьера должно быть получено соответствующее разрешение.
Выполнению работ по сооружению проездов лежневого типа предшествует комплекс организационно-подготовительных мероприятий и других работ:
• назначение лиц, ответственных за качественное и безопасное производство работ;
• обозначение на местности колышками или вехами проектных осей трубопроводов и ближайших к ним кромок настила сооружаемой лежневой дороги;
• разбивка и закрепление оси дороги на всю длину участка, порученного для строительства данному подразделению;
• подготовка вдольтрассового проезда до заболоченной местности или отдельного заезда с существующих дорог на трассу к участку работ;
• доставка к месту работ и укладка в штабеля по сортаменту лесоматериала;
• доставка к месту работ машин, инструмента и инвентаря;
• подготовка проволоки для скруток, скрепляющих деревянные элементы дороги отжечь и разрезать на 2-х метровые отрезки);
• установка вне водоохраной зоны заболоченности местности на полосе отвода вагончики для отдыха и приема пищи, хранения инструмента и инвентаря;
• инструктаж рабочих на рабочем месте по охране и безопасности труда, производственной санитарии и правилам пожарной безопасности в лесах Российской Федерации.
Устройство технологических проездов лежневого типа (рис. 2.16):
Вариант 1.
Сооружение лежневого проезда ведут методом наращивания с подвозом лесоматериалов трелевочными тракторами по готовому настилу проезда. Работы выполняются захватками, равными по длине шагу продольных лежней.
Вариант 2.
Цикл работ на захвате начинается с устройства подстилающего слоя основания лежневого проезда.
94
Технология сооружения трубопроводов
7
10
Зона А
У стройство подстилающего слоя (хворост, подстилка)
Укдадка продольных лежней
Укладка поперечных лаг (накатник)
Срепление деревянных элементов через 2 м скобами
Крепление проволокой
Зона В Устройство защитного грунтового слоя
Рисунок 2.16. Схема устройства технологического проезда лежневого типа: вариант 1 (зона Б и В); вариант 2 (зона А, Б и В): 1 — первый слой хворостяной выстилки; 2 — второй слой хворостяной выстилки; 3 — продольные лежни; 4 — поперечные лаги (накатник); 5— трелевочный трактор; 6 — прижимные (отбойные) бревна; 7 — проволочные скрутки; 8 — скоба; 9 — бульдозер; 10 — грунтовый слой
Устройство подстилающего слоя основания лежневого проезда выполняется в следующей последовательности:
• погрузка и транспортировка хвороста трелевочным трактором к месту укладки;
• укладка хвороста в основание дороги;
• уплотнение хворостяной выстилки трелевочным трактором.
Для подстилающего слоя используют кустарник, подлесок и порубочные остатки.
Хворостяную выстилку устраивают в два слоя. Работы по устройству каждого слоя осуществляют в два этапа: сначала хворост вручную укладывают на торфяную поверхность, а затем уплотняют гусеницами трелевочного трактора. Для уплотнения первого слоя хворостяной выстилки трактор двигается вдоль дорожной полосы, а второго — поперек.
Толщина каждого слоя выстилки до уплотнения должна составлять 0,20—0,30 м, после уплотнения 0,10—0,15 м.
95
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г. Васильев
Хворост в нижнем слое располагают перпендикулярно оси проезда, а верхнем — параллельно. По окончанию устройства хворостяной выстилки приступают к работам по сооружению деревянного настила, а для варианта 1 начинается цикл работ на захватке.
Предусматривается применение деревянных элементов проезда (продольных лежней, поперечных лаг, отбойных бревен), которые имеют одинаковые размеры; длина бревна 6 м, диаметр в верхнем отрубе 0,14—0,16 м.
Продольные лежни укладывают на поверхность заболоченной местности (для варианта 1) или на хворостяную подстилку (для варианта 2) с заделом (нахлестом) 0,75—1,0 м, так чтобы в одном поперечном сечении дороги не находилось более одного стыка, в соответствии с рисунком 2.15.
Раскатку по уложенным продольным лежням бревен настила, доставленных трелевочным трактором, производят опущенным щитом трактора, перемещающегося задним ходом. Укладку бревен по месту с подгонкой производят с помощью металлических крючьев длинной 1,2 м.
Лаги поперечного настила укладывают вплотную друг к другу кольями в разные стороны (на поворотах комли укладываются в сторону внешнего радиуса дороги). После подгонки бревен поперечный настил обжимают шестью-девятью проходами трелевочного трактора со скоростью не более 3 км/ч по челночной схеме движения: первые проходы посередине настила, а затем по его краям.
Сверху над крайними продольными лежнями укладывают прижимные бревна, которые скрепляют с лежнями проволочной скруткой через 2—3 м. Для скрутки применяется проволока диаметром 6 мм в две нитки. Прижимные бревна укладывают в одну линию с зазором 0,10— 0,15 м для обеспечения стока воды и скрепляются скобами.
Бревна к месту работы доставляются трелевочным трактором. Объем вывозки за один рейс должен быть равен числу продольных лежней в одной захватке плюс два бревна на устройство отбойных брусьев.
Для поперечного настила объем вывозки за один рейс должен быть равен количеству бревен, рассчитанному на длину захватки.
96
Технология сооружения трубопроводов
Таблица 2.11.
Состав бригады по устройству лежневых проездов
Профессия Разряд Количество, чел.
Машинист трелевочного трактора 6 1
Машинист бульдозера 6 1
Машинист экскаватора 6 1
Помощник машинист экскаватора 5 1
Чокеровщик 4 3
Плотник 3 2
Подсобные рабочие 2 3
Водитель автосамосвала 4
Таблица 2.12.
Потребность в машинах и механизмах для устройства дорог на болотах I и II типа
Наименование Тип, марка, ГОСТ Количество, шт Краткая характеристика
Одноковшовый экскаватор Хитачи ZX-33O 1 Вместимость ковша 1,2 м3
Автосамосвал КамАЗ-5511 4 Г/п 10 т
Трактор трелевочный ТТ-4 1 Мощность двигателя — 80,9 л.с.
Бульдозер Б-170 МБ 1 Мощность двигателя — 117,7 л.с.
Бензомоторная пила «Урал-2» 1 Мощность двигателя — 2,9 л.с.
Ломик для скручивания проволоки 1 Изготавливается на месте
Чокер ТУ 13-0273685-89 4
Топоры ГОСТ 18578-89 5
Сани металлические 2 Изготавливается на месте
Кувалда кузнечная ГОСТ 11042-75* 2 Вес 3,5 кг
Лом строительный 2
Металлические крючья длиной 1,2 м 5 Изготавливается на месте
Рулетка ГОСТ 7502-98 2 Длина 10 м
Примечание. При расчете количества автосамосвалов принята средняя дальность возки 10км.
97
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Варианты предусматривают устройство защитного покрытия деревянного настила из привозного дренирующего грунта, укладываемого слоем толщиной 0,20—0,25 м.
Работы по устройству защитного слоя осуществляют бульдозером путем разравнивания, профилирования и уплотнения грунта. При разравнивании бульдозер захватывает в отвал 3—4 м3 грунта и перемещает его по настилу, оставляя слой толщиной 0,20—0,25 м.
Профилирование производят ножом отвала бульдозера (за один проход по каждому месту дороги) и колесами автосамосвала, подвозящих грунт. Грунт на настил доставляется автосамосвалами и укладывается в форме призм по правой и левой стороне дороги через каждые 6,5 м.
Состав бригады по устройству лежневых проездов приведен в табл. 2.11.
Потребность в машинах и оснастке для устройства проездов 1 и 2 типа представлены в табл. 2.12.
Потребность в лесоматериалах (заготовках), крепежных материалах и насыпном грунте для строительства 100 м лежневого проезда приведена в табл. 2.13.
Таблица 2.13.
Потребность в лесоматериалах (заготовках), крепежных материалах и насыпном грунте для строительства 100 м лежневого проезда
Наименование Единицы измерения Количество
Вариант 1 Вариант 2
Продольные лежни диаметром 0,14—0,16 м L — 6,5 м шт (м3) 180 (28) 180 (28)
Поперечные лаги диаметром 0,14—0,16 м L — 6,5 м шт (м3) 667(103) •667(103)
Отбойные (прижимные) бревна диаметром 0,14—0,16 м L — 6,5 м шт (м3) 32(5,0) 32(5,0)
Скобы строительные диаметр 12 мм ГОСТ 22327—93 шт (т) 32(0,015) 32(0,015)
Проволока стальная диаметр 6 мм ГОСТ 3282—74* м (т) 400 (0,09) 400 (0,09)
Хворост и порубочные остатки м3 — 140
Привозной грунт с дренирующими свойствами м3 138 138
98
Технология сооружения трубопроводов
Контроль качества строительства лежневых дорог и проездов должен осуществляться в ходе выполнения работ и обеспечивать своевременное выявление дефектов и принятие мер по их устранению и предупреждению.
Контроль производится силами Субподрядной и Подрядной организации.
Технические критерии, средства и методы контроля операций приведены в табл. 2.14.
Таблица 2.14.
Технические критерии и средства контроля операций и процессов при строительстве лежневого проезда
№ п/п Описание процесса Ответствен- ное лицо Периодичность контроля Технические критерии и инструмент контроля Документ о проверке и оценка качества
1 2 3 4 5
1 Подготовительные работы. Раз-метка кромки лежневого проезда колышками или вехами относительно оси трубопровода Руководитель работ До начала работ. Визуально, теодолит, стальной метр, рулетка Соответствие требованиям проекта Акт на устройство лежневого проезда (свободной формы)
2 Проверка качества лесоматериалов. Сортамент заготовок лесоматериалов Руководитель работ До начала работ. Визуально, стальной метр, рулетка Соответствие требованиям проекта Акт на устройство лежневого проезда (свободной формы)
3 Укладка хворостяной выстилки. Толщина слоя хворостяной выстилки Руководитель работ В процессе работы по захватке. Визуально, стальной метр, рулетка Соответствие требованиям проекта Акт на устройство лежневого проезда (свободной формы)
4 Укладка продольных лежней. Расстояние между лежнями и вели- Руководитель работ В процессе работы по захватке. Визуально, Отклонение геометрических размеров конструкции Акт на устройство лежневого проезда
99
Ф М. Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Продолжение табл. 2.14
1 2 3 4 5
чина продольного нахлеста стальной метр, рулетка проезда ±100 мм (свободной формы)
5 Укладка поперечного настила (лаг). Размеры и чередование верхних и нижних отрубов бревен Руководитель работ Визуально, В процессе работы по захватке, стальной метр, рулетка Отклонение геометрических размеров конструкции проезда ±100 мм Акт на устройство лежневого проезда (свободной формы)
6 Укладка отбойных бревен. Размеры и зазор между торцами Руководитель работ В процессе работы по захватке. Визуально, стальной метр, рулетка Соответствие требованиям проекта Акт на устройство лежневого проезда (свободной формы)
7 Крепление продольных лежней с отбойными бревнами. Расстояние между проволочными скрутками. Надежность скруток Руководитель работ В процессе работы. 100% связок Визуально, стальной метр Соответствие требованиям проекта. Проволока отожженная Акт на устройство лежневого проезда (свободной формы)
8 Крепление отбойных бревен. Надежность крепления Руководитель работ В процессе работы. 100% визуально Соответствие требованиям проекта Акт на устройство лежневого проезда (свободной формы)
9 Отсыпка и разравнивание грунта. Толщину защитного слоя Руководитель работ По окончании работы. Нивелир, шаблон Соответствие требованиям проекта. Толщина слоя 0,20—0,25 м Акт на устройство лежневого проезда (свободной формы)
100
Технология сооружения трубопроводов
ГЛАВА 3. ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ И ТРАНСПОРТНЫЕ РАБОТЫ
3.1. Общие положения
При строительстве магистральных трубопроводов транспортировка труб, конструкций и оборудования осуществляется в соответствие с транспортной схемой строительства, входящей в состав проектной документации (рис. 3.1).
При разработке транспортной схемы учитываются:
• обустройство и реконструкция пунктов поступления материально-технических ресурсов;
• сооружение временных дорог и съездов с действующих дорог;
• реконструкция постоянных дорог, усиление мостов и переездов;
• создание и обустройство промежуточных площадок для временного хранения материально-технических ресурсов различными транс-портными средствами в соответствии с принятой технологией и организацией производства работ;
• погрузочно-разгрузочные работы и складирование материалов, оборудования и конструкций;
• устройство площадок и стапеля для проведения входного контроля;
• содержание и эксплуатация временных дорог;
Рисунок 3.1. Перевозка труб железнодорожным транспортом
101
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рису/ ?2 Пс/кво/ка секции гр\б
Рисунок 3 3 Транспортировка труб трубоукладчиком
• природоохранные и восстановительные мероприятия;
• мониторинг за состоянием дорожной сети и окружающей природной среды.
Пункты поступления материально-технических ресурсов на строительство трубопроводов выбираются с учетом следующих требований:
• наличие на железнодорожных станциях тупиковых путей с разгрузочными площадками или обгонных путей,
102
Технология сооружения трубопроводов
• наличие в районе речных и морских причалов специальных площадок, обеспечивающих прием и временное хранение поступающих грузов,
• наличие на погрузочно-разгрузочных площадках железнодорожных станций, речных и морских причалов проездов и подъездов, обеспечивающих маневренность погрузочно-разгрузочных и транспортных средств.
На рис. 3 2 и 3 3 представлены примеры транспортировки труб и секций
В транспортной схеме необходимо до минимума сократить количество перевалочных пунктов; своевременно включить в план транспортных организаций предполагаемые объемы смешанных перевозок изолированных труб, а так же согласовать графики поставки труб с учетом допустимых сроков их хранения под открытым небом Эти сроки устанавливаются техническими условиями на поставку труб.
Выполнение погрузочно-разгрузочных работ охватывает технологию и организацию комплекса транспортных и погрузочно-разгрузочных работ с трубами и секциями труб, утяжелителей и основных материалов на железнодорожных станциях, трубосварочных базах, на трассе, а также складирование труб на прирельсовых складах [7].
Схема прирельсовой разгрузочной площадки представлена на рис. 3.4.
В состав погрузочно-разгрузочных и транспортных работ входят'
• выгрузка труб из железнодорожных вагонов или речных и морских барж;
• транспортировка труб на трубосварочные базы или в места складирования,
• складирование труб на прирельсовой площадке и секций труб на трубосварочной базе;
• погрузочно-разгрузочные работы на трубосварочной базе и трассе
Погрузочно-разгрузочные работы выполняются с использованием грузоподъемного оборудования, технические параметры которого соответствуют массе и габаритам перемещаемых грузов и сохраняют качество поступаемых изделий, материалов и т п [71].
Для выполнения различных такелажных работ при строповке грузов, а также при подъеме неизолированных труб и секций применяются стропы универсальные канатные [43].
Вагоны под разгрузку подаются локомотивом. Применять для перемещения вагонов тракторы, трубоукладчики, автомобили или другой нерельсовый транспорт и оборудование запрещается.
103
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 3.4. Прирельсовая разгрузочная площадка: 1 — прикрановый штабель труб; 2 — временный штабель на прирельсовой площадке (размерыуказаны в ме-' трах)
Выгрузка труб, балластных грузов и другого оборудования из железнодорожных вагонов осуществляется обычно по двум схемам: вагон-склад-трубовоз или вагон-трубовоз. Первую схему применяют при массовом поступлении труб и ограниченном числе трубовозов, вторую схему — при достаточном числе трубовозов или ограниченной прирельсовой площадке.
3.2. Складирование труб
Склады размещают таким образом, чтобы обеспечить проход людей, проезд транспортных и грузоподъемных средств. Площадки под склады труб устраивают с уклоном 1,5—2° и осуществляют другие мероприятия, обеспечивающие отвод атмосферных осадков и грунтовых вод. Трубы укладываются в штабель рядами по вертикали и располагают их в «седло» между труб нижележащего ряда.
Для предотвращения раскатывания труб в штабеле используются торцевые увязки. Крайние трубы нижнего ряда необходимо подклинить с по-
104
Технология сооружения трубопроводов
Ж@.©.Ф.®.Ф.Ф.0.0.О.©1Е
/5% Z?O5% /2//// У2///7 /Л
Схема последовательности складирования труб
Рисунок 3.5. Схема устройства штабеля и крепления труб: I — подкладки из деревянных брусьев; 2 —резинотканевая накладка; 3 — резинотканевая прокладка
мощью металлического упора, облицованного резиной (рис. 3.5 и 3.6).
При складировании труб запрещается:
• укладывать в один штабель трубы разного диаметра;
• производить укладку труб верхнего ряда до закрепления труб нижнего ряда;
• складировать вместе изолированные и неизолированные трубы;
• укладывать трубы в наклонном положении с опиранием одной стороны труб на нижележащие трубы.
Склады по назначению и вместимости подразделяют на прирельсовые, базисные и притрассовые.
105
Ф М Мустафин Л И Быков Г Г Васильев
Рисунок 3 7 Складирование труб на подготовительной площадке
Сезонное хранение труб, трубных узлов и арматуры следует производить с выполнением консервации, обеспечивающей их защиту от коррозии и сохранность покрытия
Складирование труб осуществляют на подготовительных площадках (рис 3 7) Во избежание попадания снега полости труб с торцов защищают заглушками
Для хранения наиболее объемных строительных грузов — труб, трубных секций и железобетонных пригрузов — устраивают временные, на период строительства, склады, которые располагаются в пунктах разгрузки (стационарные, причальные), при сварочно-изоляционных базах (базовые), в различных точках трассы (трассовые склады)
Базисные и временные склады сооружают вблизи от морских, речных портов или пристаней, железнодорожных станций
Базисные склады создают с целью концентрации запасов труб для обеспечения производства строительно-монтажных работ на длительной период времени, например, для отдаленных районов Сибири, Крайнего Севера и т д Емкость таких складов может достигать 100—200 км труб
Временные склады создают для разгрузки, временного хранения и последующей доставки труб на другие склады или на трассу Емкость временных складов обычно составляет не более 5—10 км труб
Склады трубосварочных баз (ТСБ) (рис 3 8) размещают на ТСБ для сварки труб в двух- или трехтрубные секции и последующей доставки их на трассу с учетом возможных передислокаций в соответствии с транспортной схемой строительства
106
Технология сооружения трубопроводов
Трассовые склады создают вблизи строящейся линейной части трубопровода для накопления, запаса труб и последующей их доставки к месту раскладки (рис 3 9)
Емкость этих двух типов складов определяется, исходя из величины плеч обслуживания и в зависимости от условий контракта по поставке труб, и может варьироваться в широких пределах от 10 до 100 км
До начала погрузочно-разгрузочных работ выполняется комплекс подготови тельных работ и организационно-технических мероприятий в том числе
• подготовка зоны (площадки) входного контроля,
• подготовка
Рисунок 3 8 Складирование труб на ТСБ
Рисунок 3 9 Раскладка изолированных труб на лежки вдоль трассы трубопровода
подъездных путей к площадкам и между ними, установка на них соответствующих дорожных знаков и обеспечение освещения мест производства работ,
• укладка на площадках хранения труб подкладок с упорами для предотвращения раскатывания труб,
• размещение в зоне производства работ необходимых механизмов, такелажной оснастки, инвентаря, инструментов и приспособлений,
107
ФМ Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
• назначение лиц, ответственных за производство работ, охрану труда и безопасную эксплуатацию кранов;
• подготовка зоны (площадки) входного контроля.
Работы по выгрузке труб организовывают так, чтобы не загромождать территорию транспортной организации (железнодорожная станция, порт и Т.Д.).
Выгрузка труб из полувагонов производится краном по одной трубе.
Погрузка, разгрузка и складирование изолированных труб производится, избегая их соударения, волочения по земле, а также по нижележащим трубам.
Погрузка и разгрузка труб, а также их складирование осуществляются с помощью пневмоколесных стреловых, гусеничных кранов или трубоукладчиков, оснащенных специальными торцевыми захватами, обеспечивающими сохранность изоляционного покрытия и кромок трубы в процессе производства данного вида работ.
При работе с изолированными трубами используют мягкие полотенца или мягкие стропы с траверсой.
Трубоукладчики, предназначенные для работы с изолированными трубами, должны иметь стрелы, облицованные с внешней стороны эластичными накладками.
С прирельсовых площадок трубы трубоукладчиком доставляют на временный прирельсовый склад.
Укладку труб в штабель производят грузоподъемным краном или трубоукладчиком с помощью траверсы.
Нахождение людей на штабеле труб запрещается. Складировать трубы следует в штабеля высотой не более 3 м с закреплением.
На площадках для укладки труб должны быть обозначены границы штабелей, проходов и проездов между ними.
При укладке труб необходимо соблюдать следующие требования:
• нижний ряд штабеля должен быть уложен на спланированную площадку, оборудованную инвентарными подкладками, обшитыми мягкими накладками;
• трубы нижнего ряда должны быть зафиксированы от бокового смещения клиньями (упорами), подогнанными к диаметру трубы;
• между рядами труб в 3-х местах (по концам и в середине) укладываются прокладки из прорезиненной ткани шириной не менее 100 мм и толщиной не менее 10 мм.
108
Технология сооружения трубопроводов
Между штабелями устраиваются проезды, ширина которых устанавливается в зависимости от габаритов транспортных средств и погрузочно-разгрузочных механизмов, при этом должны быть обеспечены свободные проходы не менее 1 м с обеих сторон (между штабелем и автокраном или трубовозом).
При укладке труб около железнодорожных путей, между краем штабеля и ближайшим рельсом должно быть расстояние не менее 2,5 м.
3.3. Погрузочно-разгрузочные работы
При погрузочно-разгрузочных работах на железнодорожном транспорте следует руководствоваться действующими «Правилами техники безопасности при производстве погрузочно-разгрузочных работ на железнодорожном транспорте» Министерства путей сообщения РФ.
Погрузочно-разгрузочные работы должны производиться механизированными способами согласно требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» ПБ-10-382-00 (с изм., внесенными РД 24.090.102-01) и иметь разрешение на производство работ от соответствующих железнодорожных служб.
Погрузочно-разгрузочные работы следует выполнять под руковод
ством мастера, имеющего удостоверение на право производства работ и отвечающего за безопасное перемещение грузов грузоподъемными машинами [72].
В соответствующих местах необходимо установить надписи: «Въезд», «Выезд», «Разворот» и другие надписи ограничения.
Краны должны устанавливаться на все имеющиеся выносные опоры. Под опоры подкладываются устойчивые подкладки, которые являются инвентарной принадлежностью крана.
Рисунок 3.10. Схема погрузки и крепления труб диаметром 1220 мм на трубовозе: 1 — опорная балка; 2 — опоры; 3, 4 — ложементы из бруса 150 х 200 мм; 5 — пальцы для крепления ложементов; 6—увязочнаялента; 7— механизм натяжения; 8 — эластичная прокладка; 9 — трос или ремень для крепления ложементов
109
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Не допускаются работы на грузоподъемном кране, если скорость ветра превышает допустимую величину, указанную в паспорте крана.
Железнодорожные полувагоны перед выгрузкой из них труб должны быть заторможены специальными башмаками. Запрещается подкладывать под колеса камни, доски и т.п.
Автокраны следует устанавливать так, чтобы расстояние между стенкой полувагона и его поворотной частью (при любом ее положении) было не менее 1 м.
В процессе эксплуатации грузозахватные приспособления и тара должны подвергаться периодическому испытанию и осмотру ответственным персоналом, на которое возложен надзор за безопасной работой машин и механизмов.
Результаты осмотра должны быть занесены в журнал учета и осмотра. Кроме того, стропы каждый раз перед началом работ должен осматривать такелажник.
Перед перевозкой труб на автомобильном или тракторном поезде необходимо:
• трубы укрепить, а их передние и задние торцы закрепить против продольного смещения ограничителями-крючьями, присоединенными тросами к автомобилю и прицепу;
• тягач и прицеп автопоезда надежно соединить предохранительным (аварийным) стальным канатом (рис. 3.10—3.13);
• трубы обозначить сзади красными флажками, а в темное время суток и в дневное, при видимости менее 20 м — зажженными фонарями красного цвета.
Запрещается при разгрузке труб стаскивать их с автопоезда трактором или другими механизмами, а также разгружать путем выезда автомобиля из-под труб.
Перевозка непосредственно до места монтажа соединительных фасонных деталей и линейной арматуры с нанесенным изоляционным покрытием должна производиться в специальных контейнерах.
Максимально возможное количество труб, перевозимых за один рейс транспортным средством в зависимости от его грузоподъемности и с учетом ряда геометрических ограничений, определяется в соответствии с табл. 3.1.
При транспортировке строительных грузов в тяжелых дорожных условиях следует применять дополнительные меры, повышающие эксплуатационные показатели и сцепные характеристики транспортных средств (буксировка, использование специального рисунка протектора автошин,
НО
Технология сооружения трубопроводов
Таблица 3.1.
Предельное количество труб (трубных секций), перевозимых за один рейс транспортными средствами различной грузоподъемности
Диаметр и толщина стенки труб, мм Длина трубы или секции,м Вес одной трубы (секции), тс Предельное количество труб (секций), шт, перевозимых на транспортном средстве грузоподъемностью (тс)
9 12 18—19 25—30
325 х 6* 12 0,58 13 18 22
18 0,87 13 18 18
24 1,15 7 13 18
36 1,73 — 7 13
426 х 7* 12 0,88 5 12 18
18 1,32 3 9 12
24 1,76 3 7 9
36 2,63 2 5 7
530 x8 12 1.24 7 14 14
18 1,86 5 9 14
24 2,48 3 7 12
36 3,71 2 5 7
720x9 12 1.90 5 9 9
18 2,85 3 6 9
24 3,79 2 3 7
36 5,67 1 3 5
820 х 10 12 2,41 3 5 5
18 3,61 2 3 5
24 4,82 2 3 5
36 7,22 1 2 3
1020х12 12 3,58 2 5 5
18 5,37 1 3 5
24 7,15 1 2 3
36 10,73 — 1 2
1220 х 13 12 4,66 2 3 3
18 6,99 1 2 3
24 9,31 1 2 3
36 13,90 — 1 2
* — количество труб определено с учетом веса транспортного ложемента
111
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 3.11. Опорная балка и деревянные опоры с резиновыми прокладками, а также механизмы для на тяжения стропи закрепления труб на трубовозе: 1 — опорная балка; 2, 3 — правая и левая опоры; 4 — В-образ-ная колонка; 5 —штыри для крепления опор; б—ленточный строп для закрепления труб; 7 —балка; 8 — направляющий валок механизма закрепления труб; 9 — натяжной механизм; 10 — эластичная прокладка; И — прокладочные маты
применение шипов противоскольжения).
На участках проездов с продольными уклонами 20 градусов и более, а также на бродах, на участках с тяжелыми транспортными условиями в распутицу, предусматривается дежурство автотягачей, тракторная буксировка или применение лебедок.
Погрузку, разгрузку и складирование изолированных труб следует производить, избегая их соударения, волочения по земле, а также нижележащим трубам. При
этом указанные операции с трубами должны осуществляться с помощью стреловых, гусеничных кранов и трубоукладчиков, оснащенных траверса
ми с многоветвевыми стропами для одновременного захвата нескольких труб. При работе с изолированными трубными секциями следует применять мягкие полотенца типа ПМ.
При транспортировке, хранении изолированных труб и погрузочно-разгрузочных работах следует учитывать следующее: соответствие до
Рисунок 3.12. Крепление труб стопорными тросами при транспортировке
Рисунок 3.13. Крепление изолированных труб при транспортировке
112
Технология сооружения трубопроводов
рожных условий и габаритов дороги для транспортировки длинномерных труб длиной от 12 до 36 м; соответствие грузоподъемности мостов, ледовых переправ и т.п.; соответствие грузоподъемности транспортных средств массе перевозимых труб и секций с учетом дорожных условий (крутые подъемы, дорожные покрытия, погодные условия и др.); специфику транспортной схемы строительства (дальность перевозок, возможные перегрузки труб и трубных секций с колесного транспорта на гусеничный и др.); сохранность труб и изоляционного покрытия от повреждений; безопасность производства указанных работ.
При перевозке изолированных труб или секций труб трубовозами и плетевозами необходимо также тщательно закреплять трубы на кониках с помощью увязочных поясов, снабженных прокладочными ковриками.
При транспортировке труб и секций по строительной полосе расстояние от следа движения транспортного средства до бровки разработанной траншеи должно составлять не менее 3 м.
Скорость движения трубовозов выбирают в зависимости от дорожных условий. По бездорожью и по проселочным дорогам с ухабами скорость не должна превышать 20 км/ч.
Допускается транспортировка труб или секций труб на трубовозах с прицепами при соответствующем их дооборудовании и соблюдении ограничений: диаметр перевозимых труб должен быть не менее 530 мм; коники трубовозов необходимо оснащать дополнительными накладками из армированной резины толщиной не менее 10 мм; скорость движения транспортного средства при перевозке двух- или трехтрубных секций во всех случаях не должна превышать 40 км/ч.
Трубоукладчики, предназначенные для работы с изолированными трубами, должны иметь стрелы, облицованные эластичными накладками (армированная резина толщиной не менее 10 мм.).
Выгрузка труб из железнодорожных полувагонов с укладкой в штабель выполняется в соответствии со схемой, представленной на рис. 3.14.
До начала работ по перемещению труб необходимо подготовить основания для складирования труб, обеспечить устойчивость труб от раскатывания.
Полувагоны с трубами подают к разгрузочной площадке и затормаживают специальными башмаками (рис. 3.15).
Производят осмотр каждого полувагона.
При выгрузке выполняются следующие операции:
• перемещение крана и установка его в рабочее положение;
• установка переходного мостика-площадки;
113
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 3.14. Схема организации работ при выгрузке труб из железнодорожных полувагонов с укладкой в штабель: 1 — кран КС; 2 —разгруженный полувагон; 3 — разгружаемый полувагон; 4 — вагон с трубами; 5 — переходной мостик-площадка; б — штабель; 7 — траверса; 8 — место для складирования лесных и увязочных материалов; 9 — инвентарная лестница малая; 10 — инвентарная лестница большая
• строповка труб;
• выгрузка и уклад-
ка труб в штабель;
• ' расстроповка труб;
• крепление штабеля.
Кран устанавливают в рабочее положение, навешивают траверсу палочным канатом. Машинист крана устанавливает необходимый вылет стрелы для выгрузки труб. Краном устанавливают переходной мостик-площадку на борта разгружаемого полувагона.
Траверсу подают к месту строповки одной из разгружаемых труб. Трубу поднимают и перемещают к стеллажу для приема труб, удерживая ее во время перемещения от раскачивания и вращения оттяжкой.
Состав применяемых машин, механизмов, вспомога
Рисунок 3.15. Рекомендуемые схемы транспортировки изолированных труб в же-
лезнодорожных полувагонах
114
Технология сооружения трубопроводов
тельного оборудования и инвентаря, а также потребность в трудовых и материальных ресурсах определяются ППР.
Выгрузку труб из железнодорожных полувагонов с погрузкой на трубовозы выполняется в соответствии со схемой, представленной на рис. 3.16.
Полувагон с трубами подают к разгрузочной площадке и затормаживают.
Кран устанавливают в рабочее положение и подготавливают такелажную оснастку.
Трубовоз подают к месту погрузки и затормаживают. Далее следует установка переходного мостика-площадки, строповка труб, подъем и перемещение труб, укладка на тру-
Рисунок 3.16. Схема организации работ при выгрузке труб из железнодорожных полувагонов с погрузкой на трубовозы: 1 — кран КС; 2 —разгруженный полувагон; 3 — разгружаемый полувагон; 4 — вагон с трубами; 5 — переходной мостик-площадка; 6— трубовоз; 7— траверса; 8 — место для складирования лесных и увяз очных материалов; 9 — инвентарная лестница малая; 10 — инвентарная лестница большая
бовоз, снятие креплений и переходного мостика-площадки.
После погрузки труб на трубовоз осу-
Рисунок 3.17. Схемы укладки и увязки труб на плетевозе
ществляется их крепление увязочным материалом, как показано на рис. 3.17.
Выгрузка и погрузка труб автокраном выполняется, в соответствии со схемой, представленной на рис. 3.18, а раскладка труб показана на рис. 3.20.
Выгрузка и погрузка труб трубоукладчиком выполняется в соответствии со схемой, представленной на рис. 3.19.
115
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Явыл.тах=6,0м Q=6,25tc Квыл.тах=6,0м Q=6,25ic
Нкр.=5,5м
! Двыл шш=4,0м
~ Q=11,5tc
Нкр =8,Ом
общ.
Траверса
Нкр =8,Ом
Нкр.=5,5м
Квылпнп=4,0м I
L-длинаштабечя 1,0м
2,5м
Ron зоны = 11,5 м
Ron зоны = 11,5 м
Автокран КС-3571А
Рисунок 3.18. Схема выгрузки и погрузки груб автокраном КС-3571А
ow
При выгрузке материалов и утяжелителей автокраном из железнодорожных полувагонов в штабель, кран устанавливают в рабочее положение, навешивают стропы для разгрузки утяжелителей; машинист крана устанавливает необходимый вылет стрелы. Краном устанавливают переходный мостик-площадку на борта разгружаемого полувагона.
Выгрузка грузов из железнодорожных полувагонов должна производиться за технологические петли. Груз, подвешенный к крюку крана, должен быть надежно за-стропован. Перед перемещением груз следует предварительно приподнять на высоту 20—30 см для проверки правильности строповки. Стрела
крана должна иметь такой вылет, чтобы подъем груза производился вертикально.
Строповку утяжелителей следует производить за все монтажные петли, предусмотренные проектом. Схема строповки показана на рис. 3.21.
Нижний ряд утяжелителей укладывается на деревянные подкладки размером 100 х 80 х 30 мм. Последующие ряды укладываются на прокладки, расположенные у технологических петель. Изделия укладыва-
116
Технология сооружения трубопроводов
Явил =3,2м
| Ширина штабеля определяется । по месту
I Граница опасной зоны
Ьстр =6,Ом
Рисунок 3.19. Схема выгрузки и погрузки труб трубоукладчиком
__ Г раница опасной зоны Ьстр =6,Ом
ются в штабель в 3 ряда, высотой не более 3,6 м, маркировкой в сторону прохода.
При укладке утяжелителей на складе должна быть обеспечена возможность захвата и свободного подъема утяжелителя каждой марки для погрузки или монтажа.
Погрузка материалов автокраном из штабеля в автотранспорт выполняется в следующей последовательности:
• кран подают к штабелю, устанавливают в рабочее положение, подготавливают такелажную оснастку;
• автомобиль для перевозки материалов подается к месту погрузки;
• груз стропят, начиная с верхнего ряда, поднимают, перемещают краном по сигналу старшего такелажника к месту погрузки;
117
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 3.20. Раскладка труб на лежки по трассе строящегося трубопровода
• погрузка полугрузов осуществляется за технологические петли с помощью облегченного стропа гаком;
• после погрузки материалов на автотранспорт осуществляется их крепление увязочным материалом.
Выгрузка материалов трубоукладчиком из автотранспорта выполняется в следующей последовательности:
• снятие креплений материалов на автотранспорте с применением передвижной лестницы-площадки и приставной лестницы;
• трубоукладчик, оснащенный грузозахватывающими приспособлениями, подают к автотранспорту и устанавливают в рабочее положение;
• материалы и утяжелитель стропят, поднимают и перемещают к месту складирования с укладкой в штабель.
Складирование грузов нижнего ряда производится на деревянные подкладки.
Штабели материалов располагаются правильными рядами с устройством проездов между штабелями, ширина которых устанавливается в зависимости от габаритов транспортных и грузоподъемных средств.
118
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 3.21. Схема строповки грузов и футеровочной рейки: 1 — груз железобетонный; 2 — груз чугунный; 3 — пакет футеровочный рейки; 4 — строп универсальный; 5— строп облегченный с гаком; 6—увязочный материал
При этом должны быть обеспечены свободные проходы не менее 1 м между штабелем и трубоукладчиком, а также трубоукладчиком и автомобилем.
3.4. Особенности транспортировки и хранения теплоизолированных труб и материалов
Теплоизолированные трубы транспортируют железнодорожным, автотранспортом или водным транспортом в соответствии с утвержденными схемами погрузки.
При транспортировке, разгрузке и хранении необходимо обеспечить сохранность маркировки изолированных труб и фасонных изделий.
Транспортировку теплоизолированных труб и фасонных изделий к ним в полиэтиленовой оболочке допускается производить при температуре наружного воздуха от минус 50°С до плюс 50°С, в оцинкованной оболочке от минус 60°С до плюс 50°С. Погрузочно-разгрузочные работы теплоизолированных труб и фасонных изделий к ним следует производить в полиэтиленовой оболочке при температуре наружного воздуха от минус 20°С до плюс 50°С, в оцинкованной оболочке от минус 40°С до плюс 50°С.
При погрузочно-разгрузочных работах, перевозке и монтаже поверхность теплоизолированных труб следует предохранять от механических повреждений.
Для погрузки и разгрузки теплоизолированных труб следует использовать специальные траверсы и мягкие полотенца. Не допускается проведе-
119
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 3.22. Разгрузка трубы (секции) с трубовоза на трассе (а — одиночной трубы; б—2-х или 3-х трубной секции): 1 — грузовой крюк трубоукладчика; 2 — тра -верса; 3 — специальный торцевой захват; 4 — мягкое монтажное полотенце
ние погрузочно-разгрузочных работ с использованием грузозахватных устройств, вызывающих повреждение покрытия (рис 3.22).
Складирование теплоизолированных труб диаметром 1020—1220 мм производят штабелями в 2 ряда. Теплоизолированные трубы меньших диаметров укладывают штабелями высотой не более 2,5 м. Для предотвращения раскатывания труб при штабелировании должны быть установлены боковые опоры. В штабеле должны быть уложены теплоизолированные трубы одного типаразмера.
Теплоизолированные трубы должны храниться на ровных площадках, на обрезиненных деревянных прокладках с общей площадью опоры для одной трубы не менее 1 м2. Складирование теплоизолированной трубы непосредственно на грунт или снег запрещается.
Не допускается складирование и хранение продукции в местах, подверженных затоплению водой.
На складе теплоизолированные трубы, предназначенные для надземной прокладки, могут подвергаться воздействию атмосферной среды при температурах в пределах от минус 60°С до плюс 50°С в течение одного го
120
Технология сооружения трубопроводов
да при наличии консервационного покрытия на концевых участках труб и на торцах теплоизоляции.
Теплоизолированные трубы в полиэтиленовой оболочке, предназначенные для подземной прокладки, хранят под навесами, исключающими прямое попадание солнечных лучей на оболочку в условиях 5 (ОЖ4) по ГОСТ 15150 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды», раздел 10. Допускается хранение в условиях 8 (ОЖЗ) по ГОСТ 15150 в течение не более 12 месяцев, включая срок хранения у изготовителя. Монтажные работы и теплоизоляция стыка сварного соединения производятся при подземной прокладке от минус 20°С до плюс 40° С при надземной прокладке от минус 40°С до плюс 40°С.
Элементы трубопровода для участков перехода от подземного способа прокладки к надземному и наоборот, запорная, регулирующая арматура, фасооые изделия, камеры СОД, комплектующие для теплогидроизоля-ции стыков сварных соединений, элементы подвижных и неподвижных опор должны храниться отдельно от труб под навесом при температуре от минус 60°С до плюс 50°С.
Транспортирование термоусаживающихся лент и поставляемых с ними комплектных материалов (компоненты эпоксидного праймера, замковые пластины, термоплавкий или мастичный заполнитель) производится в крытых транспортных средствах, обеспечивающих сохранность транспортной тары и предохраняющих ее от попадания атмосферных осадков в соответствии с правилами перевозки грузов на данном виде транспорта.
Термоусаживающиеся полиэтиленовые муфты должны храниться в отапливаемых складских помещениях или под навесом в заводской упаковке, исключающих попадание прямых солнечных лучей, на расстоянии не менее 1 м от отопительных приборов.
Температура хранения изоляционных материалов — от плюс 10°С до плюс 50°С.
Муфты должны храниться в вертикальном положении высотой не более 1,5 м.
Компоненты эпоксидного праймера должны храниться в герметичных металлических емкостях.
121
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Компоненты ППУ должны транспортироваться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и храниться в отапливаемом помещении при температуре не ниже плюс 10°С.
Комиссия по приемке труб по результатам контроля труб, данных сертификата и маркировки труб, составляет акт освидетельствования качества труб. Освидетельствованию подлежат 100% поступаемых труб.
122
Технология сооружения трубопроводов
g ГЛАВА 4. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ
При строительстве подземных трубопроводов земляные работы включают снятие плодородного слоя почвы, отрывку траншей, подготовку дна траншеи, обратную засыпку трубопровода и рекультивацию земель. Параметры земляных сооружений, применяемых при строительстве магистральных трубопроводов (ширина, глубина и откосы траншеи, сечение насыпи и крутизна ее откосов и др.), устанавливают в зависимости от диаметра прокладываемого трубопровода, способа его закрепления, рельефа местности, грунтовых условий и определяют проектом.
Земляные работы при сооружении магистральных трубопроводов следует производить с учетом требований раздела 3 СНиП Ш-42-80* [90], СНиП 3.02.01-87 [88], раздела 5 СНиП 12-04-2002 [95], раздела 4 ВСН 004-88 [7], ВСН 014-89 [18], СП 104-34-96 [101], ГОСТ 17.5.3.04-83* [25].
4.1. Параметры разрабатываемых траншей
Размеры траншеи (глубина, ширина по дну, крутизна откосов) устанавливаются в зависимости от назначения и диаметра трубопровода, характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий.
В соответствии с указаниями СНиП 2.05.06-85* [87] заглубление трубо-
проводов до верха трубы принимается, не менее: • при условном диаметре менее 1000 мм............ 0,8
• при условном диаметре 1000 мм и более (до 1400 мм). 1,0
• на болотах или торфяных грунтах, подлежащих
осушению.......................................... 1,1
• в песчаных барханах, считая от нижних отметок
межбарханных оснований............................ 1,0
• в скальных грунтах, болотистой местности
при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин....................... 0,6
• на пахотных и орошаемых землях..................... 1,0
• при пересечении оросительных и осушительных
(мелиоративных) каналов........................... 1,1
(от дна канала)
Заглубление нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в дополнение к указанным требованиям должно определяться также с учетом оптималь
123
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
ного режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.
Заглубление трубопровода с балластом определяется как расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.
Заглубление трубопроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на продольную устойчивость трубопроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений.
При откосе траншей Г. 0,5 и круче минимальная ширина траншеи по дну принимается:
• для трубопроводов условным диаметром до 700 мм включительно — D + 0,3 м, но не менее 0,7 м;
• для трубопроводов условным диаметром свыше 700 мм — 1,5D;
• при разработке траншеи траншеекопателями (многоковшовыми) для трубопроводов диаметром до 200 мм D + 0,2 м;
• при укладке отдельными трубами для диаметров до 500 мм D + 0,5 м;
• при укладке отдельными трубами для диаметров от 500 мм до 1400 мм (включительно) D + 0,8 м.
При откосах положе 1:0,5 минимальная ширина траншеи по дну при
нимается:
• для укладки отдельными трубами D + 0,5 м;
• для укладки плетями D + 0,3 м,
где D — условный диаметр трубопровода.
На участках кривых вставок ширина траншеи принимается не менее удвоенной ширины траншеи на прямолинейных участках, с целью облегчения укладки трубопровода в траншею.
Профиль траншеи в соответствии со СНиП 12-04-2002 [95] может быть
различным (рис. 4.1 а, в). Выбор профиля зависит от вида грунта, глубины траншеи, типа применяемых экскаваторов. Так, в суглинках и глинах при глубине траншеи до 1,5 м допускается прямоуголь-
Рисунок 4.1. Профили траншей: а — с вертикальными откосами; б — комбинированная; в — с на-
клонными откосами
124
Технология сооружения трубопроводов
ный профиль с откосами 1:0, в остальных случаях крутизна откосов изменяется от 1:0,25 до 1:1,25 (табл. 4.1). При разработке траншеи траншеекопателями с откосниками формируется комбинированный профиль траншеи (рис. 4.1 б).
Таблица 4.1.
Крутизна откосов траншей
№№ пп Виды грунтов Крутизна откоса (отношение его высоты к заложению) при глубине выемки, м, не более
1,5 3,0 5,0
1 Насыпные неслежавшиеся 1:0,67 1:1 1:1,25
2 Песчаные 1:0,5 1:1 1:1
3 Супесь 1:0,25 1:0,67 1:0,85
4 Суглинок 1:0 1:0,25 1:0,75
5 Глина 1:0 1:0,5 1:0,5
6 Лессовые 1:0 1:0,5 1:0,5
Примечания: 1. При напластовании различных видов грунта крутизну откосов на-зна чают по наименее устойчивому виду от обрушения откоса.
2. К неслежавшимся насыпным относятся грунты с давностью отсыпки до двух лет —для песчаных; до пяти лет — для пылевато-глинистых грунтов.
Обеспечение устойчивости откосов крайне важно во всех случаях, когда работы выполняются в котловане или траншее с вертикальными стенками. При этом всегда возникает вопрос, до какой глубины можно сохранять вертикальный откос без применения ограждающих конструкций.
Согласно СНиП 12-03-2001 [94] перемещение, установка и работа машины, транспортного средства вблизи выемок (котлованов, траншей, канав и т.п.) с неукрепленными откосами разрешаются только за пределами призмы обрушения грунта на расстоянии, установленном организационно-технологической документацией.
При отсутствии соответствующих указаний в проекте производства работ минимальное расстояние по горизонтали от основания откоса выемки до ближайших опор машины допускается принимать по табл. 4.2.
В маловязких грунтах, например, песчаных, котлованы и траншеи необходимо разрабатывать только с наклонными стенками или, если есть необходимость в вертикальном откосе, устанавливать крепления (рис. 4.2).
125
Ф М Мустафин, Л И. Быков, Г Г Васильев
Таблица 4 2.
Рекомендуемые расстояния, а
Глубина выемки, м Грунт ненасыпной
песчаный супесчаный суглинистый глинистый
Расстояние по горизонтали от основания откоса выемки до ближайшей опоры машины, м
1,0 1,5 1,25 1,00 1,00
2,0 3,0 2,40 2,00 1,50
3,0 4,0 3,60 3,25 1,75
4,0 5,0 4,40 4,00 3,00
5,0 6,0 5,30 4,75 3,50
Рисунок 4.2. Рытье траншеи с наклонными откосами одноковшовым экскаватором
В связных грунтах критическая глубина траншеи, на которой удерживается вертикальный откос, будет зависеть от свойств грунта и давления, передаваемого на грунт строительной техникой, и определяется в соответствии с теорией механики грунтов.
126
Технология сооружения трубопроводов
4 2 Выбор землеройной техники и технологии производства работ
Методы разработки траншей определяют в зависимости от заданных размеров и профиля, вида и состояния грунтов, характера рельефа местности, степени обводненности участка, наличия соответствующих комплексов землеройных машин и технико-экономических показателей их применения. Классификация грунтов по трудности их разработки основными землеройными машинами приведена в табл. 4.3.
Основу парка землеройных машин составляют одноковшовые экскаваторы с вместимостью ковша 0,8—1,5 м3, роторные траншейные экскаваторы мощностью 120—240 кВт и бульдозеры-рыхлители мощностью 120—300 кВт.
По принятой традиционной технологии сооружения линейной части магистральных трубопроводов экскаваторы используют преимущественно при разработке траншей, бульдозеры-рыхлители на подготовительных, вспомогательных работах, засыпке траншей и на разработке траншей дифференцированными способами в комплектах с экскаваторами.
Таблица 4.3.
Классификация грунтов по трудности разработки различными машинами
Группа грунтов по трудности разработки
Грунты экскаваторами бульдозерами скреперами грейдерами и автогрейдерами
одноковшовыми многоковшовыми
1 2 3 4 5
Галька и гравий размеров, мм: до 80 более 80 с примесью булыг I II II II II II
Гипс мягкий IV — — — —
Глина: жирная мягкая или насыпная слежавшаяся с примесью щебня, гравия и булыг 10% то же > 10% II III II II II II II I III
127
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г. Васильев
Продолжение табл. 4.3.
моренная с валунами до 30 % IV — III — III
сланевая IV — III — III
твердая IV — III — III
тяжелая ломовая III — III — III
Грунт растительного слоя без корней и с корнями с примесью гравия, щебня или строительного мусора II I I
Лесс: естественной влажности, I II I I I
рыхлый, с примесью гравия и гальки отвердевший IV — III II II
Мел мягкий IV — — — —
Мерзлые грунты песчаные и супесчаные, предварительно разрыхленные II Ill
Мерзлые грунты глинистые и суглинистые, предварительно разрыхленные V III .
Опоки IV — — — —
1 2 3 4 5
Песок всех видов (кроме сухого, сыпучего барханного и дюнного), в том числе с примесью щебня,гравия и гальки I II II II II—III
Скальные грунты, предварительно разрыхленные IV — — — —
Скальные грунты, не требующие разрыхления IV — — — —
Солончак и солонец: мягкий I II I I I
отвердевший ш — III II II
Суглинок легкий и л1 ^совид-ный тяжелый, а также всех
видов с примесью гравия, щебня, булыг и строитель-
ного мусора и II II II II
Супесок всех видов, в том числе с примесью щебня, гравия, строительного мусора или булыг I II II II II
128
Технология сооружения трубопроводов
— Продолжение табл. 4.3.
"То же > 10% I — II — II
’^Строительный мусор: рыхлый и слежавшийся II — III — II
сцементированный III — III — —
Торф: без корней и с корнями толщиной до 30 мм I I I I I
с корнями толщиной более 30 мм III — I I —
Трепел слабый IV — — — —
Чернозем и каштановые земли: естественной влажности I I I I I
отвердевшие II II III II III
Щебень всякий, а также с примесью булыг II — III — —
Пески сухие сыпучие (барханные и дюнные) Вне группы — III Вне группы —
4.2.1. Техническая рекультивация земель
Техническая рекультивация предполагает снятие плодородной почвы перед разработкой траншей (котлованов), сохранение и ее последующее возвращение на место после засыпки траншей (котлованов).
Рекультивация плодородного слоя почвы при строительстве магистральных трубопроводов производится по двум схемам:
• рекультивация плодородного слоя почвы с размещением отвала на полосе отвода;
• рекультивация плодородного слоя почвы с вывозом почвы за пределы полосы отвода.
Параметры строительной полосы при выполнении рекультивации бульдозером приведены на рис. 2.9 и в табл. 2.6.
Общая ширина строительной полосы лимитируется СН 452-72 [85].
Техническая рекультивация строительной полосы трубопроводов, площадей под сосредоточенные объекты осуществляются в соответствии с требованиями раздела проекта «Охрана окружающей среды» в процессе
129
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
строительства трубопроводов в сроки, устанавливаемые землепользователями.
В проектных решениях по технической рекультивации земель в соответствии с условиями предоставления земельных участков в пользование и с учетом почвенно-грунтовых условий определяются:
• ширина полосы по трассе трубопровода и площади сосредоточенных объектов, на которых необходимо проведение технической рекультивации;
• толщина снимаемого плодородного слоя почвы;
• место расположения отвала для временного хранения плодородного слоя почвы;
• способ снятия и перемещения плодородного грунта в отвал;
• объем и способы вывозки лишнего минерального грунта после засыпки трубопровода;
• способы возвращения и планировки плодородной почвы.
Плодородный слой почвы толщиной 20—40 см в немерзлом состоянии снимают бульдозером. Для снятия плодородного слоя почвы в мерзлом состоянии используют роторные экскаваторы или бульдозеры-рыхлители.
Плодородный слой почвы снимают и перемещают в отвал хранения на расстояние, обеспечивающее раздельное размещение отвала минерального грунта, не допуская перемешивания его с плодородной почвой.
В случае необходимости прокладки для осушения участка трассы дренажных канав, колодцев или водосборников плодородный слой почвы и минеральный грунт укладывают по разные их стороны.
При сооружении временных дорог по сельхозугодиям плодородный слой почвы снимают со всей полосы дорожного строительства с перемещением его в отвалы временного хранения.
Работы по возвращению плодородной почвы выполняют только в теплое время года.
При наличии мощного плодородного слоя почвы (глубиной более 1 м) по требованию землепользователя снятие плодородной почвы может производиться в два этапа: сначала верхнего слоя почвы с укладкой его в отдельный отвал, затем нижнего (потенциально-плодородный грунт) слоя с укладкой его также в отдельный отвал.
При засыпке трубопровода сначала используют минеральный грунт, затем потенциально-плодородный грунт и затем — плодородную почву. Если требуется вывозка излишнего грунта, то это делается за счет минерального грунта.
130
Технология сооружения трубопроводов
После завершения работ в карьере так же производят рекультивацию. Для этого заполняют выработки минеральным грунтом, вытесняемым сооружаемым трубопроводом и другими объектами, и возвращают на него плодородный слой почвы, либо планируют откосы выработки до уклонов обеспечивающих их устойчивость. Впоследствии откосы покрывают плодородным слоем почвы и засевают многолетними травами.
4.2.2. Разработка и засыпка траншей в нормальных условиях
Перед разработкой траншеи на полосе строительства выполняют вдольтрассовые проезды, полосу строительства расчищают, указатели пикетов выносят за край строительной полосы. Продукты расчистки — валуны, пни, порубочные остатки удаляют за пределы строительной полосы. При этом они не должны засорять прилегающее к строительной полосе пространство.
Кроме очистки строительной полосы и разработки полок в горных условиях должны быть проведены работы, исключающие возможность падения на строительную полосу скальной породы и оползней (рис 4.3)
Рисунок 4 2 Разработка траншеи одноковшовым экскаватором в горах
131
Ф.М Мустафин, Л И. Быков, Г.Г. Васильев
К началу работ по рытью траншеи должны быть получены:
• письменное разрешение на право производства земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций, выданное организацией, ответственной за эксплуатацию этих коммуникаций;
• наряд-задание экипажу экскаватора (если работы выполняются совместно с бульдозерами и рыхлителями, то и машинистам этих машин) на производство работ.
Перед разработкой траншеи воспроизводят разбивку ее оси, а на вертикальных кривых разбивку глубины через каждые 2 м геодезическим инструментом, для облегчения рытья траншеи по проекту.
Грунт, вынутый из траншеи, как правило, укладывают в отвал с одной стороны траншеи, на безопасном расстоянии от бровки (не ближе 0,5 м от бровки), оставляя другую сторону свободной для передвижения транспорта и производства монтажно-укладочных работ (рабочая полоса). Разрешается укладывать отвал на рабочую полосу в стесненных условиях, с последующей его планировкой для прохода техники.
К моменту укладки трубопровода дно траншеи должно быть очищено от веток и корней деревьев, камней, обломков скальных пород, мерзлых комков, льда, огарков электродов и других предметов, которые могут повредить антикоррозионное покрытие, и выровнено в соответствии с проектом.
Земляные работы должны выполняться с соблюдением допусков, приведенных в табл. 4.4.
Таблица 4.4.
Допуски на земляные работы
Допуск Величина допуска (отклонение)
Плюс Минус
Отклонение отметок при планировке полосы для работы роторных экскаваторов 5 см 10 см
Ширина траншеи по дну 20% 0
Половина ширины траншеи по дну по отношению к разбивочной оси 15% 5%
Отклонение отметок дна траншеи от проекта (с учетом подсыпки) 5 см 10 см
Общая толщина слоя засыпки грунта над трубопроводом 20 см 0
Высота насыпи над трубопроводом (в плотном состоянии) 20 см 0
132
Технология сооружения трубопроводов
Необходимость временного крепления стенок траншеи и котлованов устанавливается проектом, как указано выше, в зависимости от глубины выемки, состояния грунта, гидрогеологических условий, величины и характера временных нагрузок на берме и других местных условий.
4 2.2.1. Разработка траншей одноковшовым экскаватором
Разработка траншеи одноковшовым экскаватором выполняется:
• на участках с выраженной холмистой местностью (или сильно пересеченной), прерывающейся различными (в том числе водными) преградами;
• на участках кривых вставок трубопровода;
• в грунтах с включением валунов и в скальных грунтах;
• на участках повышенной влажности;
• в обводненных грунтах.
Рисунок 4.4. Схема разработки траншеи одноковшовым экскаватором: 1 — экскаватор; 2 — смонтированный трубопровод; 3 — ось траншеи; 4 — отвал грунта; 5—дно траншеи
Рисунок 4.5. Разработка траншеи в частично мерзлых грунтах одноковшовым экскаватором
133
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 4 6 Разработка скального грунта бульдозером-рыхлителем
Разработка траншеи производится экскаватором торцевым забоем при движении его по оси траншеи с соблюдением проектных отметок дна траншеи и откосов.
Грунт, разрабатываемый послойно (рис. 4.4), из
верхних слоев должен укладываться в отдаленные части
отвала с постепенным приближением зоны разгрузки к бровке откоса.
Вынутый из траншеи и уложенный в отвал грунт следует размещать на расстояние не менее 0,5 м от бровки траншеи (рис. 4.5).
В грунтах немерзлых и сезонномерзлых с валунами и крупными каменистыми включениями разработку траншей следует производить дифференцированными способами комплектами из мощных бульдозеров и одноковшовых экскаваторов. Рыхление крупных валунов следует выполнять механическим способом (рис. 4.6).
4.2.2.2. Разработка траншей роторным экскаватором
Траншеи для магистральных трубопроводов в нормальных гидрогеологических условиях на прямолинейных и криволинейных участках по упругому изгибу в грунтах до V категории включительно в немерзлых и сезонно-мерзлых грунтах с незначительным объемом каменистых включений диаметром до 200 мм и отдельными валунами целесообразно разрабатывать более производительными роторными траншейными экскаваторами (ЭТР). Для увеличения темпов траншею следует разрабатывать двумя экскаваторами последовательными проходами.
Работы по разработке траншеи проводятся в соответствии со схемой производства работ (рис. 4.7).
Заданное положение траншеи следует соблюдать особенно тщательно на криволинейных участках с радиусом естественного изгиба.
134
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 4.7 Схема производства работ по разработке траншеи роторным экскаватором 1 — ось трубопровода, 2 — экскаватор, 3 — ось траншеи, 4 — отвал грунта
Рисунок 4.8. Разработка траншеи роторным экскаватором
Разработка траншейными экскаваторами в связных грунтах (суглинках, глинах) траншей с вертикальными стенками без крепления допускается на глубину не более Зм. В местах, где требуется пребывание рабочих, должны устраиваться крепления откосов траншей и котлованов (рис. 4.8).
При производстве работ по разработке выемок состав контролируемых показателей, допустимые отклонения и методы контроля принимаются в соответствии со СНиП 3.02.01-87 [88].
4.2.2.3. Дифференцированные методы разработки траншей
В наиболее благоприятных условиях (при коэффициенте сменности 1,4) дневная производительность разработки траншей под трубопроводы диаметрами 1020—1220 мм достигает роторным экскаватором 500 м, одноковшовым экскаватором 100 м. Каждый из применяемых экскаваторов в отдельности не может обеспечить высокие темпы строительства при большой глубине траншеи, поэтому используют различные схемы разработки и комплекты машин [112].
135
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
Рисунок 4.9. Профили траншей, разрабатываемых дифференцированно бульдозером и одноковшовыми экскаваторами: а — пионерная траншея глубиной до 0,9 м разрабатывается продольными проходами бульдозера-рыхлителя; б — пионерная траншея глубиной более 0,9 м разрабатывается продольными проходами бульдозера-рыхлителя; в — пионерная траншея разрабатывается поперечными проходами бульдозера рыхлителя (размеры в м)
Рисунок 4.10. Поперечное сечение траншей, разрабатываемых роторными экскаваторами дифференцированным способом: а — пионерная траншея шириной В1 = 1/2 В2; глубиной Н2 = Н1; площади сечений Fl ~ F2; б — пионерная траншея шириной Bl = В2; глубиной Н2 = 1/2 Н1; площади сечений Fl ~ F2; в — пионерная траншея шириной Bl < В2; глубиной Hl < Н2; площади сечений Fl ~ F2;
I—разработка пионерной траншеи первым роторным экскаватором; II—разработка траншеи до проектных размеров вторым роторным экскаватором
136
Технология сооружения трубопроводов
Для повышения темпа земляных работ в 1,5—3 раза рекомендуются три дифференцированных способа разработки траншей при следующих комплектах машин:
• для первого способа — одноковшовые экскаваторы и бульдозеры;
• для второго способа — роторные экскаваторы и бульдозеры;
• для третьего способа — роторные экскаваторы с разными роторами (рис. 4.9,4.10).
Эффективность, например, первого дифференцированного способа разработки траншеи подтверждается графиком расчета производительности, приведенном на рис. 4.11.
Рисунок 4.11. Изменение линейной производительности одноковшового экскаватора ЭО 4121 в зависимости от глубины пионерной траншеи (НБ), разрабатываемой бульдозером: для экскаватора с ковшом вмес-тимостью 1 м;
для экскаватора с ковшом вмес---------- тимостью 0.65 м:;
I — для всех групп грунтов в %; 2—3 — для грунтов 1 группы; 4—5—для грунтов II группы; 6—7 для грунтов III группы; 8—9 — для грунтов IV группы; 10—11 — для грунтов V группы; 12—13 —для грунтов VI группы
4.2.2.4. Засыпка уложенного трубопровода
До начала работ по засыпке уложенного трубопровода необходимо:
• проверить проектное положение трубопровода и его прилегание ко дну траншеи;
• проверить качество и в случае необходимости отремонтировать изоляционное покрытие;
• провести предусмотренные проектом работы по предохранению изоляционного покрытия от механических повреждений;
• устроить подъезды для доставки и присыпки грунта;
• получить письменное разрешение на засыпку уложенного трубопровода;
• выдать наряд-задание на производство работ машинисту.
137
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 4.12. Засыпка трубопровода бульдозером
Засыпка тру. бопровода производится непосредственно после укладочных работ, балластировки или закрепления его анкерными устройствами. При засыпке трубопровода обеспечивают: целостность труб,противокоррозионного,
теплового и защитного покры-
тий, а также противоэрозионных перемычек (рис. 4.12 и 4.13).
При засыпке над трубопроводом на нерекультивируемых землях делают грунтовый валик с учетом его осадки до уровня поверхности земли в процессе уплотнения грунта.
Засыпка уложенного трубопровода диметром 500 мм и более в сухих грунтах должна вестись с послойным его уплотнением для исключения пазух и избежания чрезмерной овализации труб. Овализация не должна превышать 2,5%. В противном случае не обеспечивается проход внутритрубных диагностических приборов.
Способы рекультивации зе-
Рисунок 4.13. Засыпка трубопровода тран- мель в заповедниках, заказни-
шеезасыпателем
ках согласовываются с органа-
138
Технология сооружения трубопроводов
ми самоуправления, а на пахотных землях ._с землепользовате-
лями.
На рекультивируемых землях засыпка трубопровода производится без устройства валика над трубопроводом.
Валик грунта, на лесных участках после засыпки трубопровода не должен иметь древесных остатков.
Засыпку трубопровода бульдозерами рекомендуется выпол
Рисунок 4.14. Схема засыпки уложенного в траншею трубопровода косыми проходами
нять косопоперечными проходами с целью исключения прямого динамического воздействия падающих комьев грунта на трубопровод. Необходимо, чтобы подаваемый из отвала грунт как бы скользил по уже созданной наклонной плоскости (рис. 4.14). При наличии горизонтальных кривых на трубопроводе вначале засыпают криволинейный участок, а затем прилегающую часть. Засыпку криволинейного участка начинают с середины, двигаясь поочередно к его концам. На участке с вертикальными кривыми трубопровода (в оврагах, балках, на холмах и т.п.) засыпку производят сверху вниз.
После засыпки трубопровода минеральный грунт на рекультивируемых землях в летнее время уплотняют многократными проходами гусеничных тракторов или пневмокатков. Уплотнение грунта производят до заполнения трубопровода транспортируемым продуктом. По уплотненному грунту осуществляют укладку и планировку ранее снятого плодородного слоя почвы.
При наличии горизонтальных кривых на трубопроводе вначале засыпается криволинейный участок, а затем остальная часть. Причем засыпку криволинейного участка начинают с середины его, двигаясь поочередно к его концам.
139
Ф М Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
Рисунок 4.15. Устройство перемычек в траншее на горных участках
На участках с вертикальными кривыми трубопровода (в оврагах балках, на холмах и т.п.) засыпка производится сверху вниз.
Засыпка уложенного в траншею трубопровода экскаватором осуществляется в тех случаях, когда работа бульдозера невозможна (болота, стесненные условия). В этом случае экскаватор перемещается по монтажной полосе или спланированному отвалу грунта.
На участках захлестов засыпку выполняют таким образом, чтобы перемещение бульдозера, а следовательно, и направление отсыпки осуществлялось с двух сторон (по длине не менее 300 м) к границамразры-ва, необходимого для монтажа трубопровода.
При засыпке трубопровода грунтом, содержащим мерзлые комья,
Рисунок 4.16. Засыпка забалластированного трубопровода
140
Технология сооружения трубопроводов
щебень, гравий и другие включения размером более 50 мм в поперечнике, изоляционное покрытие следует предохранять от повреждений присыпкой мягким грунтом на толщину 20 см над верхней образующей трубы или устройством защитных покрытий, предусмотренных проектом.
На продольных уклонах трубопровод засыпают с помощью бульдозера, который перемещается с грунтом сверху вниз под углом к траншее, а также с помощью траншеезасыпателя сверху вниз с обязательным его яко-рением на уклонах крутизной свыше 15°.
Для предотвращения размыва грунта на крутых продольных уклонах (обычно длиной более 150 м) засыпку производят после устройства перемычек в траншее (рис. 4.15).
Способы засыпки трубопровода на болотах I и II типов, выполняемых в летнее время, зависят от структуры болота. На болотах с несущей способностью более 0,01 МПа засыпку производят бульдозерами и экскаваторами на уширенных гусеницах или одноковшовыми экска-
Рисунок 4.17. Присыпка трубопровода измельченным грунтом
Рисунок 4.18 Устроиз. тви подсыпки из измельченного грунта на дне траншеи
141
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 419 Контроль качества земляных работ и глубины траншеи мерной рейкой
ваторами, работающими с перекидных еланей, щитов или пеноволокуш. Полученный при засыпке избыточный грунт укладывают в надтраншейный валик, высоту которого определяют с учетом осадки. Если грунта для засыпки траншеи недостаточно, его следует разрабатывать экскаватором из боковых резервов, которые закладываются от оси траншеи на расстоянии не менее трех ее глубин.
Засыпку на болотах III типа в летний период производят экскаваторами, установленными па понтонах. Также на болотах III типа трубопровод после укладки на твердое основание можно не засыпать.
Засыпку траншеи па болотах, промерзших в зимнее время и имеющих достаточную несущую способность, осуществляют так же, как при засыпке траншей в обычных грунтах.
Засыпку трубопровода осуществляют непосредственно вслед за укладочными работами (рис. 4.16).
В скальных, каменистых, щебенистых, сухих комковатых и мерзлых грунтах присыпка трубопровода должна выполняться мягким грунтом. Допускается по согласованию с проектной организацией и заказчиком заменять присыпку мягким грунтом сплошной надежной защи
142
Технология сооружения трубопроводов
той трубопровода, выполненной из негниющих, экологически чистых материалов.
Для присыпки трубопровода более предпочтительным и в определенных условиях экономически оправданным является использование ранее вынутого из траншеи грунта или горной породы путем их просеивания. Для этого используют вибросита или специальные самоходные установки для просеивания отвала грунта и присыпки трубопровода мелкофракционным грунтом.
При недостатке в отвале мелких фракций грунта для присыпки трубопровода машины могут оснащаться дробилками.
Они набирают грунт из отвала, сортируют его, при необходимости, измельчают и транспортируют в траншею, осуществляя присыпку трубопровода (рис. 4.17). Такие машины выпускаются фирмами «Laurini» (Италия), «Ozzie's Padder» (Германия), «Ground Force» (США), «Superior» (США) и др.
В последние годы разработаны специальные машины для дробления скального грунта непосредственно на дне траншеи. Малогабаритные дробильные установки, двигаясь по дну траншеи, измельчают грунт, оставляя за собой на дне траншеи слой однородной измельченной породы (рис. 4.18).
В целях оптимизации движения и для повышения производительности эти машины оборудованы системой дистанционного управления. Это значительно улучшает условия труда машиниста. Обзор места работы можно осуществлять с любой удобной точки с подветренной стороны. Возникающее при работе механизмов пылевое облако не препятствует проведению визуального контроля.
В ходе выполнения земляных работ выполняется пооперационный контороль качества (рис. 4.19), а завершение работ оформляется соответствующими актами.
4.2.3. Особенности производства работ зимой
Перед началом земляных работ в зимнее время снег с полосы будущей траншеи удаляют на коротком фронте во избежание промерзания грунта.
Во избежание заноса траншей снегом и смерзания отвала грунта при работе зимой разработка траншей в задел не рекомендуется. Технологический задел между землеройной и изоляционно-укладочной колон
143
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
нами должен быть не более суточной производительности укладочной колонны.
Устройство траншей на участках трассы с большой глубиной промерзания грунта и крепостью, целесообразно осуществлять роторными траншейными экскаваторами без откосников.
В других случаях (в сезонно мерзлых грунтах) разработку траншей ведут одноковшовыми экскаваторами с предварительным рыхлением мерзлого грунта.
Грунт рыхлят механическим способом и рыхлителями. Многолетнемерзлые грунты рыхлят буровзрывным способам.
Основные параметры взрыва, полученные расчетным путем, подлежат уточнению опытным взрыванием.
144
Технология сооружения трубопроводов
ГЛАВА 5. СВАРОЧНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ
5 1 Основные методы организации сварочно-монтажных работ на трассе
При календарном планировании строительства магистральных трубопроводов производится увязка работ во времени и пространстве. Механизм (правила увязки, согласования) работ во времени и пространстве определяет метод организации работ. Выделяются поточные и непоточные методы. Поточный метод обеспечивает непрерывный и равномерный выпуск продукции, а также непрерывное и равномерное использование трудовых и материально-технических ресурсов.
Наиболее характерным признаком для всех предлагаемых вариантов поточной организации работ является наличие специализированных бригад, которые выполняют различные виды работ. Однако этого признака недостаточно, обязательным является наличие совмещения выполнения разнотипных работ на общем фронте. Общим фронтом может быть участок трубопровода или целый трубопровод. По организационным, технологическим и другим соображениям он подразделяется на частные фронты для выполнения работ одного вида.
В зависимости от уровня календарного планирования в качестве частного фронта могут приниматься захватки, участки трубопровода и целые объекты.
В случае, когда на общем фронте одновременно выполняются разные виды работ (совмещение разнотипных работ), методы организации работ называются поточными, при отсутствии таких работ — непоточными. Степень совмещения разнотипных работ может быть различна. Непоточные подразделяются в свою очередь на последовательные и параллельные методы организации работ.
Рисунок 5.1. График организации работ последовательным методом: а — с разбивкой общего фронта на частные; б — без разбивки
145
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Последовательный метод предусматривает последовательное (без совмещения) выполнение разнотипных работ на участке строительства L и последовательное выполнение однотипных работ на общем фронте (рис. 5.1)
Рисунок 52 График организации работ параллельным методом
Параллельный (участковый) метод организации работ предусматривает одновременное(параллельное) выполнение однотипных работ и последовательное выполнение разнотипных работ (рис. 5.2). При последова-
Рисунок 54 График организации работ поточным методом поточной организации работ
Рисунок 53 График параллельно-последовательной организации работ
тельном развертывании работ на частном фронте наблюдается параллельно-последовательная организация работ (рис. 5.3). Параллельный метод организации работ может использоваться при наличии большого количества универсальных ресурсов. Применение этого метода при синхронной работе
Рисунок 55 График параллельно-поточной организации работ
может дать значительное сокращение сроков строительства.
Как сказано выше, при одновременном выполнении различных видов работ на общем
фронте имеют место поточные методы организации работ (рис. 5 4). Ес-
ли при этом еще и осуществляется параллельное выполнение некоторых однотипных работ, метод называется параллельно-поточным (рис 5.5).
146
Технология сооружения трубопроводов
Для поточных методов характерна специализация ресурсов по всем видам работ, разбивка общего фронта на частные фронты работ Поточные методы в настоящее время являются наиболее распространенными во всех областях строительства. К особенностям поточных методов относятся:
• специализация ресурсов, создающая условия для комплексной механизации работ, эффективного использования машин и механизмов, повышения производительности труда и качества работ, квалификации исполнителей;
• постепенный ввод в строй готовых участков дорог, позволяющий их использовать как для нужд строительства, так и для транспорта общего назначения;
• наименьшие по сравнению с другими методами сроки строительства при одинаковых ресурсах;
• повышение ответственности всех занятых в потоке исполнителей, культура производства, оперативное руководство.
Обязательность применения поточного метода при строительстве трубопроводов закреплена в нормативной литературе (СНиП 12-01-2004 [93],
Рисунок 5 6 Выполнение сварочно-монтажных работ поточным методом (проект Сахалин-2, 2005г)
147
Ф.М, Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
СНиП 3.06.03-85 [89]). Имеющиеся методики календарного планирования ориентированы на применение поточного метода. В связи с этим далее будут рассматриваться только поточные методы организации работ (рис 5.6).
Важным параметром потоков является ритм t — время выполнения работы данного вида на частном фронте. В зависимости от ритмов различных видов работ потоки подразделяются на: ритмичные, разноритмичные, неритмичные.
Ритмичный поток имеет одинаковые ритмы всех видов работ на всех частных фронтах, т.е. для ритмичного потока выполняется условие при всех т = 1,..., лит = пг.
Т:; = Т = COnst,
‘J
где Xjj— ритм /-го вида работ на /-м частном фронте; т — общий ритм всего потока; п — число частных фронтов работ; т — число видов работ.
Разноритмичный поток имеет одинаковые ритмы однотипных работ на всех частных фронтах, но ритмы различных видов работ разные при г=1,..., п
^ijq = V = COnS^ ^jq * Xjk
где Xjjq, tjk — ритмы q-го и С-го видов работ.
Неритмичный поток имеет разные ритмы однотипных работ и различных видов работ при t - 1,..., п и t = 1,..., m:
^ijq * Xigj *
Характер увязки работ в потоке определяется ограничениями, задаваемыми различными временными связями. Различают следующие виды связи, которые необходимо учитывать при проектировании организации работ:
ресурсная— между двумя смежными работами, выполняемыми одним и тем же ресурсом. Обычно это связь между двумя работами одного вида, выполняемыми на смежных частных фронтах. Но в том случае, когда одним и тем же ресурсом выполняются разные виды работ, эта связь может быть и между разнотипными работами. Ресурсную связь характеризует непрерывность использования ресурсов. Растяжение этой связи показывает величину простоя соответствующих ресурсов. При нулевом растяжении они используются непрерывно, без простоев;
фронтальная— между двумя смежными разнотипными работами, выполняемыми на одном и том же частном фронте. Растяжение этой связи характеризует непрерывность производства работ на фронте. Величина
148
Технология сооружения трубопроводов
стяжения показывает время простоя соответствующего частного фронта При нулевом растяжении работы ведутся на данном частном фронте без перерывов;
ранговая_между двумя разнотипными работами, выполняемыми на
смежных захватках. Отражает степень одновременности начал (прямая ранговая связь) или окончаний (обратная ранговая связь) работ одного ранга. Работы с одинаковыми порядковыми номерами, определенными по самой протяженной цепи предшествующих работ, относятся к одному
рангу;
специальная— между двумя любыми работами, отражающая какие-либо ограничения или особые условия, которые необходимо выполнить при производстве этих работ. Эти условия могут возникать по технологическим, организационным и прочим причинам.
Для условий трубопроводного строительства наибольший интерес представляют 3 метода: с непрерывным использованием ресурсов (иногда называют строительным потоком); с непрерывным освоением фронтов работ (промышленный поток); метод сетевого планирования. Каждый из этих методов позволяет выдержать одно из трех требований, иметь минимальный: срок строительства, простой ресурсов, простой фронта работ.
При организации работ с непрерывным использованием ресурсов на объекте не будет простоя ресурсов, однако продолжительность строительства при этом нередко оказывается больше, чем при методах с непрерывным освоением фронтов или с критическими путями, где имеют место простои фронтов.
При организации работ с критическим путем, выявленным при ресурсных и фронтальных связях, чаще будет получен минимальный срок строительства объекта, однако могут иметь место простои как ресурсов, так и фронтов работ. Иначе этот метод можно было бы назвать методом с гарантированной минимальной продолжительностью строительства.
Рассмотренные методы организации работ определяют правила увязки работ во времени и пространстве, т.е. содержание методик расчета, по которым разрабатываются календарные планы. Однако для выполнения этих расчетов и для наглядного отображения запроектированной организации работ необходимы какие-то формы — модели организации работ. Модели должны наглядно и удобно отражать три параметра: вид, место, время выполнения работ. Модели могут быть: описательными, табличными, графическими, физическими, экономико-математическими и т.д. Наи
149
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
большее распространение при календарном планировании получили графические и табличные, в частности, матричные модели.
Технологический процесс электроконтактной сварки оплавлением как при трассовом, так и при базовом способе происходит циклически. Все операции при сборке и сварке каждого стыка повторяются Поэтому удобно показать все операции, составляющие цикл сварки, и их последовательность графически, в виде циклограммы в осях «время-операция»
Подобные циклограммы строятся на основании хронометрирования процесса сварки. Длительность этого цикла сварки и отдельных его элементов зависят от ряда причин, а именно: от конструкции машин, диаметра и толщины стенки трубы, от точности геометрических размеров труб и т.д.
Аналогичным образом составляется циклограмма для других методов производства сварочно-монтажных работ с применением ручной электро-дуговой сварки (табл. 5.1).
В том случае, когда необходимо увеличить производительность сварочно-монтажных работ, осуществляют расчленение процесса сварки на отдельные операции (рис. 5.7).
Рисунок 5 7 Потолочная сварка стыков ручной электродуговой сваркой
150
Технология сооружения трубопроводов
Таблица 51
Циклограмма монтажа трубопровода с применением ручной сварки
Операции Цикл сборки (мин) при диаметре труб, мм
1420 1220 1020 720 530 325
Присоединение и отсоединение штанги внутреннего центратора (ВЦ) 1 1 1 1 1 1
Передвижение ВЦ и установка его в конце секции 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
Строповка, подвоз и установка секций на штангу 4 4 4 4 4 4
Зачистка кромок стыка 3 2,5 2 1,5 1 1
Установка и снятие кольцевых горелок 2 1,5 1 1 0,5 0,5
Подогрев концов секции Установка секций на 2 2 2 2 2 2
центратор, центровка 3 3 2 2 2 2
Сварка корневого слоя шва электродами с основным покрытием с выполнением внутренней подварки 32,5 27 21,5 18 11,5 6,8
итого 49 42,5 35 31 23,5 18,8
Монтаж и сварку неповоротных стыков трубопроводов выполняют в основном четырьмя методами
Первый метод используют при небольших объемах работ и малых диаметрах труб (325—530 мм). Нитку трубопровода наращивают из отдельных труб или секций с выполнением всех слоев шва одним сварщиком.
Существенным недостатком этого метода сварки является низкая производительность, которая обусловлена применением данного типа электродов, необходимостью перехода с одной стороны стыка на другую, а также перетаскиванием сварочного кабеля и инструмента
Второй метод применяют при больших объемах работ и сварке трубопроводов значительных диаметров. Обычно одна пара сварщиков работает со сборщиками на сборке и сварке корневого слоя шва, а остальные две пары сварщиков сваривают каждый свой стык до конца, начиная со второго слоя.
151
Ф М Мустафин Л И Быков Г Г Васильев
Рисунок 5 8 Потолочная сварка стыков ручной электродуговой сваркой
Третий метод — поточно-групповой — применяют при очень больших объемах работ Сборочно-сварочная бригада до 48 чел делится на три звена, выполняя подготовительные работы, сборку стыка, сварку корневого слоя и последующих слоев
Четвертый метод — сборки и сварки стыков магистральных трубопроводов (поточно-расчлененный) При этом методе организации работ каждое звено действует по тщательно разработанной технологической схеме (рис 5 8)
5 2 Технологический граф производства сварочно-монтажных работ
Организационно-технологическая схема сварочно-монтажных работ при строительстве линейной части магистрального трубопровода предусматривает целый ряд последовательных технологических процессов и операций
Начинают работу с приемки труб в местах поставки их железнодорожным или водным транспортом
152
Технология сооружения трубопроводов
Далее осуществляют транспортировку труб на трубосварочную базу (ТСБ) или непосредственно на трассу строящегося трубопровода в соответствии со схемой (рис 5 9)
Проводят складирование труб (или секций) с выполнением погрузки и разгрузки труб (или секций) Осуществляют сварку секций труб на ТСБ или сварку неповоротных стыков труб (или секций) непосредственно на трассе сооружаемого трубопровода
Моделью возможных вариантов организационно-технологических схем (ОТС) служит ориентированный технологический граф G— (V, D, Г) сварочно-монтажных работ, где V— множество вершин графа, D— множество дуг графа, а отображение /"устанавливает соответствие между дугами и связанными ими упорядоченными парами вершин В графе G выделена начальная вершина Go и совокупность Vo конечных вершин Тогда
Рисунок 5 9 Схема транспортировки труб и секций на трассу
153
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
ОТС — это любой составленный из разных вершин и разных дуг путь соединяющий начальную вершину Goc одной из конечных вершин G у
В качестве критерия эффективности организационно-технологической схемы, определяемой вершинами (Go, ..., и дугами ак) соединяющими эти вершины, используют минимальные затраты, которые вычисляются по формуле:
к
1=1
где /7,— затраты на производство работ, моделируемых дугой а; схемы.
Сравнению по экономическим критериям подлежат варианты, обеспечивающие синхронизацию производства сварочно-монтажных работ со всеми остальными работами, выполняемыми в составе комплексного технологического потока (КТП). Условием синхронизации является:
Р > Р
где Рс„ — производительность сварочно-монтажных работ в линейных единицах (км/см); Рв — производительность ведущего вида работ.
Условие синхронизации может быть представлено также следующим образом:
Р > Р
Ртр=-4г-’
1=1
где Ртр — требуемая производительность КТП, км/см; L — протяженность участка трассы, км; Т— продолжительность производства работ основного технологического цикла, см; Дь—суммарная величина технологических сближений между работами, выполняемыми в основной период.
Обеспечение строительства оптимальным количеством технологического транспорта и рациональное его использование оказывают значительное влияние на затраты при сооружении магистральных трубопроводов.
Выбор рациональных схем перевозок, позволяющих сократить встречные перевозки, организация работ по вывозке труб и секций труб «на себя», сокращение простоев транспорта, полное его использование с учетом условий строительства определяет основные показатели экономичной работы.
154
Технология сооружения трубопроводов
Эффективность транспортной работы определяется правильным выбором определенных типов машин с учетом диаметра трубопровода, позволяющим обеспечить их более полную загруженность, проходимость по данной местности, необходимый темп линейных монтажных работ, надежность технологического цикла. Эффективность работы повышается с увеличением грузоподъемности плетевозов.
Влияние загрузки плетевозов на эффективность определяется коэффициентом загрузки, определяемым отношением грузоподъемности плете-воза к массе труб.
Эффективность работы технологического автотранспорта будет выше в случае:
• производства работ без ТСБ;
• сооружения трубопроводов из труб малых диаметров;
• работы однотипных марок машин;
• высокого уровня организации погрузки, выгрузки и увеличения коэффициентов оборачиваемости трубоплетевозов.
Коэффициент оборачиваемости определяется состоянием дорожной сети, сокращением простоев автомашин и может изменяться в широких пределах (от 0,6 до 1).
Необходимое число трубовозов или плетевозов является функцией темпа монтажных работ и определяется по формуле:
NT
ПРЧ
где Q— масса 1 км труб, т; Пр — кол-во рейсов; q — грузоподъемность машины, т;
rjiKM
ПР=~ 1 р
где Ту — продолжительность монтажа 1 км трубопровода на трассе, ч; tp— время рейса, ч;
гр км А м ~Тр~’
1
где А — число труб в 1 км трубопровода, А - 87; Р„— темп колонны, сты-ков/ч; п — число труб в секции.
В случае использования плетевозов разных марок общее число машин определяется как сумма отдельных марок:
155
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
где tni, tpi — время погрузки и разгрузки /-го трубоплетевоза, мин; ic — среднее расстояние перевозки, км; Vc — средняя скорость /-го автомобиля, км/ч; Коэффициенты:
8 — удлинения дорог, характеризующийся отношением протяженности дороги по схеме к реальной протяженности; /3 — организационно-технологических перерывов; Ко— оборачиваемости; а— использования парка машин; у— загрузки; b — встречных перевозок.
Затраты на перевозку труб и секций труб в большой степени зависят от выбора железнодорожных станций и причалов для приема труб и расположения трубосварочных баз вдоль трассы.
Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы
В состав погрузочно-разгрузочных и транспортных работ входят:
• выгрузка труб из ж/д вагонов;
• транспортировка труб на ТСБ или в места складирования;
• складирование труб на прирельсовой площадке и секций труб на ТСБ;
• погрузочно-разгрузочные работы на ТСБ и трассе.
В табл. 5.2 приведены весовые характеристики труб различных диаметров и толщины стенок.
Таблица 5.2.
Весовые характеристики труб
Диаметр и толщина стенки трубы, мм Масса труб (т) при длине, м
12,0 11,5 11,0 10,5
720x11 2,3 . 2,12 2,06 2,0
820x9 2,16 2,07 1,98 1,89
820x11 2,64 2,53 2,42 2,31
1020x11 3,28 3,15 3,01 2,83
1020x14 4,16 4,0 3,82 3,64
1220x12,5 4,5 4,32 4,12 3,9
1220x15,2 5,35 5,12 4,9 4,67
1420x20,5 8,4 8,05 7,70 7,35
156
Технология сооружения трубопроводов
Погрузочно-разгрузочные, грузоподъемные и транспортные средства выбираются в зависимости от весовых характеристик применяемых труб.
В табл. 5.3 приведены типы и потребность машин и механизмов для погрузочно-разгрузочных работ и транспортных работ в зависимости от района строительства трубопроводов при заданном темпе производства работ.
При определении темпа производства транспортных работ учитывают:
1. Среднюю скорость трубовозов, которая составляет: для ПВ-95, ПВ-96, ПВ-204 — 20 км/ч, ПТК-252 — 18 км/ч, ПВ-301 — 25 км/ч, ПТ-301, ПТГ-251 — 5 км/ч.
2. Длину ездки трубовозов: при перевозке труб — 30 км, при перевозке секций для автомобильного транспорта и колесных тракторов — 50 км.
3. Гусеничный транспорт осуществляет доставку 30% общего количества секций на расстояние 10 км от склада к месту строительства.
Выгрузку труб из железнодорожных вагонов осуществляют по схемам: вагон — склад — трубовоз или вагон — трубовоз.
Первая схема применяется при массовом поступлении труб и ограниченном количестве трубовозов.
Вторая схема применяется при достаточном количестве трубовозов или ограниченной прирельсовой площадке.
Таблица 5.3.
Потребность машин и механизмов для строительства трубопроводов
Машины и механизмы Количество машин при диаметре трубопровода (мм) и темпе работ, км/сут
57--426 530—820 1020 1220 1420
0,75 0,65 0,55 0,45 0,35
В центральных районах Европейской части России
1 2 3 4 5 6
1. Автокраны грузоподъемностью 10 т и ниже КС-3575А (КС-3562А) КС-3576,КС-2571, КС-2561 Д грузоподъемностью 14 т и выше 2 2 3 1 —
КС-4374, КС-35715, КС-35714, КС-35714-2, КС-3577-3, КС-35719-3-02, КС-35719-5 2 4
157
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение табл. 5.3.
2. Трубоукладчики ТР-12.04.01 ,ТР-12.04.03, 2 2 —
Р20.01 — — 3 — —-
ТГ-321 — 2 3 — —
ТГ-301 — 2 3 2 —
ТГ-503 — — — 2 3
Бульдозер Т-25.01, Т-50.01 1 1 1 1 1
3. Труботранспортные машины ПВ-95 (УРАЛ-4320, КамАЗ-43118), ПВ-96 (КамАЗ-43114, КамАЗ-4318, Урал-43204-0913/31) 1/1 1/1 2/- 2/- 3/-
ПТК-252 (К-701) 1/1 1/3 2/3 2/3 4/2
ПВ-301 (МАЗ-543) V- 1/1 2/2 2/2 3/3
ПТ-301 (Т-130), -/1 -/з -/з 3/5
ПТГ-251 (Т-1.30Б) -/1 -/2 -/2 -/4 2/4
БТ-361 «Тюмень» 1/2 V- V- -/- _L
В северных районах Тюменской области
1. Автокраны Грузоподъемностью Юти ниже КС-3575А (КС-3562А), КС-3576 (КС-2561Д), КС-3561. КС-2571, КС-2561Д 2 2 3 1
1 2 3 4 5 6
грузоподъемностью 14 т и выше КС-4374, КС-35715, КС-35714, КС-35714-2, КС-3577-3, КС-35719-3-02, КС-35719-5 2 4
2. Трубоукладчики. ТР-12.04.01, ТР-12.04.03 2 2 —
ТР20.01 — — 3 — —
ТГ-321 — 2 3 — —
ТГ-301 — 2 3 2 —
ТГ-503 — — — 2 3
Бульдозер ДЭТ-350 1 1 1 1 1
3. Труботранспортные машины ПВ-95 (УРАЛ-4320, КамАЗ-43118) 1/1 1/2 2/- 3/- 4/-
ПВ-96 (КамАЗ-43114, КамАЗ-43118) 1/1 1/2- 2/- 3/- 4/-
ПВ-204 (КрАЗ-255Б) 1/2 1/3 2/3 2/2 3/-
158
Технология сооружения трубопроводов
Продолжение табл. 5.3.
ПТК-252 (К-701) 1/1 1/1 1/1 1/2 2/5
ПВ-301 (МАЗ-543) -/- -/1 -/2 -/2 3/3
ПТ-301 (Т-130), ПТГ-251 (Т-130Б) -/- -/- -/- -/- -/-
БТ-361 «Тюмень» 1/- 1/- 1/- 1/2 2/-
Расстояние Б между хвостовой частью поворотной платформы крана и бортом вагона должно составлять не менее 1 м. Максимально допустимое расстояние С между продольной осью крана и боковой стенкой вагона определяется по формуле
С = Атса~Г+^
где Г— ширина вагона, м; Д— диаметр разгружаемых труб, м; Атах—допустимый рабочий вылет крюка крана в зависимости от массы поднимаемой трубы, м.
В табл. 5.4. приведены значения Атах и С при различных диаметрах Ди массе в т.
При выполнении погрузочно-разгрузочных работ применяются различные типы и конструкции грузоподъемных средств.
Двух- и четырехветвевые торцовые захваты предназначены для одновременного подъема одной или двух труб.
Таблица 5.4.
Значения Amilx и Спри различных диаметрах Ди массе в т
Марка крана Радиус, опи- А С А С А с
сываемый Пр И При При
хвостовой Д= 1420 мм Д= 1420 мм Д= 1220 мм
частью и т - 8,49 т и т = 7,26 т и т - 5,42 т
крана, м
КС-3775А 2,4 — — — — 5,5 2,9
(КС-3562А)
КС-3576 (К-3561) 2,9 — — — — 5,5 2,9
КС-4374(КС-4561) 2,9 5,5 3,0 6,2 3,7 7,5 4,9
КС-4361 (К-4361) 3,0 5,8 3,3 6,4 3,9 8,0 5,4
КС-5363 3,6 8,5 5,0 9,5 7,0 — —
159
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение табл. 53
Марка крана Радиус, опи-сываемый хвостовой частью крана, м А 1 С А 1 с А 1 С
При Д- 1220 мм и тп = 4,46 т При Д- 1020 мм и m = 4,17 т д= И ГГ При 1020 мм = 3,28 т
КС-356А (К-1015) 2,4 5,8 3,2 6,1 3,4 7,0 4,3 '
КС-3561 (К-1014) 2,9 5,9 3,2 6,1 3,4 7,0 4,3
КС-4561 (К-162) 2,9 8,3 5,7 — — — —
КС-4361 (К-161) 3,0 8,8 6,2 — — — —
КС-5363 3,6 — — — — — —
Таблица 5.5.
Техническая характеристика торцовых захватов
Марка ЗТ822 ЗТ1422
Грузоподъемность, т 6 9
Диаметр поднимаемых труб, мм 530—820 1020—1420
Длина поднимаемых труб, м 11—12 11—12
Диаметр каната, мм 18 25
Число одновременно поднимаемых труб 1—2 1
Число ветвей, шт. 4 2
Масса крюка, кг 5,1 5,1
Масса захвата, кг 74,5 74,0
Стропы универсальные канатные предназначены для выполнения различных такелажных работ при строповке грузов обвязкой, а также через приваренные петли.
Траверсы предназначены для погрузки и разгрузки изолированных и неизолированных труб автокранами и штабелирования трубоукладчиками на прирельсовых площадках и трубосварочных базах.
Таблица 5.6.
Техническая характеристика траверс
Траверса ТРВ41 ТРВ61 ТРВ162 ТРВ182
Грузоподъемность, т 4 6 16 18
Диаметр поднимаемых труб, мм 273—355 377—820 1420 1020—1420
160
Технология сооружения трубопроводов
Продолжение табл. 5.6.
Максимальная толщина стенки труб, мм 13 12 16—21 6—12
Длина поднимаемой трубы с помощью: строп, м 7—12 8—12 16—18 6—12
мягких полотенец, м 24 24 — 12
Число одновременно поднимаемых труб длиной до 12 м 1,2,3 1,2 1,2 1
Строп крюковой СК22 является навесным грузоподъемным средством к трубоукладчикам и предназначен для разгрузки двухтрубных секций с трубовозов.
Таблица 5.7.
Техническая характеристика стропа СК22
Грузоподъемность, т 1,5
Диаметр разгружаемых труб, мм 219—377
Способ разгрузки С последовательным подъемом и опусканием концов труб (секций)
Длина разгружаемых труб, м 24
Длина стропа, мм 1050
Масса, кг 5,8
Захваты трубные автоматические являются навесным трубозахватным средством к портальным и самоходным кранам, а также к трубоукладчикам.
В табл. 5.5 приведена техническая характеристика захватов трубных автоматических.
Захваты клещевые автоматические предназначены для подъема, перемещения, стыковки и сварки в «нитку» труб и секций диаметром от 530 до 1420 мм, длиной от 8 до 36 м.
161
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 5.8.
Техническая характеристика трубных автоматических захватов
Марка захватов 3TA31 ЗГА 101 ЗТА 102~~
Грузоподъемность, т 3 10 10 ’
Диаметр поднимаемых 530, 630, 1020,1220, 1020, 122оГ
труб, мм 720, 820 1420 1420
Длина поднимаемых труб, м 9—12 9—12 9—12
Длина труб, которые можно выгружать из ж/д вагона, м 9—11,7 9—11,7 9—11,7
Габариты, мм: Длина 12400 12440 12440
Ширина 620 1160 ИЗО
Высота 1260 1750 1960
Масса, кг 1190 2150 1960
Таблица 5.9.
Техническая характеристика клещевых автоматических захватов
Марка захватов К3531А К3721А К3821А К31022А К31220А К31422А
Грузоподъем-
ность, т 4 7 8,5 12 16 32
Диаметр поднимаемой трубы,
ММ 530 720 820 1020 1220 1420
Длина поднимаемой трубы, м От 8 до; 6
Габариты, мм: Длина 1600 1700 1800 2050 2630 3050
Ширина 910 1120 1350 1700 2000 2290
Высота 240 250 300 350 350 350
Масса, кг 180 400 485 560 623 ИЗО
162
Технология сооружения трубопроводов
Мягкие полотенца предназначены для подъема и укладки в траншею изолированного трубопровода методом периодического перехвата, а также для подъема, перемещения и стыковки с «ниткой» стальных труб и секции заводской и базовой изоляции длиной до 36 м.
Таблица 5.10.
Техническая характеристика мягких полотенец без концевых металлических пластин
Марка полотенец ПМ322 ПМ524 ПМ824 ПМ1023 ПМ1428
Грузоподъемность, т 8 16 25 32 60
Диаметр поднимаемых труб, мм 98—325 377—530 630—820 1020 1220—1420
Число лент, шт. 1 1 1 2 4
Материал ленты Капроновая ткань СТСЗ-1, пропитанная дивинил-стирольным термоэластопластом на основе поли-
мера ДСМСТ-1
Габариты ленты, мм Ширина 200 400 600 400 400
Толщина 10 10 10 10 10
Длина 1740 2360 3200 5055 5055
Масса, кг Ленты 3,5 9 17,8 14 14
Траверсы 2,1 48 105 119 119
Коромысла — — — — 210
Полотенца 24,5 57 122,8 147 523
Для перегрузки изолированных труб и укладки в траншею применяют мягкие кольцевые стропы типа СМК41, СМК42, СМК43, СМК61 и СМК81.
Разгрузку труб из ж/д вагонов на прирельсовые площадки следует производить автомобильными или пневмоколесными кранами.
При разгрузке труб длиной до 12 м, диаметром до 1220 мм применяют автокраны КС-3575А (КС-3562А) и КС-3576 (КС-2561Д) при диаметре разгружаемых труб 1420 мм — КС-4374, КС-35715, КС-35714, КС-35714-2, КС-3577-3, КС-35719-3-02, КС-35719-5. Выбор типа грузозахватного уст
163
Ф.М. Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
ройства следует осуществлять в зависимости от диаметра, толщины стенки трубы и наличия изоляционного покрытия.
На трубосварочных базах, разгрузочных площадках и на трассе для выполнения погрузочно-разгрузочных работ, в основном применяются трубоукладчики.
В табл. 5.11 приведены показатели грузовой характеристики трубоукладчиков.
Таблица 5.11.
Грузовые характеристики трубоукладчиков
Марки грубо укладчиков ТР20.01.01 ТГ-321 ТГ-402 ТГ-502АХЛ ТГ-503
Момент устойчивости, т.м. 50 80 100 122 125
Грузоподъем
ность (т), при вылете крюка, м: 2 3 4 15 10 7,5 26,8 17,8 13,4 29,6 19,8 14,8 39,2 26,2 19,6 40,5 27,8 20,0
Примечание. Грузоподъемность приведена с учетом коэффициента устойчивости,
равного 1,4.
В табл. 5.12 приведены наибольшие допустимые величины вылета крюка при работе с максимально допустимой массой секций длиной 36 м и с учетом коэффициента устойчивости (К = 1,4).
Таблица 5.12.
Грузовые характеристики трубоукладчиков при подъеме секций
Марка трубоукладчиков Наибольший допустимый вылет крюка (м) при подъеме секций трубдо 36 м с диаметром, мм
1420 х 20,5 1220 х 15,2 1020 х 11
ТР 20.01.01 — 1,85 3,04
ТГ-321 — 2,2 3,62
ТГ-402 — 3,3 —
ТГ-502АХЛ 2,32 — —
ТГ-503 3,08 — —
164
Технология сооружения трубопроводов
Стрелы трубоукладчиков, предназначенные для работы с изолированными трубами, следует дополнительно оборудовать эластичными накладками из утильных автопокрышек, которые крепятся с помощью съемных планок и хомутов в местах возможного контакта.
При складировании труб необходимо:
• определить и подготовить места складирования, выполнить устройство подъездных путей и основания под склад труб, оснащение склада труб необходимыми машинами и оборудованием, укладку труб в штабеля, обеспечить устойчивость труб от раскатывания, погрузку, разгрузку труб с транспортных средств, разборку штабеля труб, разгрузку элементов стеллажа и транспортировку их на новое место складирования;
• обеспечить размещение труб, проход людей, проезд транспортных и грузоподъемных средств на площади складов;
• на площадках под склады труб предусмотреть уклоны 1.5—2° и другие мероприятия, обеспечивающие отвод атмосферных осадков и грунтовых вод;
• склады должны иметь сквозной или круговой проезды шириной не менее 4,5 м для транспортных и грузоподъемных средств;
• между смежными штабелями труб должны быть проходы не менее 1 м;
• трубы укладывать в штабель рядами по вертикали и располагать в седловинах между труб нижележащего ряда;
• при укладке в штабеля трубы располагать в поперечном направлении к проезжей части склада;
• трубы разного диаметра, изолированные и неизолированные, хранить отдельно;
• трубы диаметром выше 300 мм следует укладывать штабелями высотой не более 8 м с помощью автоматических захватов при отсутствии рабочих на штабеле.
При складировании труб штабелями без автоматических захватов высота штабеля не должна превышать 3 м.
Для предотвращения раскатывания труб в штабеле их следует крепить специальными инвентарными приспособлениями, обеспечивающими устойчивость труб в штабеле и безопасность работающих. При складировании труб не допускается:
• укладывать в один штабель трубы разного диаметра;
165
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• производить укладку труб верхнего ряда до закрепления труб нижнего ряда;
• складировать вместе изолированные и неизолированные трубы
• укладывать трубы в наклонном положении с опиранием поверхности трубы на кромки нижележащих труб.
Склады по назначению и вместимости делятся на прирельсовые, базисные и притрассовые, а по рядности труб — высокорядные с высотой штабеля труб более 3 м и низкорядные с высотой штабеля труб менее 3 м.
Высокий уровень механизации погрузочно-разгрузочных работ, транспортных складских операций, сокращение площадей складирования, уменьшение трудозатрат и повышение качества хранения труб обеспечивает высокорядное складирование с применением сборно-разборных стеллажей СР-1421.
Прирельсовые склады предназначены для приема и разгрузки труб у железнодорожных вагонов. Емкость склада не превышает 5 км труб.
Базисные склады создают в местах массового поступления труб (станциях и водных причалах), предназначены для временного складирования и накопления труб. Емкость склада до 100 км труб. Притрассовые склады устраивают на трубосварочных базах, предназначены для временного хранения труб и секций перед вывозкой их на трассу.
Складирование труб на прирельсовом складе (площадке) следует производить с соблюдением следующих требований:
• трубы необходимо укладывать на спланированную горизонтальную площадку;
• штабели рекомендуется формировать так, чтобы оси груб были расположены перпендикулярно направлению подкрановых путей;
• нижний ряд труб следует укладывать на деревянные подставки;
• второй и последующие ряды труб необходимо укладывать только на «седло» без прокладов;
• при формировании штабеля из труб различной длины следует выравнивать в одну линию торцы труб с одной стороны.
Количество рядов в штабеле труб различной длины зависит от их диаметра.
Количество рядов в штабеле труб с заводским изоляционным покрытием (наружный) не должно превышать высоты 3,0 м.
При складировании труб не допускается:
• формировать штабеля из труб разного диаметра;
166
Технология сооружения трубопроводов
• укладывать трубы верхнего ряда до окончания работ по укладке и закреплению труб нижнего ряда;
• разбирать нижний ряд труб до полной разборки труб верхнего ряда;
• укладывать в одном штабеле трубы с наружной изоляцией и без нее;
• укладывать трубы в наклонном положении «ершом» с опиранием поверхности трубы на кромки нижележащих труб.
Для предотвращения раскатывания труб при их складировании рекомендуется использовать опорные и разделительные стойки, струбцины, наружную и внутреннюю увязку, а также клинья.
Для доставки труб и различных грузов используются ж/д, автомобильный, гусеничный, водный и воздушный виды транспортных средств.
В табл. 5.13 приведены основные технические показатели различных видов транспорта при строительстве трубопроводов.
Таблица 5.13.
Технические показатели транспорта
Вид транспорта Скорость доставки труб, км/ч Расстояние перевозки, км
Железнодорожный 15-40 300—3000
Автомобильный 20-30 До 250
Гусеничный: тракторы 3—5 До 20
Водный (речной) 10—25 100—5000
В табл. 5.14 приведены технические показатели используемых в отрасли видов транспортных и грузоподъемных средств.
Комплекс вопросов организации перевозок труб и трубных секций от прирельсовых складов до притрассовых складов и до трассы решаются в проекте производства работ (ППР) на основе принятой транспортной схемы. В зависимости от района строительства, времени года и состояния дорожного покрытия, темпа производства транспортных работ, выбирают тип и потребное количество транспортных средств.
В табл. 5.15 приведено предельное число труб и секций труб с учетом грузоподъемности плетевозов.
На участках со сложным дорожным условием (заболоченные участки, горная местность) следует использовать транспортные средства на гусеничном ходу.
167
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
При чередовании заболоченных и сухих участков в целях максимальной реализации скоростных показателей колесных трубоплетевозов необходимо в транспортной схеме и ППР предусмотреть промежуточные площадки с необходимым оборудованием для перегрузки труб с колесных на гусеничные транспортные средства.
Таблица 5.14.
Технические показатели транспортных и грузоподъемных средств
Используемые виды транспорта Грузоподъемность, т
Транспортные средства: Железнодорожные полувагоны 60—65
Железнодорожные платформы 50—66
Трубоплетевозы (колесные и гусеничные) 9-40
Баржи-площадки От 300 до 2800
Вертолеты От 0,4 до 12
Грузоподъемные средства: Автомобильные, пневмоколесные и гусеничные краны От 10 до 40
Краны-трубоукладчики с грузовым моментом От 10 до 115
Козловые краны От 7,5 до 20
Технические показатели плетевозов
Таблица 5.15.
Грузоподъемность, т Марка трубоплете-воза (тип тягача) Диаметр труб, мм
1420 | 1220 | 1020
Длина труб или секций, мм
12 24 36 12 24 36 12 24 36
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и
12,6 ПВ-95 (Урал 4320) ПВ-96 (КамАЗ-4314) 1 — — 2 1 — 2 1 —
19 ПВ-204 (КрАЗ-255В) 2 1 — 3 1 1 3 1 1
15 МАЗ-7910 2 — 2 3 — — 3 — —
18 ПТ-181 (Т-100М) 2 2 — 3 2 1 3 2 1
25 ПТГ-25Т (гусенич-ныйтрактор тягового класса) ПТК-25К(К-701) 22 22 11 33 33 22 33 33 22
168
Технология сооружения трубопроводов
Продолжение табл. 5.15.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
-зГ- ПВ-301 (МАЗ-543) ПТ-301 (Т-103Б) 2 2 1 3 3 2 3 3 3
40 Т-180ПВ-361 22 22 11 33 33 33 33 33 33
12,6 ПВ-95 (Урал 4320) ПВ-96 (КамАЗ-43114) 5 2 1 5 2 1 7 4 2
19 ПВ-204 (КрАЗ-255В) 6 3 2 6 3 2 7 5 3
15 МАЗ-7910 6 — — 6 — — 9 — —
18 ПТ-181 (Т-100М) 6 5 3 6 5 3 9 7 5
25 ПТГ-25Т (гусенич-ныйтрактор тягового класса) ПТК-25К(К-701) 66 66 33 66 66 33 99 99 77
30 ПВ-301 (МАЗ-543) ПТ-301 (Т-103Б) 6 6 5 6 6 5 9 9 7
40 Т-180ПВ-361 66 66 66 66 66 66 99 99 99
В табл. 5.16 приведены технические показатели тракторных трубопле-тевозов.
Таблица 5.16. Технические показатели тракторных плетевозов
Марка трубо-плетевоза ПТ-62 ПТ-181 ПТК-252 ПТ-301 ПТК-401
1 2 3 4 5 6
Марка базового трактора Т-100МБ Т-100МБ К-701 Т-100МБ Т-130, Т-180
Грузоподъемность, т 6,5 18,0 25,0 30,0 40,0
Погрузочная высота, мм 1570 1520 1825 1600 1725
Среднее давление на грунт с грузом, кПа 19,62 72,5 31,4
169
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение табл. 5.16
1 2 3 4 5 6
Размеры шин прицепов 8,25—20 260—580 370—508 260—508 370—508
Колея колес прицепов, мм 2280 2280 2115 2280 2100
Тип движителя прицепов Опорные колеса с резинометаллической гусеницей Колесный Опорные колеса с резинометаллической гусеницей Колесный
Габаритные размеры (без груза), мм:
Длина 79400 8400 16550 16400 9900
Ширина 3200 3240 2500 3640 2630
Высота 1870 1965 2270 2000 2175
Масса без груза, кг 4350 7100 21000 12000 6620
При перевозке трубных секций длиной 24, 36 м необходимо учитывать габаритные размеры полосы дороги в зоне поворота.
В табл. 5.17 приведены ширина входного проезда и ширина дороги в зоне поворота для определения вписываемости трубоплетевоза в зоне поворота.
Таблица 5.17.
Характеристики транспортных дорог
Ширина входного проезда, м Ширина дороги в зоне поворота при базе транспортного средства, м
12 16 20 24
1 2 3 4 5
5 15 18 22 26
10 11,5 14 17,5 20
15 8 12 14 17
20 7,5 9 12 14
25 7 8 11 13
170
Технология сооружения трубопроводов
В табл. 5.18 приведены допустимые значения величины заднего свеса длинномерной трубы при перевозке по пересеченной местности.
Таблица 5.18.
Технические показатели транспортных средств
Сумма уклонов спуска и подъема в зоне перегиба, град. Допустимый заданный свес секции при погрузочной высоте, м
1,3 1,5 1,9 2,1
35 2,0 2,5 3,2 3,5
30 2,4 2,9 3,7 4,2
25 3,0 3,7 4,3 5,0
20 3,7 4,4 5,4 6,0
15 4,9 5,5 7,0 7,8
10 7,5 9,0 12,0 13,0
В табл. 5.19 приведены требования к величине толщины льда при средней температуре воздуха в зависимости от массы и типа транспортного средства.
При перевозке труб с заводским изоляционным покрытием под канаты поперечной увязки необходимо подкладывать коврик-прокладку для предотвращения механических повреждений покрытия, труботранспортные средства следует оборудовать специальными устройствами типа ПИТ-200, кониками ПП-31, снабженными амортизирующими прокладками.
Таблица 5.19.
Характеристика ледового покрытия
Полная масса транспортного средства, т Необходимая толщина льда при средней температуре воздуха (за 3 сут), см Дистанция между тяговыми маши-нами и между осями переправ (интервалы), м
-10°С и ниже От-5 до 0°С Выше 0°С (кратковременная оттепель)
Гусеничные машины
1 2 3 4 5 6
4 18 20 23 10
6 22 24 28 15
10 28 31 35 20
16 36 40 45 25
171
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
Продолжение табл. 5.19.
1 2 3 4 5 6
20 40 44 50 25
30 49 54 61 35
40 57 63 71 40
Колесные машины-прицепы
2 16 18 20 15
3,5 21 23 26 15
4 22 25 28 20
6 27 30 34 20
8 31 34 39 22
10 35 39 44 25
15 43 47 54 30
18 48 52 64 32
20 50 55 68 35
При перевозке труб в зимнее время по ледяным переправам через водные преграды следует учесть толщину и качество льда, наличие снежного покрова на льду и на берегах, трещин и полыней. Если толщина льда недостаточна для пропуска транспортного средства с грузом, то необходимо произвести дополнительное намораживание слоя, но не более 0,7 толщины первоначального слоя.
Таблица 5.20.
Техническая характеристика ПП-31
Базовые плетевозы ПВ-95, ПВ-96, ПВ-204, ПВ-301, ПТК-252, ПТ-401
Диаметр перевозимых труб в секции, м 1020—1420
Грузоподъемность одного комплекса, кг 30000
Угол качания коника тягача в продольном направлении, град. ±10
Угол поворота ложемента тягача относительно опорных роликов, град. ±23
Масса одного комплекса приспособления 1000 кг
172
Технология сооружения трубопроводов
На объектах строительства со сложными дорожными условиями для доставки грузов используются вертолеты. Целесообразность применения вертолетов определяется исходя из технико-экономических показателей различных видов транспортных средств.
5.3. Подготовка и сборка труб под сварку, сборочные приспособления
Современные методы сварки позволяют получать качественные сварные соединения при условии обеспечения незначительных смещений кромок труб (2—3 мм) во время сборочных операций.
Сборка стыков труб под сварку включает следующие виды работ: подготовку труб (правка концов, очистка поверхности свариваемых кромок), установку труб, центровку и стяжку труб, проверку сопряжений кромок и сборочных баз, подгонку сопрягаемых элементов и деталей, закрепление, (фиксацию) свариваемых кромок.
5.3.1. Подготовка труб к сборке
Трубы, изготавливаемые на металлургических заводах, доставляют на трассу в различное время года и разными транспортными средствами, поэтому при транспортировке, хранении и погрузочно-разгрузочных работах они могут покрыться ржавчиной, изменить точную форму и т.п., что требует перед сборкой и сваркой выполнить следующие подготовительные работы.
Очистку внутренней полости труб от возможных загрязнений, снега, льда и случайных предметов выполняют до сборки. На механизированных линиях загрязнения и случайные предметы удаляются ершом, который укрепляют на центраторе. В процессе прохода трубы через центратор ерш удаляет их автоматически. Попавшие внутрь трубы камни, грунт и посторонние предметы могут нарушить технологический процесс сборки и сварки при сооружении трубопровода, в также причинить вред готовой линии во время ее продувки и эксплуатации.
Очистку изоляции осуществляют с концов труб на участке 100 мм в том случае, если трубы изолированы на заводе. Битумная мастика вначале снимается режущим приспособлением, а затем — бензином или другими растворителями.
5.3.2. Оборудование для правки концов труб
Правку деформированных концов труб глубиной до 3,5 % диаметра трубы выполняют с помощью безударных приспособлений. Вмятины на концах
173
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
труб диаметром 720, 820 и 1020 мм с толщиной стенки до 11 мм выправляют, применяя приспособление типа ПВ. В качестве рабочего органа используют автомобильный домкрат с усилием 50 кН. Для правки вмятин на трубах диаметром 630—1420 мм с толщиной стенок до 22 мм применяют устройство УПВ-141. В качестве рабочего органа используют гидравлический домкрат с усилием 300 кН. Для труб из стали с временным сопротивлением разрыву <7В до 539 МПа допускается правка вмятин и деформированных концов при положительной температуре без подогрева. При отрицательной температуре окружающего воздуха проводят местный подогрев до 100—150°С. Правку труб из стали с <тв >539 МПа осуществляют с местным нагревом до 150—200 °C при любых температурах окружающего воздуха. Участки труб с вмятинами глубиной более 3,5% диаметра, а также с резкими деформированными краями, имеющими надрезы, обрезают газокислородной резкой или механическим способом.
Рисунок 5.10. Схема процесса газокислородной резки: 1 — горючая смесь; 2 — кислород; 3 — пламя для подогрева; 4 — окислы
5.3.3. Газокислородная резка
Процесс газокислородной резки основан на сгорании металла в струе кислорода и удалении этой струей образующихся окислов (рис. 5.10). Поверхность разрезаемого изделия нагревается пламенем газокислородной смеси, проходящей через канал резака. При нагреве поверхности металла до температуры воспламенения через канал подается «режущий» кислород, который быстро окисляет подогретый металл. Образовавшиеся в верхнем слое реза жидкие окислы выдуваются кислородом, окружающий его металл остается твердым. Вытесненные струей расплавленные окислы нагревают нижележащий слой металла, обеспечивая условия для его интенсивного окисления и т.д. В результате процесс окисления распространяется на всю толщину заготовки. Расплавленные окислы удаляются струей режущего кислорода из зоны реза (рис. 5.11).
В шлак попадает сравнительно небольшое количество металла. Количество удаляемого
174
Технология сооружения трубопроводов
металла при резке (рис. 5.12):
q = (l/t)bhp или q=a)Fp,
где 1 — длина реза; t — время резки; b — ширина реза; h — толщина металла; <у — линейная скорость резки; р — плотность металла; F — площадь попе-
Рисунок 5. И. Газовая резка захлеста
речного сечения канавки.
Нагрев металла при резке производят газокислородным пламенем, в качестве горючего газа используют ацетилен или его заменители (пропан, керосин, бензин и др.). Максимальная производительность обеспечивается с применением ацетилена.
Низколегированные высокопрочные трубные стали чувствительны к термическому циклу, поэтому при резке требуется строго соблюдать режи
Рисунок 5.12. Схема удаления металла газокислородной резкой: 1 — резак; 2 —разделительный рез; 3 — поверхностный рез
мы, а в некоторых случаях применять предварительный подогрев.
При резке металл, прилегающий к кромке реза, образует зону, обладающую высокой твердостью и низкой пластичностью. Деформация этой зоны при центровке может привести к образованию трещин, особенно с понижением температуры воздуха Т°.
Оборудование для газовой резки
Для газовой резки трубопроводов используют переносные и передвижные установки и аппараты, имеющие ручные резаки, регулирующую аппаратуру и баллоны с газом.
Для газокислородной резки применяют резаки Pl-01, Р2-01, Р2П «Хо-
175
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 5.13. Машина газовой резки труб МРТ
ре», «Факел». «Норд» применяют при работе с ацетиленом и пропаном; резаки РГР-100П, РЗП, РС-ЗП — для резки с использованием пропана; резак РК-71 — для резки с применением керосина.
В комплект ручного резака входят внутренние и наружные мундштуки, сменные мундштуки, ключ, уплотнительные кольца.
Для ацетилено-кислородной резки труб со скосом кромок и без него применяют ручные машинки типа РФ. Машинка состоит из рамы с круговой направляющей, подвижного разъемного кольца, держателя резака и ручного привода. Газовый резак закрепляют в
держателе, так как машинки поставляют без резака. Рама машинки опирается четырьмя болтами на поверхности трубы и удерживается в рабочем
положении цепью и пружиной.
Таблица 5.22.
Техническая характеристика машинок типа РФ
Тип РФ-529 РФ-820
Диаметр обрезаемых труб, мм 429—529 720—820
Угол скоса кромки, градус 0—45 0—45
Размеры, мм: длина 530 470
ширина 685 965
высота 800 1080
Масса, кг 22,5 30
Тип РФ-1020 РФ-1220
Диаметр обрезаемых труб, мм 1020 1220
Угол скоса кромки, градус 0—45 0—45
Размеры, мм: длина 540 468
ширина 1180 1395
высота 1295 1650
Масса, кг 40 35
176
Технология сооружения трубопроводов
Таблица 5.23.
Техническая характеристика машины газовой резки труб МРТ-31
Диаметр труб, мм. 273—355
Угол скоса кромок, градус 0-45
Привод Ручной
Передаточное число редуктора 4,45
Размеры, мм: длина 415
ширина 545
высота 630
Масса, кг 12
Таблица 5.24.
Техническая характеристика машины «Орбита-БМ»
Диаметр труб, мм 530, 720, 820, 1020, 1220, 1420
Толщина стенки, мм 5—75
Температура эксплуатации, °C (40)—(-30)
Относительная влажность воздуха, % 90
Потребляемая мощность, кВт% при напряжении 220 В при напряжении 24 В Число резаков (РМ-ЗР) 0,11 0,1 2
Скорость перемещения резака, мм/мин 100—1200
Регулирование скорости Плавное
Точность реза, мм ±1
Давление газа, МПа: кислорода ацетилена заменителя ацетилена До 0,6 Не менее 0,01 0,02
Наибольший расход газа на резак, м3/ч: кислорода ацетилена природного газа пропан-бутана 12 0,55 0,8 0,4
Масса машины, кг 105
Габаритные размеры ходовой части, мм 314x518x447
177
Ф.М Мустафин, Л И Быков, Г.Г Васильев
Для обработки кромок труб диаметром 273—355 мм можно использовать машину газовой резки типа МРТ-31 (рис. 5.13), состоящую из диска, шестерни с вырезом и держателем, резака марки РМ-З-И-250, шарниров с рычагами, соединяющими диск с шестерней, и ручного привода. Резак укрепляют на держателе под углом к оси трубы. Угол устанавливают в зависимости от скоса кромок. При вращении ручки приводного устройства оператором резак перемещается по периметру трубы.
Для труб диаметром 168—273 мм применяют машину МРТ-21, а для труб больших диаметров 326—426 мм — машину МРТ-41, МРТ-51, МРТ-71, МРТ-81, МРТ-101, МРТ-121, МРТ-141.
Для механизированной резки и обработки кромок труб на трассе применяют газорежущую машину «Орбита-БМ». Разделительную резку машиной «Орбита-БМ» проводят под углом 1,5; 3 и 6° для четырех типоразмеров труб с применением ацетилена и его заменителей.
Технология тепловой газокислородной резки
Процесс прямолинейной кислородной резки начинают с нагрева торца пластины до температуры воспламенения в кислороде, а практически до плавления. Далее осуществляют подачу кислородной струи, обеспечивая непрерывное окисление металла по толщине, перемещая резак по линии реза.
При резке стали толщиной до 30 мм мундштук резака вначале устанавливают вертикально или с наклоном 5—10° в сторону, обратную направлению резки. Далее этот угол увеличивают до 20—30°, обеспечивая частично или полностью удаление с передней грани разреза жидких шлаков, ускоряя окисление металла и повышая производительность.
Скорость перемещения резака является основным параметром режима, определяющего качество поверхности кромок и производительность процесса. От скорости резки в большей мере зависит степень прорезания металла по толщине. Ориентировочно скорость кислородной резки V = 40000/(50 + 6) мм/мин, где 5 — толщина разрезаемой стали (в мм).
Кислородная резка металла в монтажных условиях является одним из основных технологических процессов. Экономическая эффективность применения кислородной резки зависит от толщины изделий. Для листов толщиной 5 мм и выше трудоемкость и стоимость кислородной резки меньше, чем резки на гильотинных ножницах. С увеличением толщины эффективность применения кислородной резки по сравнению с механической возрастает еще больше.
178
Технология сооружения трубопроводов
5.3.4. Виды разделок кромок труб и трубных заготовок
При строительстве трубопроводов применяются следующие основные виды сварки:
— ручная электродуговая штучными электродами;
— автоматическая поворотная под слоем флюса на трубосборочных базах (рис. 5.14—5.16);
— автоматическая и механизированная в среде защитных газов (рис. 5.17—5.18);
— автоматическая и механизированная с самозащитной порошковой проволокой с принудительным или свободным формированием корня шва (рис. 5.19);
— стыковая контактная оплавлением (рис. 5.20).
Подрядная организация обязана применять только те технологии сварки, которые:
аттестованы в установленном порядке;
зафиксированы в технологической карте.
Любые сварочные работы на строительстве трубопроводов любого назначения следует выполнять только с применением сварочных материалов, марки которых регламентированы для трубопроводного строительства.
Рисунок 5.14. Трубосварочная база
170
Ф М. Мустафин, Л.И Быков, Г Г Васильев
Трубы, изготавливаемые на заводе, поставляют на трассу с разделкой кромок, предназначенной для ручной дуговой сварки. Для труб любого диаметра с толщиной стенки более 4 мм угол скоса кромок 30—35° и притупление 1—2,6 мм (рис. 5.21, а). Трубы большого диаметра с толщиной стенки 8 поставляют с комбинированной разделкой кромок (рис. 5.21, б) при этом размер В составляет:
8, мм 16—19 19—21,5 >21,5
В, мм 7 8 10
Для некоторых автоматических методов сварки кромки труб переделывают в трассовых условиях, а для соединения труб с арматурой кромки подготавливают на базах в стационарных условиях.
Так, для двухсторонней автоматической сварки под флюсом применяют разделку кромок с увеличенным притуплением, форма которой зависит от диаметра и толщины стенки труб. Для труб диаметром 530— 1020 мм при толщине стенки от 7,7 до 11 мм обеспечивают концы без разделки кромок (рис. 5.21, в). Трубы диаметром 530—820 мм с толщиной стенки более 11 и до 18 мм включительно имеют кромки в соответствии с рис. 5.21, г, при толщине стенки труб более 18 мм, а также для труб с диаметром 1020—1420 мм с толщиной стенки более 21 мм разделку кромок обеспечивают соответственно рис. 5.21, д. Для труб диамет-
Рнсунок 5.15. Схема трубосварочной базы
180
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 5. У Ав тома ти чет. кая сварка под флюсом
Рисунок 5.17. Автоматическая сварка в среде защитных газов на трассе трубопровода Ду 500 мм с применением установок фирмы CRC-Evans
181
ФМ Мустафин, Л И Быков Г Г Васильев
Рисунок 518 Установка сваро чных агрегатов М 300 CR C-Evans
ром 1020—1420 мм с толщиной стенки более 11 мм и до 21 м включительно соответствует разделка на рис 5 21, е При автоматической сварке неповоротных стыков труб в углекислом газе по технологии ВНИИСТ кромки имеют специальную разделку, изображенную на рис. 5.21, ж, при сварке по технологии американской фирмы «Кроуз» разделка имеет вид, изображенный на рис 5 21, з Монтажные работы предусма-
Рисунок 519. Сварка проволокой Иннершилд
182
Технология сооружения трубопроводов
тривают соединение патрубков кранов с трубами. Патрубки запорной арматуры имеют стандартную и нестандартную разделки кромок. Наи более сложная форма разделки кромок патрубков кранов для условно
183
Ф М. Мустафин, Л И. Быков, Г Г. Васильев
го диаметра 1016 мм показана на рис. 5.21, н (с комбинированной разделкой) и на рис. 5.21, к (с простой разделкой).
При соединении труб или патрубков допускается разнотолщинность стенок до 2S со специальной разделкой толщины стенки трубы или детали (рис. 5.21, л). Соединение труб с запорной арматурой осуществляют при условии, что толщина соединяемой кромки патрубка арматуры не превышает 2 толщины стенки стыкуемой с ней трубы в случае специальной подготовки кромок патрубка в заводских условиях (рис. 5.21, м). Если приведенные условия не выполняются, то соединение осуществляют при установке между стыкуемой трубой и арматурой специального переходника или переходного кольца.
Для повышения качества сварных соединений в точности обработки кромок труб в полевых условиях применяют обработку резанием при помощи специализированных установок для механической обработки кромок.
Для изменения геометрии кромок (снятия фасок) и зачистки поверхности трубы, примыкающей к кромке изнутри и снаружи, применяют лобовые станки типа СПК (рис. 5.22).
Рисунок 5.22. Обработка кромок труб лобовым станком
184
Технология сооружения трубопроводов
Таблица 5.25.
Техническая характеристика лобовых станков
Тип СПК-81 А СПК-121А СПК-141А
Диаметр обрабатываемых труб, мм 720 и 820 1020 и 1220 1420
Толщина стенки, мм 12—21 12—21 16—21
Частота вращения планшайбы, с1 0,44 0,4 0,33
Подача план-шайбы, мм/об 0,11 0,13 0,15
Скорость перемещения план-шайбы, мм/мин. 33 33 33
Наибольшая длина хода план-шайбы, мм 150 150 150
Давление в гидравлической системе центратора, МПа 10 10 10
Число фиксирующих рядов в центраторе 2 2 2
Размеры, мм:
длина 2910 3260 3520
ширина 1160 1450 1650
высота 1690 2020 2250
Масса, кг 3000 4000 5000
В трассовых условиях станок перемещают от трубы к трубе трактором-трубоукладчиком, на котором установлена станция питания станка. На трубосварочной базе станок подвешивают на тали и помещают в будке, где обрабатываются кромки труб, которые подаются на рольганге.
После газовой резки механическую обработку кромок обычно выполняют абразивными кругами при помощи высокооборотных шлифовальных машинок (рис. 5.23).
Для зачистки кромок рекомендуется использовать абразивные круги толщиной 4—6 мм и окружную скорость 100—140 с1. Круги отечественного производства имеют наружный диаметр 180 или 230 мм, толщину 3; 4; 4,5 мм.
Импортные круги имеют наружный диаметр 178 или 230 мм, толщину 2,5; 6,8; 10 мм и окружную скорость до 80 м/с.
185
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Таблица 5.26
Техническая характеристика импортных шлифовальных машинок
Тип Ш1-230А (Болгария) Ш1-178А (Болгария)
Род тока Переменный, частотой 50 Гц
Напряжение, В 220 220
Мощность, кВт 1,9
Частота вращения, с 1 110 140
Диаметр абразивного круга, мм 230 178
Окружная скорость круга, м/с 80 80
Масса, кг 6,7 6,7
Тип «БОШ» (ФРГ) «СТАР» (Италия)
Род тока Переменный, частотой 50 Гц Напряжение, В 220 220
Мощность, кВт 1,6 2
Частота вращения, с ' 140 140
Диаметр абразивного круга, мм 220 230
Окружная скорость круга, м/с 80 80
Масса, кг 4,3 4,8
Перед сборкой под сварку кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб шириной не менее 10 мм зачищают до металлического блеска абразивными кругами или проволочными щетками марки ЩД-6, приводимыми во вращение высокооборотными шлифовальными машинками. Дисковая щетка марки ЩД-6 предназначена для механической очистки кромок и прилегающих к ним поверхностей от окалины, ржавчины, краски, снятия заусенцев, скругления острых кромок и зачистки швов при сварке стыков труб и других металлоконструкций.
Таблица 5.27.
Техническая характеристика дисковой щетки ЩД-6
Ширина ворса, мм 6
Длина ворса (свободная), м 35
Диаметр проволоки, мм 0,6—0,8
Материал проволоки Сталь пружинная
Максимальная частота вращения, с 1 125
186
Технология сооружения трубопроводов
Продолжение табл. 5.27.
Наружный диаметр, мм 160
Диаметр резьбы посадочного отверстия ,мм М14
Масса, кг U,о
Подготовка кромок труб к сварке начинается с выявления забоин и задиров на фасках глубиной до 5 мм, которые заплавляют узкими ниточными валиками, а затем шлифовальной машинкой обеспечивают скос кромок с притуплением. При наплавке валика на кромки из стали, кото-
Таблица 5.28.
Техническая характеристика подогревателей
Тип ПС-1022 ПС-1221
Диаметр подогреваемых труб наружными
и внутренними подогревателями, мм Топливо 1020 Пропан 1220
Тепловая мощность, кДж/ч Время нагрева стыка при температуре 440000 561000
окружающего воздуха, мин 10 10
Расход топлива, кг/ч 9,6 12
Давление газа в горелке, МПа Емкость со сжиженным газом 0,07—0,2 Баллон БГ-П-50 0,07—0,2
Масса пропана в одной емкости, кг 23 23
Масса всего оборудования, кг Габаритные размеры, мм 265 1200 x 780x 1300 280
Тип ПС-1421 ПС-1424
Диаметр подогреваемых труб наружными и внутренними подогревателями, мм Топливо 1420 1420 Пропан 1020; 1220;
Тепловая мощность, кДж/ч Время нагрева стыка при температуре 880000 880000
окружающего воздуха, мин 10 10
Расход топлива, кг/ч 19 19
Давление газа в горелке, МПа 0,07—0,2 0,07—0,2
Дикость со сжиженным газом БГ-П-50 Баллон РС-1600 Емкость
Масса пропана в одной емкости, кг 23 680
Масса всего оборудования, кг Габаритные размеры, мм 2200 3870 х 1940 х 2030 2200
187
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 5.29.
Техническая характеристика нагревателей типов ПТО, НП и НБ
Показатели ПТО161 ПТО211 ПТО271 ПТО321 ПТО371 ПТО421 ПТО521 ПТО721
Диаметр труб,мм 89; 108; 114; 159; 168 219 273 273; 325 377 377; 426 530 720 ~
Число секций 2 2 2 2 2 2 2 3
Потребляемая мощность, кВт 11 13 19,5 22 23 26 28,2 39
Ток, А 365 380 750 750 730 730 760 1200
Масса комплекта, кг 34 38 43,1 53,1 52,4 64,4 69,1 84
Показатели ПТО 1021 нпш НП111-01 НП111-02 НБ721 НБ721-01 НБ721-02
Диаметр труб, мм 1020 114 108 89 114—720 114-720 114—720
Число секций 4 1 1 1 1 1 1
Потребляемая мощность, кВт 51,8 2,6 2,45 2,16 12,8 12,8 12,8
Ток, А 1600 120 120 120 260 260 260
Масса ком- плекта, кг 153,9 9,5 9,3 8,9 46,7 46 45,2
Примечание: Все нагреватели обеспечивают нагрев до 760°С. Нагреватели типа ПТО и НПпотребляют постоянный или переменный ток 50 Гц. Нагреватели типа НБ потребляют переменный ток 50 Гц, нагревают бобышки диаметром 20—80 мм
188
Технология сооружения трубопроводов
Таблица 5.30.
Техническая характеристика электронагревателей типа КЭН
Тип Ток для нагрева, А КЭН-2 100—120 КЭН-3 250—300 КЭН-4-3 300 КЭН-4-ЗМ 350
Напряжение, В 23—27,5 37.5 45 65 75
Мощность, кВт Сечение нихромовой 2,3—3,3 9,4—13,5 23,4 29,3
проволоки, мм Диаметр нихромо- 20 50 50 —
вой проволоки, мм 3,6 3,6 3,6 3,6
Марка нихромовой Х20Н80Н Х20Н80Н Х20Н80Н Х20Н80Н
Проволоки Тип керамических изо- Х20Н80 Х20Н80 Х20Н80 Х20Н80
ляторов Максимальная темпе- ИКН-2 ИКН-3 ИКН-3 ИКН-3
ратура нагрева, °C Продолжительность работы нагревателя 1100 1100 1100 1100
при 750°С, ч 250 250 250 250
Длина, м 4,2 6,5 9,6 9,6
Масса, кг 4,1 10 16,5 17,5
рая требует подогрева, место наплавки подогревают до температуры 150—200°С. Подогрев стыков и концов труб на трассе и трубосварочной базе выполняют подогревателями, работающими на сжиженном или природном газе. Наибольшее распространение получили подогреватели типа ПС, состоящие из двух полуколец с расположенными на них инжекционными газовыми горелками. Наружные подогреватели ПС-1022, ПС-1221 и ПС-1421 комплектуют газовыми баллонами БГ-П-50, по 6 баллонов на каждую горелку. Подогреватель ПС-1424 имеет наружную и внутреннюю модификации и работает от емкости PC-1600, масса пропана в которой 680 кг. При отборе газа зимой резервуар подогревают продуктами сгорания двигателя сварочного агрегата. Установка подогрева укомплектована вспомогательным оборудованием: бензоэлектрическим агрегатом АБ-40 мощностью 4 кВт и двумя шлифовальными машинками мощностью по 1,9 кВт, работающими на напряжении 220 В.
Для предварительного подогрева кромок труб перед сваркой и последующей технической обработки стыков по режиму высокотемпературно-
189
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 5.23. Обработка кромок труб шлифовальной машинкой
го отпуска применяют электрические муфельные нагреватели типа ПТО, которые устанавливают на горизонтальном или вертикальном трубопроводе (табл. 5.29). Термическая обработка стыков труб небольшого размера проводится пальцевыми нагревателями типа НП, а обработка мест вварки в трубопровод бобышек и трубчатых отводов осуществляется нагревателями типа НБ (рис. 5.24).
При строительстве компрессорных и насосных станций термическую обработку в монтажных условиях осуществляют с использованием следующих нагревательных устройств: однопламенной универсальной ацетилено-кислородной горелки; кольцевой многопламенной горелки; электронагревателей комбинированного действия (КЭН); гибких индукторов из голого медного провода марки М или МГ, работающих на токе частотой 50 Гц; гибких кольцевых электронагревателей сопротивления (ГЭН).
Термообработку труб диаметром до 89 мм с толщиной стенки до 10 мм осуществляют с помощью однопламенной (сварочной) универсальной ацетилено-кислородной горелки средней и большой мощности по ГОСТ 1077-79*Е.
Для нагрева стыков труб диаметром до 377 мм с толщиной стенки до 20 мм используют многопламенные кольцевые горелки конструкции тре-
190
Технология сооружения трубопроводов
Рисунок 524 Сушка кромок пропановой горелкой
стов Мосэнергомонтаж и Востокметаллургмонтаж. Для термообработки ( стыков трубопроводов используют электронагреватели комбинированного действия типа КЭН.
5.3.5. Устройства для сборки стыков труб под сварку
Для выполнения сборки труб под сварку применяют центраторы, которые позволяют совмещать цилиндрические поверхности двух стыкуемых изделий. Центровка предусматривает закрепление отдельных труб или секций труб так, чтобы они не имели сдвига и поворота относительно трех координатных осей. Это условие достигается за счет приложения радиальных сил, развиваемых силовым механизмом центратора. Для обеспечения устойчивого положения труб в центраторе необходимо, чтобы центры приложения радиальных сил (опоры) были расположены от стыка на значительном расстоянии, что уменьшит действие макрогеометрических погрешностей базовых поверхностей (наружных или внутренних поверхностей труб). В зависимости от положения центраторов при установке их на базовую поверхность они бывают наружные или внутренние.
191
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
По конструкции наружные шар-нирные центраторы изготавливают жесткими и многозвенными. Жесткий эксцентриковый центратор состоит из двух или трех дуг рамочного типа, соединяемых между собой шарнирами. Звенные центраторы ЦЗН применяют для трубопроводов диаметров 57____
1420 мм. Центраторы имеют 16 типоразмеров: ЦЗН51, ЦЗН81, ЦЗН111, ЦЗН151, ЦЗН211, ЦЗН271, ЦЗН321’ ЦЗН371, ЦЗН421, ЦЗН531, ЦЗН631, ЦЗН721,ЦЗН821, ЦЗН1021, ЦЗН1221, ЦЗН 1421. Для центровки труб диамет-
Рисунок 525. Многозвенный цент- ром 530—1420 мм используют наруж-ратор ные центраторы с гидродомкратом
пяти типоразмеров: ЦНГ51, ЦНГ71, ЦНГ81, ЦНГ121, ЦНГ141. Кроме этого, для центровки применяют наружные центраторы модификации ЦТР для трубопроводов диаметром 203—1420 мм шести типоразмеров: ЦТр-1, ЦТр-2, ЦТр-3, ЦТр-4, ЦТр-5, ЦТр-б.
Для подгонки торцов труб под сварку диаметром 1020, 1220 и 1420 мм с увеличением в 2,5 раза усилия центровки применяют центраторы двух типоразмеров: ЦНЦ121, ЦНЦ141.
Наружный многозвенный центратор (рис. 5.25) имеет несколько наружных б и внутренних 5 звеньев, шарнирно соединенных между собой и образующих вместе с накидным замком 3 замкнутую цепь. На внутренних звеньях укреплены ролики 4, с помощью которых удерживаются трубы при центровке. Замыкающий шарнир имеет крестовину 2 и натяжной винт 1. При сборке раскрытая цепь центратора подводится под трубы, на цапфы крестовины надеваются накидные замки. Во время центровки пластины цепи располагаются симметрично по обеим сторонам от плоскости стыка. Затем цепь натягивают винтом 1 и ролики 4 совмещают кромки обеих труб. Усилие, развиваемое винтом с башмаком:
<2 = Л7/[0,1с7 + rfctgtalT)\, где N— усилие рабочего, Н; 1— длина рукоятки, м: d— наружный диаметр винта, м; г— радиус поверхности винта, передающего давление на башмак, м; f— коэффициент трения, f= 0,16; а — угол конуса башмака,
192
Технология сооружения трубопроводов
= 118°. Типовой ряд многозвенных центраторов типа НЦ унифицирован (табл. 5.30).
Унификация всех звеньев, упорных роликов и осей позволяет производить переналадку центраторов на любой диаметр в пределах указанного диапазона путем удаления или установки дополнительных звеньев.
Таблица 5 30
Техническая характеристика многозвенных центраторов
Тип Диаметр трубы, мм Масса центратора, кг
НЦ5 530 21
НЦ6 630 24
НЦ7 720 28
~НЦ8 820 31
НЦ9 920 34
НЦ10 1020 37
НЦ12 1220 43
НП14 1420 49
Внутренние или распорные центраторы обеспечивают наиболее качественную сборку труб благодаря более точному совпадению кромок труб. При центровке стык открыт снаружи, что позволяет вести сварку без предварительной прихватки. При достаточной мощности механизма центровки и высокой прочности его корпуса он может быть использован как рас
ширитель, выравнивающий длину окружности концов.
Применение внутренних центраторов позволяет повысить производительность и степень сборки для сварки как поворотных, так и неповоротных стыков магистральных трубопроводов.
Внутренний гидравлический Центратор находит широкое применение для сборки стыков трубо-
Рисунок 526. Центратор внутренний гидравлический типа ЦВ
проводов диаметром 325—1420 мм и секций длиной до 36 м (рис.
193
Ф М Муапафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Таблица 5.31.
Техническая характеристика внутренних гидравлических центраторов
Показатели ЦВ32 ЦВ42 ЦВ54 ЦВ81 ЦВ104 ЦВ124 ЦВ144
Диаметр стыкуемых труб, мм 325— 381 426 530— 630 720— 820 1020 1220 1420
Общее усилие разжатия жимков одного ряда, кН 400 400 500 800 900 1000 1100
Число жимков в одном ряду 12 8 8 12 16 20 20
Время разжатия, сжатия жимков, с 8 2/4 5/2 7/4 12/10 12/10 12/10
Размеры, мм длина (без штанги) диаметр — 2150 426 2280 570 2310 720 3000 1020 3000 1220 3000 1420
Масса центратора без штанги, кг 260 325 475 830 1500 1715 1935
Примечание: Число центрирующих рядов — 2. Привод центраторов — электро-гидравлический, ток — постоянный, напряжение — 27 В, номинальное давление в . гидросистеме — 15—17МПа.
5.26). Работа внутреннего гидравлического центратора основана на действии клинового многоплунжерного зажима (рис. 5.27) Два сферических клина (левый 2 и правый 8) устанавливаются в жестком корпусе 4. Под действием давления масла, подаваемого в цилиндры 1 и 9, концы воздействуют через ролики 10 на два ряда независимых рычагов-жимков 5 и б. На первом этапе центровки зажимается торец трубы 3 с помощью левого ряда рычагов-жимков 5. Затем устанавливается вторая труба 7 с необходимым зазором и разжимается правый ряд рычагов-жимков б. Таким образом торцы приобретают форму, а трубы устанавливаются с требуемым положением осей в пространстве. После сварки корневого слоя шва масло сливается из полости цилиндра и клиновые зажимы под действием пружины 11 перемещаются в исходное положение, освобождая трубы от действия рычагов-жимков.
194
Технология сооружения трубопроводов
При расположении рычагов-жимков вокруг конуса усилие одного жимка на поверхности трубы:
F~ XF/n = f(Q ctga/n), где XF— общее усилие, создаваемое жимками одного ряда на поверхность трубы; п — число жимков в одном ряду центратора; f— коэффициент, учитывающий потери от трения в направляющих от жимков и опор по клину, f ~ 0,85—0,9; Q — усилие на штоке сферического клина, создаваемое давлением р в гидроцилинре; ot — угол сферического клина.
Максимальное давление, развиваемое с помощью жимков на внутренней поверхности трубы: р'< 2cy.,8KnD).
Рисунок 5.27. Схема внутреннего гидравлического центратора
где ар — допускаемое кольцевое напряжение в сечении трубы, Па;
8 — толщина стенки трубы, м; п — коэффициент перегрузки, равный 1,15; D—внутренний диаметр трубы, м.
Допускаемое общее усилие жимков одного ряда центратора на поверхность трубы:
МДоп<р'1жяОк, где /ж — длина жимка; к— коэффициент, учитывающий концентрацию напряжения от жимка, к= 0,7.
В табл. 5.31 приведен унифицированный ряд центраторов (рис. 5.28).
Рисунок 5.28 Монтаж внутреннего центратора
195
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
5.4. Аттестация технологии сварки
Аттестованная технология сварки — конкретная технология сварки которая прошла приемку в данной производственной организации в соответствии с требованиями операционно-технологической карты и технологической инструкции по сварке, что подтверждается актом аттестации.
Аттестацию технологии сварки осуществляют согласно нормативным документам: при строительстве магистральных газопроводов согласно СП-105-34-96 [102], а при строительстве и капитальном ремонте нефтепроводов согласно РД 153-006-02 [81].
На основании действующих нормативно-технических документов перед началом производства работ каждый подрядчик обязан провести аттестацию технологии сварки, которую он планирует к использованию при сооружении данного магистрального трубопровода, включая ремонт и специальные сварочные работы.
Аттестуемая технология сварки должна быть представлена технологической инструкцией, в которой оговариваются:
— процесс сварки или сочетания процессов, предъявляемых к аттестации, с указанием, как выполняется этот процесс (вручную, механизированно, полумеханизированно или автоматически);
— размеры труб (диаметры и толщины стенок), класс прочности труб, марка стали (тип — для импортных труб), ГОСТ или ТУ на поставку труб;
— требования к подготовке кромок свариваемых труб (форма и размеры разделки кромок), требования к качеству зачистки их поверхности и тип инструмента для зачистки;
— требования к сборке стыков (способ закрепления труб, допустимые зазоры и др.);
— применяемые сварочные материалы (тип электрода, вид покрытия, марки электродов и/или сварочной проволоки, диаметр электрода и/или сварочной проволоки, марка флюса, вид и состав защитного газа), стандарт или ТУ на их поставку, требования к условиям их хранения и подготовке к сварке;
— параметры сварочного процесса (род тока, его полярность, сила тока и напряжение на дуге, диапазон допустимых скоростей сварки, время оплавления, давление осадки, метод удаления наружного и внутреннего грата и др.);
196
Технология сооружения трубопроводов
___положение труб в процессе сварки, количество и расположение прихваток, последовательность наложения слоев и допустимый временной интервал между их выполнением;
— - тип и основные характеристики сварочного оборудования, в том числе источников питания и центратора;
условия удаления центратора (минимальное количество слоев, сваренных до удаления центратора, и протяженность шва в процентах от периметра стыка);
необходимость предварительного, сопутствующего подогрева и послесварочной термообработки, а также их параметры, средства и условия контроля температуры;
— другие характеристики, соблюдение которых требуется при выполнении процесса;
— условия выполнения ремонта дефектных сварных швов;
— параметры, требующие регистрации в процессе сварки;
— допустимая температура эксплуатации сварных соединений участка трубопровода.
Для аттестационных технологических испытаний процесса сварки необходимо сварить кольцевое стыковое соединение в соответствии с технологической инструкцией и в присутствии представителя технадзора Заказчика.
Сварку стыка следует выполнять в условиях, тождественных трассовым, на трубах стандартной длины с использованием материалов, машин и механизмов, которые предусмотрены технологией сварки и имеют сертификаты соответствия.
При аттестации технологии специальных сварочных работ и ремонта сварных соединений допускается выполнять работы на катушках шириной не менее 250 мм.
Сварку стыка для аттестации технологии осуществляют сварщики, выбранные по усмотрению Подрядчика.
В процессе и после сварки стык подвергают пооперационному и визуальному контролю, контролю неразрушающими физическими методами, а также испытанию механических свойств сварного соединения. Дополнительно (например, в случаях двусторонней механизированной сварки под флюсом) определяют размеры швов по макрошлифам.
По требованию заказчика производится замер твердости сварного шва, ЗТВ и основного металла в соответствии со схемой, приведенной на рис. 5.29.
197
Ф.М Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 5.29. Схема замера твердости сварного шва
Рисунок 5.30. Схема вырезки темплетов для изготовления образцов для механических испытаний при аттестации технологии сварки: а —для труб диаметром 530 мм и более; б—для труб диаметром 1020 мм и более; образцы для испытания: 1 — на растяжение; 2 — на угол загиба «корнем наружу»; 3 — на угол загиба «корнем внутрь»; 4 — на ударную вязкость; 5 — на «ребро» (из каждого темплета по два образца). В том случае, когда образцы вырезают из целого стыка труб диаметром 1020 мм
Замер твердости выполняют по Викерсу HV10, линии замера должны располагаться на расстоянии не менее 2 мм от наружной и внутренней поверхности трубы, в каждой зоне замера должно быть не менее трех отпечатков (ЗТВ и основной металл — с двух сторон от оси шва). Максимальная твердость не должна превышать 350HV для швов без последующей термообработки и 320HV для швов после термообработки.
Для оценки механических свойств сварного соединения испытывают образцы на растяжение, статический и ударный изгиб. Предварительно может быть проведена дефлоки-рующая термическая обработка образцов на растяжение и статический изгиб по режиму 250 С х 6 часов.
При механизированной дуговой сварке поворотных стыков под флюсом и в защитных газах, а также контактной стыковой сварке оплавлением темплеты для изготовления образцов
и макрошлифов вырезают в любом месте сварного соединения, но не ближе (для дуговой сварки) 200 мм от места окончания процесса сварки. При
сварке неповоротных стыков вырезку указанных темплетов осуществля
198
Технология сооружения трубопроводов
ют по схеме, приведенной на рис. 5.30, при диаметре труб 1020 мм и более вырезать темплеты можно как из целого, так и из половины стыка. Количество образцов для различных видов испытаний приведено в табл. 5.32.
Таблица 5.32.
Количество образцов для механических испытаний
Группа по толщине стенки, мм На растяжение На статический изгиб На ударный изгиб (KCV)*
с расположением корня шва
наружу внутрь на ребро по шву по ЗТВ**
До 12,5 4 4 4 — 3 3
>12,5—19,0 4 — — 8 3 3
>19,0 4 — — 8 6 6
Примечания: * Испытания на ударный изгиб для швов, выполненных стыковой контактной сваркой, проводят только на стыках, подвергнутых термообработке.
** Испытания на ударный изгиб по ЗТВ проводят только в случае дуговой сварки.
Образцы для испытания на растяжение и ударный изгиб, а также стандартные образцы для испытания на статический изгиб изготавливают и испытывают в соответствии с ГОСТ 6996.
Испытание на растяжение сварного соединения труб необходимо проводить на поперечных плоских образцах типа XII или XIII с удалением выпуклости (усиления) шва по ГОСТ 6996.
Испытания на ударный изгиб сварного соединения проводят на поперечных образцах типа IX или XI по ГОСТ 6996 с V-образным надрезом (образцы Шарпи). При испытании металла шва надрез наносят по его центру, через все слои шва перпендикулярно поверхности трубы, при испытании металла зоны термического влияния — в месте: линия сплавления + 1—2 мм в сторону основного металла.
При вырезке образцов следует принять во внимание, что одна из чистовых поверхностей образца (после окончательной обработки) должна располагаться на расстоянии 1—2 мм от наружной поверхности трубы.
При толщине стенки трубы более 19 мм для испытания на ударный изгиб вырезают дополнительно еще 2 комплекта образцов с V-образным надрезом, одна из чистовых поверхностей которых расположена на расстоянии 1—2 мм от внутренней поверхности трубы.
199
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Для стандартных испытаний на статический изгиб с расположением корня шва внутрь или наружу соответственно применяют образцы типа XXVII по ГОСТ 6996. При испытании на изгиб образцов, вырезаемых в направлении толщины стенки трубы с расположением ширины образца в плоскости, перпендикулярной поверхности трубы (образцы для испытания на «ребро»), применяют образцы типа XXVIIIa по ГОСТ 6996. Ширину таких образцов принимают равной 12,5 мм.
При испытании образцов типа XXVII применяют оправку диаметром 4s ± 2 мм, где s — толщина образца (металла трубы), мм; для образцов XVIIIa диаметр оправки составляет 50 ± 2 мм.
Временное сопротивление разрыву сварных соединений, определяемое на плоских разрывных образцах со снятым усилением, должно быть не ниже нормативного значения временного сопротивления разрыву основного металла труб.
Для сварных соединений, выполненных дуговой сваркой, среднее арифметическое значение угла изгиба образцов при испытании согласно ГОСТ 6996 должно быть не ниже 120, а его минимальное значение — не ниже 100.
Для сварных соединений, выполненных контактной стыковой сваркой, среднее арифметическое значение угла изгиба образцов при испытании согласно ГОСТ 6996 должно быть не ниже 70 , а его минимальное значение — не ниже 40. При подсчете среднего значения все углы больше 110 принимаются равными 110 .
Ударную вязкость металла кольцевых сварных соединений газопроводов определяют при температуре испытания — 20 °C.
Величина ударной вязкости металла сварных соединений, определяемая на образцах с V-образным надрезом (образцы типа Шарли) при принятой температуре испытаний, должна быть не менее 34,4 Дж/см2 (3,5 кгс/см2).
Ударная вязкость определяется как среднее арифметическое из результатов испытаний при заданной температуре трех образцов, при этом минимальное значение ударной вязкости для одного образца должно быть не менее 29,4 Дж/см2 (3 кгс/см2).
Когда по каким-либо видам испытаний получают неудовлетворительные результаты, по согласованию с заказчиком проводят повторную сварку и испытания двух дополнительных стыков. Если при повторных испытаниях опять будут получены отрицательные результаты, решение о
200
Технология сооружения трубопроводов
новых испытаниях при аттестации данного технологического процесса сварки и объемах этих испытаний может быть принято Заказчиком только после выявления и устранения подрядчиком причин неудовлетворительных результатов.
По результатам аттестации технологии сварки в соответствии с технологической инструкцией и картой составляется акт аттестации технологии сварки, который должен содержать: список полного состава бригады сварщиков, которая участвовала в аттестации, с указанием выполняемых каждым сварщиком слоев шва, клейма электросварщиков данной бригады, номера и названия технологических карт, по которым выполнена аттестация, конкретные марки сварочных материалов и конкретные режимы сварки. К акту прилагаются результаты визуального контроля швов, неразрушающего контроля, механических испытаний и контроля макрошлифов. Акты аттестации технологии следует хранить в монтажной организации и сдавать Заказчику в составе исполнительной документации.
Результаты аттестационных испытаний технологического процесса сварки распространяются только на те условия сварки, которые регламентированы технологической инструкцией и картой. В случаях одного или более перечисленных ниже изменений условий сварки должны быть проведены новые аттестационные испытания:
— изменение процесса (или сочетания процессов) сварки и спосо-ба(ов) его выполнения;
— изменение материала труб: ТУ или стандарта на поставку, прочностного класса (табл. 5.33), состояния поставки;
— изменение диаметра свариваемых труб за пределы групп, приведенных в табл. 5.34;
— изменение толщины стенки трубы за пределы групп, приведенных в табл. 5.35;
— изменение разделки кромок за пределы допусков, регламентированных технологической инструкцией;
— изменение типа сварочных материалов за пределы принятого технологией прочностного класса, типа электродов, вида электродного покрытия и сердечника порошковой проволоки, типа и основности флюса;
— изменение рода тока (переменный, постоянный) и полярности (обратная, прямая);
— изменение положения труб в процессе сварки и направления сварки (снизу вверх, сверху вниз);
201
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г.Г Васильев
— изменение числа слоев шва (в сторону уменьшения) и временно го интервала между их выполнением (в сторону увеличения);
— изменение типа центратора (внутренний, наружный) и условий его удаления;
— изменение параметров предварительного, сопутствующего подогревов и послесварочной термообработки;
— уменьшение числа сварщиков на корневом слое шва, предусмотренного технологической инструкцией.
Таблица 5.33.
Группы по классу прочности труб
Группа Класс прочности Нормативное значение временного сопротивления разрыву металла, МПа (кгс/мм2)
1 Менее К50 Менее 490(50)
2 К50—К54 490(50)—529(54)
3 К55—К60 539(55)—588(60)
4 Свыше К60 Более 588(60)
Таблица 5.34.
Группы по диаметрам труб
Группа Диаметр труб, мм
1 200 и менее
2 > 200—720
3 > 720—1420
Таблица 5.35. Группы по толщине стенки
Группа Толщина стенки трубы, мм
1 не менее 12,5
2 > 12,5—19,0
3 > 19,0
Аттестацию технологии ремонта дефектных стыков следует проводить одновременно с аттестацией технологии сварки трубопровода преимуще
202
Технология сооружения трубопроводов
ственно на том же стыке. При проведении аттестации технологии ремонта производят ремонт участков сварного шва длиной не менее 300 мм в зоне вырезки образцов, обозначенных на рис. 5.30. Если ремонт сварного шва выполняется теми же сварочными материалами и тем же методом сварки, которые предусмотрены аттестованной технологией сварки, разрешается аттестовать технологию ремонта по результатам неразрушающего контроля одного потолочного участка шва длиной не менее 300 мм.
Технология сварки захлестов и другие специальные сварочные работы должны быть аттестованы отдельно, в соответствии с вышеперечисленными требованиями.
5.5. Аттестационные испытания сварщиков
Аттестация сварщиков и специалистов сварочного производства проводится в целях установления достаточности их теоретической и практической подготовки, проверки их знаний и навыков и предоставления права сварщикам и специалистам сварочного производства выполнять работы на объектах, подконтрольных Ростехнадзору.
Система аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства определяет:
— уровни профессиональной подготовки специалистов сварочного производства;
— структуру и принципы формирования аттестационных органов;
— требования к образованию и специальной подготовке сварщиков и специалистов сварочного производства;
— порядок аттестации сварщиков;
— порядок аттестации специалистов сварочного производства;
— порядок ведения реестра системы аттестации.
Установлено четыре уровня профессиональной подготовки:
I уровень — аттестованный сварщик;
II уровень— аттестованный мастер-сварщик;
III уровень — аттестованный технолог-сварщик;
IV уровень — аттестованный инженер-сварщик.
Присвоение уровня не отменяет присвоенного квалификационного разряда по действующей системе согласно Общероссийскому классификатору профессий рабочих, должностей служащих и тарифных разрядов (ОК 016-94).
203
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Организационная структура системы аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства включает в себя:
— Ростехнадзор;
— Национальный аттестационный комитет по сварочному производству (НАКС);
— головные аттестационные центры (ГАЦ);
— аттестационные центры (АЦ);
— аттестационные пункты (АП).
Аттестованный сварщик — специалист I уровня профессиональной подготовки. Для получения I уровня аттестуемый сварщик должен иметь среднее (неполное среднее) общее образование, пройти подготовку в профтехучилищах, на спецкурсах (в том числе по месту работы) по программам, утвержденным в установленном порядке.
Сварщики подлежат аттестации на право выполнения сварочных и наплавочных работ конкретными видами (способами) сварки плавлением, осуществляемыми вручную, механизированными (полуавтоматическими) и автоматизированными методами при работах на объектах, подконтрольных Госгортехнадзору России.
После аттестации сварщику присваивается I уровень профессиональной подготовки (аттестованный сварщик).
Аттестация сварщиков подразделяется на первичную, дополнительную, периодическую и внеочередную.
Первичную аттестацию проходят сварщики, не имевшие ранее допуска к сварке и/или наплавке (далее по тексту — сварке) соединений оборудования, конструкций и трубопроводов, подконтрольных Ростехнадзору.
Для сварщиков, аттестованных по «Правилам аттестации сварщиков», утвержденных Ростехнадзором 16 марта 1993 г., первичной считается первая аттестация в соответствии с требованиями настоящих Правил, которую они проходят по завершении срока действия аттестационного удостоверения старого образца.
Дополнительную аттестацию проходят сварщики, прошедшие первичную аттестацию, перед их допуском к сварочным работам, не указанным в их аттестационных удостоверениях, а также после перерыва свыше 6 месяцев в выполнении сварочных работ, указанных в их аттестационных удостоверениях. При дополнительной аттестации сварщики сдают специальный и практический экзамены.
Периодическую аттестацию проходят все сварщики в целях продления указанного срока действия их аттестационных удостоверений на выпол
204
Технология сооружения трубопроводов
неНие соответствующих сварочных работ. При периодической аттестации сварщики сдают специальный и практический экзамены.
Внеочередную аттестацию должны проходить сварщики перед их допуском к выполнению сварки после их временного отстранения от работы за нарушение технологии сварки или повторяющееся неудовлетворительное качество выполненных ими производственных сварных соединений. При внеочередной аттестации сварщики сдают общий, специальный и практический экзамены.
К первичной аттестации допускаются сварщики, имеющие:
__разряд не ниже указанного в руководящей и нормативно-технической документации на сварку объектов, подконтрольных Ростехнадзору России;
— необходимый минимальный производственный стаж работы по специальности;
— свидетельство о прохождении специальной теоретической и практической подготовки по аттестуемому направлению деятельности.
Если сварщик имеет опыт работы по ручной сварке, то в стаж его работы при аттестации на сварку механизированными и автоматическими способами сварки разрешается засчитывать стаж работы по ручной сварке.
Если сварщик имеет опыт работы по механизированным способам сварки, то в стаж его работы при аттестации на сварку автоматическими способами сварки разрешается засчитывать стаж работы по механизированным способам сварки.
Когда кандидат самостоятельно представляет заявку на проведение аттестации, он должен иметь разряд не ниже 4-го.
Аттестуемый сварщик должен уметь выполнять сварочные работы с соблюдением требований технологической документации и правил безопасности.
Порядок аттестации сварщиков изложен в «Технологическом регламенте аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства».
Требования к минимальному стажу работы по специальности, необходимому для допуска сварщика к первичной аттестации:
Минимальный стаж
Способы сварки и наплавки работы по способу
сварки, мес
Т Ручная дуговая, газовая, механизированная неплавящимся и плавящимся электродами
205
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
в защитных газах, в том числе вварка труб
в трубные решетки 12 *
2. Ручная неплавящимся электродом в инертных газах, автоматическая и механизированная под флюсом, автоматическая неплавящимся и плавящимся электродом в защитных газах, электрошлаковая, электронно-лучевая, плазменная 6 **
* Решением аттестационной комиссии минимальный производственный стаж может быть уменьшен, но при этом в любом случае он должен составлять не менее шести месяцев для аттестации на допуск к ручной и полуавтоматической сварке и не менее трех месяцев для аттестации на допуск контроля автоматической сварки **Для выполнения сварных соединений неответственных конструкций по согласованию с органами Ростехнадзора к первичной аттестации могут быть допущены выпускники профессионально-технических училищ или учебных комбинатов, не
имеющие производственного стажа
Целью аттестационных испытаний является определение способности
сварщика выполнить качественное сварное соединение при использова-
нии технологического процесса сварки, прошедшего соответствующую аттестацию. Прежде чем приступить к выполнению сварочных работ каждый сварщик должен сварить на специально подготовленных «катушках» допускной стык (рис. 5.31).
Рисунок 5 31. А ттестация сварщиков — сварка кольцевого стыкового соединения
При ручной дуговой сварке неповоротных стыков труб диаметром 1020 мм и более допускается сваривать при проведении аттестации сварщиков одну из половин стыка относительно вертикальной оси.
Сварщик-оператор механизированной сварки должен выполнить весь набор операций, связанный со сваркой стыка в целом или той части шва, на которую он аттестуется.
Сварщик(и), выполнивший^) сварку стыка, признанного годным при аттес
206
Технология сооружения трубопроводов
тации технологии сварки,счи-тается(ются) прошедшим(и) испытания и для получения аттестационного удостоверения ему (им) не требуется проходить дополнительную аттестацию
В процессе аттестационных испытаний сварщик(и) дол-жен(ны) выполнять требования технологической инструкции и карты и применять такую же технику выполнения швов, которая будет использоваться в дальнейшем при сооружении трубопровода. До-пускной стык следует сваривать в присутствии представителя технадзора Заказчика при условиях непрерывного пооперационного контроля и последовательной оценки качества операций.
Аттестационные испытания сварщика, в том числе при работе в составе бригады, назначают также в случаях, если:
— он имел перерыв в своей работе более трех месяцев;
— в технологическую доку-
Рисунок 5.33. Контроль сварного соединения шаблоном сварщика
ментацию внесены изменения (измене-ние материала труб, диаметра труб, изменение типа сварочных материалов и т.п.)
Допускной стык подвергают:
— пооперационному контролю в процессе сварки;
— визуальному осмотру с определением геометрических параметров сварного соединения (рис. 5.32, 5.33);
— радиографическому контролю;
— испытанию образцов на излом с надрезом;
207
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 5.34 Схема вырезки образцов для испытаний при а ттестации сварщиков: а — для труб диаметром 530 мм и более; б — для труб диаметром 1020 мм и более; 1 — образцы для испытания на излом (Nick Break)
Рисунок 5.35. Образец с надрезами для испытания на излом
—контролю за раз. мерами швов и наличием недопустимых дефектов по макрошлифам.
После радиографического контроля до-пускного стыка должны быть выполнены испытания образцов на излом с надрезом. Схема вырезки образцов в зависимости от диаметра трубы показана на рис. 5.34, а форма и — размеры самого образца на рис. 5.35.
Образцы (рис. 5.35) должны иметь длину около 230 мм и ширину около 20 мм. Они могут быть вырезаны газовой резкой, фрезой или другим аналогичным инструментом с последующей механической обработкой. Образцы должны иметь надрезы, выполненные ножовкой в центральной части сварного шва (со стороны наружного усиления) и по бокам шва. Кромки образца должны быть параллельные и гладкие.
208
Технология сооружения трубопроводов
При толщине стенки трубы менее 20 мм глубина боковых надрезов должна находиться в пределах 3 мм, а поперечного надреза по усилению щва___1,5 мм, при толщине стенки трубы 20 мм и более — соответствен-
но 4,0 мм и 2,5 мм.
Усиление и обратный валик не удаляют.
Образцы могут быть разрушены преимущественно растяжением на разрывной машине. В отдельных случаях при соблюдении техники безопасности разрешается разрушение образцов ударом по центру образца при зажатых концах или ударом молота по свободному концу образца при зажатом другом конце.
Поверхность излома должна быть полностью проваренной и сплавленной между слоями шва. Максимальный размер любой газовой поры должен быть не более 2,5 мм, а суммарная площадь допустимых пор не должна превышать 3% площади излома образца.
Глубина шлаковых включений не должна превышать 1 мм. Расстояние между соседними шлаковыми включениями должно быть не менее 12,5 мм.
Если в изломе обнаружены дефекты типа флокенов («рыбьих глаз»), то они не являются браковочным признаком при данном испытании.
По согласованию с Заказчиком допускается вместо испытаний на излом образца с надрезом проводить испытания на статический изгиб. Для этого из положения, близкого к потолочному («5—7 часов»), должен быть вырезан комплект из двух образцов для испытаний на ребро (рис. 5.36).
Если результаты контроля удовлетворяют вышеперечисленным требованиям, то признают, что сварщик (сварщики) выдержал(ли) испытания, что должно быть подтверждено актом аттестации и именной карточкой.
Если результаты контроля не удовлетворяют вышеперечисленным требованиям, то разрешается выполнить сварку и контроль двух других допускных стыков; в случае получения при повторном контроле неудовлетворительных результатов хотя бы на одном из стыков сварщика признают не выдержавшим испытание. К повторному испытанию сварщик может быть допущен только после дополнительного обучения (тренировки) по специальной программе, согласованной с технадзором Заказчика.
209
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 5 36. Образцы кольцевых сварных соединений труб после аттестационных испытаний
Срок действия аттестационных испытаний сварщиков определяется на время строительства данного объекта в том случае, если соблюдены следующие условия:
— сварщик в течение всего этого времени выполняет только ту работу, по которой он прошел аттестационные испытания;
— перерыв в работе за этот период не превышает трех месяцев.
Если сварщик за время работы нарушил технологическую дисциплину и допустил брак в работе, технадзор Подрядчика или Заказчика имеет право отстранить его от работы и потребовать переаттестации.
210
Технология сооружения газонефтепроводов
ГЛАВА 6. ИЗОЛЯЦИОННО-УКЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ
6.1 Противокоррозионные изоляционные материалы
Для противокоррозионной защиты магистральных трубопроводов должны применяться наружные покрытия, отвечающие требованиям ГОСТ Р 51164-98 [47].
В зависимости от диаметра и конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов применяются два типа защитных покрытий: усилений и нормальный.
Усиленный тип защитных покрытий применяется на участках трубопроводов I и II категорий всех диаметров, на трубопроводах диаметром 820 мм и более, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых в зонах повышенной коррозионной опасности в соответствии с ГОСТ Р 51164-98.
Конструкции наружных защитных покрытий заводского и трассового нанесения, рекомендуемых для противокоррозионной защиты стальных магистральных трубопроводов, минимально необходимая толщина защитных покрытий и максимально допустимая температура их применения приведены в ГОСТ Р 51164-98. В таблице 2 ГОСТ Р 51164-98 изложены основные требования, предъявляемые к наружным противокоррозионным покрытиям трубопроводов (приложение Д).
На рис. 6.1 и 6.2 представлены классификации защитных покрытий и изоляционных материалов. Несмотря на большое разнообразие конструкций защитных покрытий для строительства трубопроводов подземной и подводной прокладки диаметром до 1220 мм предпочтительнее применять трубы с заводским покрытием. Область применения различных видов заводских покрытий представлена в табл. 6.1.
211
Ф.М. Мустафин, Л И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 6.1.
Область применения различных видов наружных заводских покрытий
Вид покрытия Максимальный диаметр труб, мм Максимальная температура эксплуатации по данным производителей, °C Максимальная температура эксплуатации по ГОСТР 51164-98, °C
Полиэтиленовое НП 1420 50-60 60
Полиэтиленовое ВП 1420 60-70 60
Полипропиленовое 1420 90—110 60
Эпоксидное 820 80—90 80
Стеклоэмалевое 530 150 150
Каменноугольныеи битумные мастики 820 40 40
Наиболее массово производятся заводские покрытия на основе полиэтилена (до 90%). В табл. 6.2. представлены основные характеристики полиэтилена выпускаемого фирмами-производителями (рис. 6.3).
Таблица 6.2.
Характеристики полиэтилена низкой плотности
Свойства Фирма (страна)
«Mannesmann» (Г ермания) «Хеш» (Германия) «Sumitomo Metal» (Япония) «Nippon Steel» (Япония)
Индекс расплава, г/10 мин 0,35-0,55 1,2—1,7 0,14 0,15
Плотность, г/см3 0,933—0,939 0,930—0,935 0,930—0,950 0,935
Прочность при разрыве, МПа 13 9 10—12 23
Относительное удлинение при разрыве, % 500—600 200 700—800 560
Температура хрупкости, °C -72 -72 -75 -76
212
га
s
КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
ПО армированию По температуре ~
Армированные |
-| Неармированные |
—| Нормальные]
— Усиленные
—| На внешнюю
-Ц На внутреннюю
" 1 — Усиленные
Заводская |-Трассовая к 1 _ 1
1 Однослойная |-
Базовая Р 1 1
— 1 | Многослойная ф
—| Полимерные
С тепловой обработкой
Мастичные | С подогревом (зимой)
Минеральные 1
—| Комбинированные")
| Горячего У~
Рисунок 6.1. Классификация защитных покрытий трубопроводов
Технология сооружения газонефтепроводов
МАТЕРИАЛЫ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
ьэ £
I
Полимерные
ZZZjZZZZ
Мастичные
Минеральные
Полиэтиленовые Поливинилхлоридные Полипропиленовые Полиуретановые Эпоксидные Фенольные и феноло-формальдегидные
Битумные Модифицированные — битумно - резиновые, — битумно-минеральные, — битумно-полимерные
Стеклянные
Стеклоэмалевые
Цементные
Каменноугольные ]
-I Петролатумные I
Бетонные
Фурановые Полиэфирные Полиамидные Полиакриловые Поливинилацететные Пентапластовые
Фторопластовы е Каучуковые
Комбинированные другие
Консистентные смазки
Фосфатные и фосфатнокерамические
Рисунок 6.2 Классификация материалов защитных покрытий трубопроводов
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Технология сооружения газонефтепроводов
для определения оптимальной толщины слоя полиэтиленовой изоляции проведены сравнительные испытания, при которых трубы большого диаметра с полиэтиленовым покрытием разных толщин подвергались нагрузкам, которые могут возникать в процессе строительства и эксплуатации трубопроводов.
Основными видами нагружения являлись протаскивание изолированных труб по щебню, песчано-каменистому грунту, поперек железнодорожных рельсов, падение труб с высоты 1 м на грунт с каменистыми включениями, падение на поверхность изоляции щебня и камней различной массы и т.п.
Кроме того, оценивали ударную прочность покрытия разной толщи
Рисунок 6 3 Цех нанесения полимерных защитных покрытий на стальные трубы большого диаметра
ны в широком интервале температур. На основании проведенных исследований и накопленного опыта работы с трубами, изолированными полиэтиленом, стандартом DIN 30670 рекомендуемая толщина покрытий, приведена в табл. 6.3.
Таблица 6.3.
Рекомендуемая толщина заводских полиэтиленовых покрытий
Диаметр трубы, мм Толщина слоя покрытия, мм
Экструдированного Напыленного
Менее 100 1,8—2,5 1,6—2,3
100—250 2—2,5 1,8—2,3
273—508 2,2—3,0 2,2—2,5
530—1220 2,5—3,6 2,5—3,0
В качестве исходного материала при нанесении покрытий применяют термосветостабилизированные композиции порошкообразного полиэти-
215
ФМ Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 6.4 Нанесение на трубу наружного покрытия продольной экструзией
лена низкого давления на основе базовых марок повышенной стойкостью к термо- и фотоокислительному старению. При изоляции методом экструзии для основного слоя покрытия используют термосветостабилизированные композиции полиэтилена высокого давления базовых марок (рис. 6.4).
Адгезионная прочность заводских полиэтиленовых покрытий представлена в табл. 6.4.
Таблица 6.4.
Адгезионная прочность заводских полиэтиленовых покрытий
Температура, °C Адгезионная прочность, Н/см
Адгезионный слой на основе полиэтилена Адгезионный слой на основе бутилкаучука
-45 7,0 1,0
-20 10,0 5,5
0 10,0 10,0
20 7,0 4,0
40 4,5 2,0
60 1.5 0,85
Наряду с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием для противокоррозионной защиты трубопроводов могут применяться: заводское двухслойное полиэтиленовое покрытие и заводское трехслойное полипропиленовое покрытие. При этом область применения заводского двухслойного полиэтиленового покрытия ограничивается диаметрами трубопроводов до 820 мм включительно и температурой транспортируемых продуктов не выше плюс 60 °C. Заводское полипропиленовое покрытие предназначено для применения при строительстве морских трубопроводов, подводных переходов, при прокладке трубопроводов в скальных грунтах, при строительстве методами «закрытой» прокладки (проколы, ННБ и др.). Кроме того, полипропиленовое покрытие может применять
216
Технология сооружения газонефтепроводов
ся для противокоррозионной защиты «горячих» участков трубопроводов с температурой эксплуатации до плюс 110 °C. Использование полипропиленового покрытия существенно ограничено при проведении строительномонтажных работ в зимнее время. Температура хранения труб с заводским полипропиленовым покрытием не должна быть ниже минус 20 °C, а при транспортировании изолированных труб и проведении строительномонтажных работ температура окружающей среды не должна быть ниже минус 10 °C.
Для противокоррозионной защиты фасонных соединительных деталей (тройники, отводы, переходы и др.) и задвижек трубопроводов применяются полиуретановые, эпоксидно-поли-уретановые покрытия или другие ти
Рисунок 6 5. Нанесение жидкого двухкомпонентного покрытия в заводских условиях
пы защитных покрытии заводского и трассового нанесения, отвечающие требованиям ГОСТ Р 51164-98 (рис. 6.5) [47].
Изоляцию сварных стыков труб с заводской изоляцией в трассовых условиях в России и за рубежом осуществляют различными методами и материалами. Для этих целей применяют: термоусаживающиеся
манжеты, муфты и ленты; полимерные липкие ленты; битумные покрытия; порошковые эпоксидные краски и т.д.
Наиболее широко используется изоляция с применением термоусажи-вающихся манжет и муфт, основу которых составляет радиационно-вулканизированный полиэтилен трехмерной структуры, который при тепловом воздействии на него обеспечивает усадку изделия на сварном стыке. При
Рисунок 6 6 Молекулярная структура термопластичных материалов
217
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
этом усадку манжеты можно производить как на предварительно нанесенную грунтовку, так и без нее.
Термоусаживающиеся оберточные ленты, манжеты и муфты для изоляции сварных соединений труб с заводской изоляцией, а также оборудование для их нанесения производят и предлагают фирмы, такие как «Raychem», «Ашегоп», «CANUSA» (Канада, США), «Furukawa», «Nitto», «Sekisui» (Япония), ВНИИСТ, НПО «Пластик», «Трубопласт» (Екатеринбург), ОАО «Гефест-Ростов» (Ростов-на-Дону), ЗАО «Терма» (Санкт-Петербург) и многие другие.
Технологию изготовления и применения термоусаживающихся материалов можно рассмотреть на примере термоусадки полиэтиленовых лент и манжет фирмы «Raychem».
Термопластичные материалы представляют собой частично кристаллические полимеры. Их прочность определяется как химической структу
Рисунок 6 7 Переход полиэтилена в
текучее состояние
Рисунок 6 8. Образование поперечных связей между молекулами
рой образующих полимерных цепей, так и степенью кристалличности изготовленной пленки (рис. 6.6).
При нагревании пленки выше точки плавления кристаллитов (120°С) они плавятся и возникает гомогенный расплав полимера, характеризуемый некоторой достаточно высокой вязкостью, зависящей от молярной массы используемого полимера (рис. 6.7).
С развитием атомной энергии было сделано важное открытие. Если подвергнуть некоторые пластмассы воздействию радиации высокой энергии, то это приводит к образованию химических поперечных связей между молекулами полимера, т.е. материал сшивается (рис. 6.8).
Как только материал подвергся радиационному сшиванию, он не плавится и не «течет» при высокой температуре. При нагревании материала кристаллиты, как и прежде, плавятся, однако материал больше
218
Технология сооружения газонефтепроводов
не «течет» и его форма не изменяется. В то же время сшитая структура является эластичной. Когда материал нагревается до температуры, при которой кристаллиты плавятся, он ведет себя как каучук. Благодаря ра
диационному сшиванию продукция, изготовленная из такого материа
ла, имеет отличную эластичную «память» о своих размерах до растяжения. Эти ленты или муфты, поставляемые в растянутом виде (т.е. больше требуемых размеров), при нагревании сжимаются (процесс термоусадки) и плотно охватывают трубу или другой предмет, на которых
они установлены.
Фирмы-изготовители термоусаживающиеся изделия (ленты, манжеты, муфты) производят в окончательном виде, а затем подвергают действию радиации высокой энергии и тем самым «замораживают» в нужной форме. При этом кристаллиты возникают снова и фиксируют структуру полимера до следующего нагрева. Заказчик или потребитель нагревает термоусаживающееся полимерное изделие на конкретном объекте, например трубопроводе. При этом кристаллиты расплавляются. Поперечные химические сшивки позволяют материалу вернуться к его исходной форме.
После охлаждения пленка рекристаллизируется и «фиксируется» в ее новом, восстановленном виде. После нового нагрева никаких других изменений в полимере не наблюдается.
Рекомендуемые толщины покрытий термоусаживающихся муфт для труб диаметром:
— до 273 мм включительно > 1,75 мм;
— 273—530 мм включительно
— 530 мм и более
Термоусаживающиеся материалы отечественного производства
Материалы производства ОАО «Гефест-Ростов» (г. Ростов-на-Дону).
Комплект термоусаживающейся манжеты «ДОНРАД-МСТ» (рис. 6.9, табл. 6.5, 6.6) предназначен для антикоррозионной защиты сварных стыков и гнутых отводов стальных трубопроводов, предназначенных для эксплуатации при температурах до 60°С.
> 2,15 мм;
> 2,5 мм.
Рисунок 6 9. Комплект манжеты «ДОНРАД-МСТ»
219
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
Таблица 6.5.
Размеры манжет
Диаметр трубы, мм Толщина манжеты, мм Ширина манжеты, мм
До 273 вкл. 1,2 + 0,2 225(450) + 5
До 530 вкл. 1,8 + 0,2 450 + 5
До 820 вкл. 2,0 + 0,2 450 + 5
До 1420 вкл. 2,4 + 0,2 450 + 5
Манжеты выпускают следующих типов:
• ДОНРАД-МСТ ЭП — для изоляции сварных стыков труб с трехслойным заводским покрытием диаметром до 1420 мм по эпоксидной грунтовке с температурой предварительного нагрева трубы 70—80°С;
• ДОНРАД-МСТ — для изоляции сварных стыков труб с двухслойным заводским покрытием диаметром до 820 мм без грунтовки с температурой предварительного нагрева трубы 130 °C.
Комплект поставки состоит из манжеты «ДОНРАД-МСТ», ленты-замка и двухкомпонентной эпоксидной грунтовки ПЭГ (для ДОНРАД-МСТ ЭП).
Манжета «ТЕРМОРАД-МСТ» (табл. 6.6) предназначена для наружной антикоррозионной защиты сварных стыков, гнутых отводов и соединительных деталей подземных трубопроводов с наружным заводским полиэтиленовым покрытием, предназначенных для эксплуатации при температурах до 50°С.
Таблица 6.6.
Технические характеристики термоусаживающихся манжет
Показатель ДОНРАД-МСТ ЭП ДОНРАД-МСТ Терморад-мет ДОНРАД-СТ
1 2 3 4 5
Прочность при разрыве ленты-основы в продольном направлении при температуре (20 ± 5) °C, МПа, не менее 12 12 12
Относительное удлинение при разрыве ленты-основы в продольном направлении при температуре (20 ± 5) °C, %, не менее 200 200 200
Содержание гель-фракции ленты-основы, %, не менее 60 — 60
220
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение табл. 6.6
1 2 3 4 5
Степень усадки ленты в продольном направлении при температуре (130+ Ю) °C, %, не менее не более 15 30 25 + 5 15 30
Адгезия при температуре (20 ± 5) °C, Н/см, не менее: к стали к загрунтованной стальной поверхности к заводскому полиэтиленовому покрытию к загрунтованному заводскому полиэтиленовому покрытию 70 70 60 50 70 50—70 50 50
Адгезия после выдержки в воде в течение 1000 ч при температурах 20, 40, 60 °C, Н/см, не менее: к стали к загрунтованной стальной поверхности к заводскому полиэтиленовому покрытию к загрунтованному заводскому полиэтиленовому покрытию 50 50 40 35 50 35—50 35
Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации после 30 сут испытаний, см2, не более: при 20 °C при 40 °C при 60 °C 4 8 10 4 10 8—10 10—15
Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя при постоянном электрическом напряжении, кВ/мм, не менее 5 10 5
Манжета используется для изоляции трубопроводов диаметром до 1420 мм по эпоксидной грунтовке с температурой нагрева трубы 70—80°С.
221
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г Васильев
Преимуществом данного типа манжеты по сравнению с «ДОНРАД-МСТ ЭП» являются повышенные (на 50%) прочностные характеристики наружного слоя покрытия, позволяющие осуществлять прокладку трубопроводов в скальных и твердых грунтах.
Конструкция покрытия на основе манжеты «ТЕРМОРАД-МСТ ЭП» состоит из манжеты «ТЕРМОРАД-МСТ», ленты-замка и двухкомпонентной эпоксидной грунтовки ПЭГ.
Лента термоусаживающаяся двухслойная радиационно-модифицированная «ДОНРАД-СТ» (табл. 6.6) предназначена для изоляции сварных стыков и отводов труб диаметром до 820 мм с двухслойным заводским изоляционным покрытием с температурой эксплуатации 60°С. Изоляцию осуществляют при нагреве трубы до 130°С.
Лента представляет собой двухслойный изоляционный материал, состоящий из наружной электронно-химически модифицированной полиэтиленовой пленки-основы и внутреннего адгезионного подслоя. Ленту производят методом плоскощелевой экструзии, совмещенным с каландровым способом. Поставляют в рулонах.
Ленты защитные термоусаживающиеся «ТЕРМА-40» и «ТЕРМА-60», изготовляемые ЗАО «ТЕРМА» (г. Санкт-Петербург), применяются для защиты наружной поверхности трубопроводов диаметром до 1420 мм при температуре эксплуатации от минус 60 до плюс 40 и 60°С
Рисунок 6.10. Бригада по нанесению термоусаживаю-щихся манжет в трассовых условиях. (Сахалин, 2005г.)
соответственно (табл. 6.7). Ленты «ТЕРМА-СТ» предназначены для изоляции сварных стыков труб с заводским полиэтиленовым покрытием при температуре эксплуатации от минус 60 до плюс 60°С; ленты «ТЕР-МА-ЛКА» предназначены для замыкания в кольцо манжет при изоляции сварных стыков труб с заводским полиэтиле-
222
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 6.7.
Технические характеристики лент «ТЕРМА»
Показатель ТЕРМА- 40 ТЕРМА- 60 ТЕРМАСТ ТЕРМА-Р ТЕРМА-ЛКА
Прочность при разрыве, МПа, не менее 12 12 12 12 12
Относительное удлинение при разрыве, %,
не менее 200 200 200 200 200
Усадка в продольном направлении, %,
не менее 10—20 10—20 20—30 0—10 0—10
Содержание гель-фракции, % 40—50 40—50 40—50 40—50 40—50
Адгезия к стали и ПЭ-покрытию, Н/см, не менее (в воздушной среде, в интервале температур 15—35°С) 35 35 35 35 35
Адгезия к стали и ПЭ-покрытию после экспонирования в течение 1000 ч при (60 ± 2)°С, Н/см, не менее 35 35 35 35 35
Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации (1,5 В после 30 сут испытаний в 3 %-ном растворе NaCl), см2, не более, при 20 °C 5 5 5 5 5
60 °C 15 15 15 15 15
Толщина ленты, мм 2,4 + 0,2 2,0 + 0,2 2,0 + 0,2 2,0 + 0,2 2,0 + 0,2
1,8+ 0,2 1,4 + 0,2 1,8+ 0,2 1,8 + 0,2
1,2 + 0,2 1,2+ 0,2 1,2+ 0,2
Ширина ленты, мм (± 2) 450 450 600 225 600
225 225 500 150 450
150 150 450 225
223
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
новым покрытием. Ленты состоят из электронно-химически сшитого полужесткого слоя полиолефина (основы), покрытого изнутри термопластичным адгезионным слоем на основе модифицированной адгезионно-активной композиции сэвилена (рис. 6.10).
Ленты поставляют в рулонах на картонных или полимерных гильзах (шпулях). Рулоны ленты упаковывают в полиэтиленовую пленку и обвязывают шпагатом. Ленту хранят в рулонах в закрытых помещениях, исключая попадание прямых солнечных лучей, на расстоянии не менее 1 м от нагревательных приборов.
Двухслойная электронно-химически модифицированная лента «Рад-лен», производства НПО «Пластик» (г. Москва), выпускается нескольких типов (табл. 6.8). Лента «Радлен-АК» выпускается для герметизации вентиляционных стыков, лента «Радлен-60» — для антикоррозионной защиты стальных трубопроводов диаметром до 1420 мм, а также для изоляции сварных стыков труб с заводским полиэтиленовым покрытием. Температура эксплуатации лент от минус 60 до плюс 60°С. Лента «Радлен-110» — применяется для антикоррозионной защиты стальных трубопроводов диаметром до 1420 мм, а также для изоляции сварных стыков труб с заводским полиэтиленовым покрытием. Температура эксплуатации ленты от минус 60 до плюс 110 °C.
Двухслойная термоусаживающаяся лента «Термизол», изготавливаемая на производственной базе НПУ «ЗНОК и ППД»(ОАО «Татнефть»), предназначена для изоляции сварных стыков труб в полевых и базовых условиях. Она представляет собой рулонный изоляционный материал шириной полотна от 50 до 450 мм.
Таблица 6.8.
Технические характеристики лент «Радлен»
Показатель Прочность при разрыве, МПа, не менее Радлен-АК 14,7 Радлен-60 14,7 Радлен-ПО 14,7
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее 300 300 300
Усадка в продольном направлении, %, не менее 20 30 30
Содержание гель-фракции, % 60 ± 5 70 ± 5 70 ± 5
Адгезия к стали при 15—35 °C, Н/см, не менее 50 50 50
224
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение табл. 6.8.
после экспонирования в воде при (23 ± 2) и (60 ± 2) °C в течение (1000 ± 1) ч 3.5 3,5 .. -
после экспонирования в воде при (98 ± 2) и (60 ± 2) °C в течение (1000 ± 1) ч — 3,5
Катодное отслаивание, см2, не более 0,8 ± 0,2 2,1 ±0,1 2,1 ±0,1
Толщина ленты, мм 0,6 ± 0,1 1,2 ± 0,1 0,8 ± 0,1 1,2 ±0,1 0,8 ± 0,1
Ширина ленты, мм 80 ± 3 450 ± 2 220 ±2 150 ±2 450 ± 2 220 ± 2 150 ±2
Лента состоит из двух слоев: первый — адгезионный, выполненный на основе клея-расплава, второй — полиэтиленовый, термоусаживающийся. Основные параметры ленты «Термизол» приведены ниже:
Показатель Значение
Толщина ленты, мм....................................0,7—1,3
Толщина основы, мм...................................0,5—0,8
Толщина адгезионного слоя, мм........................0,2—0,5
Ширина ленты, мм..................................... 450 + 10
Прочность при разрыве, МПа, не менее....................12,0
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее.........300
Адгезия к стали, МПа, не менее...........................3,5
Параметры термоусадки, %, не менее: в продольном направлении..................................50
в поперечном направлении..................................10
Лента «Политерм» (ЗАО «Делан») используется в качестве защитной термоусаживающейся обертки для покрытия поверхности подземных стальных трубопроводов по расплаву битумно-полимерных мастик. Ленту изготавливают по технологии химической или радиационной сшивки полиэтиленовой основы (табл. 6.9).
225
ФМ Мустафин ЛИ Быков Г Г Васильев
Таблица 6 9
Основные характеристики ленты «Политерм» (ЗАО «Делан»)
Показатель Значение Метод испытания
Цвет Черный
Общая толщина, мм 0,7—0,8 ASTM D 1000
Прочность основы при разрыве при 23°С, МПа, не менее 10 ASTM D 1000
Удлинение при разрыве при 23°С, %, не менее 250 ASTM D 1000
Усадка при 140°С, % продольное направление поперечное направление 10—30 5—10
Водопоглощение при 23°С, 24 ч, % 0,1 ASTM D 570
Температура хрупкости, °C —60
Термоусаживающиеся материалы зарубежного производства
Термоусаживающиеся материалы фирмы «Raychem»
Фирма «Raychem» была первой по разработке технологии термоусадки полимеров Фирмой выпускается широкий ассортимент продукции для энергетики, электроники и других областей промышленности Отделение «Ultratec» предлагает уникальные решения в области коррозионной защиты и герметизации трубных соединений Его продукция основана на современной технологии производства полимеров и предназначена для
226
Технология сооружения газонефтепроводов
трубопроводов систем газо-, нефте- и водоснабжения, городских систем теплоснабжения
Муфта HTLP 60 (рис 6 11) представляет собой трехслойное покрытие (эпоксидная грунтовка, термоплавкий клей, полиэтилен), аналогичное структуре трехслойного заводского покрытия, и предназначена для защиты от коррозии кольцевых сварных швов подземных трубопроводов с рабочими температурами до 60°С
Система HTLP состоит из 2-компонентной жидкой грунтовки (эпоксидная смола и отвердитель) без растворителя и термоусаживающейся оберточной муфты
Муфты HTLP 60 имеют толстостенную сшитую полиэтиленовую подложку, на которую наносят термоплавкий адгезионный слой из сополимера, имеющий высокую стойкость к сдвиговым нагрузкам (табл 6 10) Замковую пластину поставляют как отдельно, так и предварительно прикрепленной к муфте
Во время установки муфты адгезионный слой расплавляется
и прочно сцепляется со слоем эпоксидной грунтовки
Особые характеристики
— стойкость к сдвиговым грунтовым нагрузкам,
— короткий период отверждения, исключающий процесс просушки,
— отличные характеристики на стойкость к катодному отслаиванию и к воздействию горячей воды,
- совместимость со стандартными промышленными заводскими полиэтиленовыми покрытиями
Манжеты HTLP поставляют нарезанными лентами под конкретный диаметр трубы, ширина ленты 500 мм, толщина 2,25 мм
Рисунок 612 Установка термоусаживающейся муфты WPC
227
Ф.М Мустафин, Л.И Быков, Г Г Васильев
Муфта WPC (рис. 6.12) представляет собой термоусаживающуюся, готовую к установке муфту для антикоррозионной защиты сварных стыков подземных трубопроводов, совместимую со стандартными противокоррозионными покрытиями для труб, включая полиэтилен, наплавленное эпоксидное покрытие, ленточное покрытие и покрытие на основе каменноугольной смолы.
Таблица 6.10.
Технические характеристики муфты HTLP 60 (Raychem)
Показатель Значение Метод испытания
Прочность при разрыве, МПа 17,2 ASTM D 638
Относительное удлинение при разрыве, % 580 ASTM D 638
Адгезия к стали, полиэтилену и эпоксидным покрытиям, Н/см 45 ASTM D 1000
Ударная прочность, Дж 15 ASTM G 14
Температура хрупкости, °C -70 ASTM D 2671 С
Прочность на сдвиг при 60°С, Н/см2 45 DIN 30672
Сопротивление ползучести от воздействия грунта, мм 1 0,2 TP-206
Температура размягчения адгезионного слоя, °C, метод «кольцо и шар» 103 ASTM E 28
Катодное отслаивание (30 сут, 60°С), мм 14 ASTM G 42
Электросопротивление, Ом • см 5 • 105 ASTM D 257
Диэлектрическая сплошность: отсутствие пробоя при напряжении, кВ 45 ASTM D 149
Манжеты WPC 60 и WPC 120 представляют собой толстую основу из радиационно-сшитого полиэтилена, на которую нанесен термоплавкий адгезионный слой, обладающий высокой прочностью на сдвиг, и предназначены для антикоррозийной защиты сварных стыков подземных трубопроводов, эксплуатируемых при 60 и 120°С соответственно (табл. 6.11).
228
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 6.11.
Технические характеристики муфт WPC
Показатель Манжета WPC 60 WPC 120 Метод испытания
Прочность при разрыве, МПа Относительное удлинение при разрыве, % 17 17 580 580 ГОСТ 11262-80 ГОСТ 11262—80
Адгезия к стали, полиэтилену и эпоксидным покрытиям, Н/см 50 50 DIN 30670
Температура хрупкости, °C - 70 - 65 ASTM D 2671С
Температура размягчения адге зионного слоя, °C, метод «кольцо и шар» 103 155 ASTM Е 28
Катодное отслаивание (30 сут, 60°С), мм 18 15 ASTM G 42
Стойкость к ультрафиолетовому излучению Нет изменения относительного удлинения после 500 ч испытаний ГОСТ 16337-77
Диэлектрическая сплошность, кВ 45 45 ГОСТ Р51164-8 8
Стойкость к растрескиванию под напряжением Нет растрескивания после 1000 ч испытаний Метод ВНИИСТа
Особые характеристики:
— муфта представляет собой единый комплект, легко монтируемый на трубе;
— толстостенная конструкция из сшитого термоусаживающегося материала придает ему высокую ударную прочность и хорошую стойкость к пенетрации;
— установку муфты производят на очищенную и сухую (после предварительного нагрева) поверхность трубы без применения грунтовки;
— совместима со стандартными покрытиями заводского нанесения;
— в случае механического повреждения манжеты термоплавкий адгезионный слой заполняет поврежденный участок и сразу же герметизирует его (эффект «самозалечивания»);
— не требуется каких-либо специальных инструментов, что приводит к низкой стоимости установки муфты.
229
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 6.13. Термоусаживающаяся муфта TPSM
Термоусаживающиеся муфты (трубки) TPSM (рис. 6.13) используются для изоляции сварных стыков труб диаметром до 200 мм.
Муфты совместимы со стандартными противокоррозионными покрытиями, включая полиэтилен, наплавленное эпоксидное покрытие, ленточное по-
крытие и покрытие на основе каменноугольной смолы.
Муфту устанавливают на очищенную поверхность трубы; не требуется использование грунтовки; как и у муфт WPC имеется эффект «самозале-
чивания».
Манжета системы «DIRAX» представляет собой высокопрочную термоусаживающуюся муфту (рис. 6.14, табл. 6.12), гарантирующую надежную коррозионную защиту сварных стыков труб, используемых при горизонтально направленном бурении (ГНБ).
230
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 6.12.
Технические характеристики манжеты «DIRAX»
Показатель Значение Метод испытания
Прочность при разрыве, МПа 17 DIN 30672
Относительное удлинение при разрыве, % — DIN 30672
Адгезия к стали, полиэтилену и эпоксидным покрытиям, Н/см 100 DIN 30672
Стойкость к сдвиговым нагрузкам при 23°С 200 ISO 4675
Температура хрупкости, °C -40 ISO 4587
Температура размягчения адгезионного слоя, °C, метод «кольцо и шар» 85 ASTM E 28
Катодное отслаивание (30 сут, 60°С), мм 14 ASTM G 42
Стойкость к ультрафиолетовому излучению Нет изменения относительного удлинения после 500 ч испытаний ГОСТ 16337-77
Диэлектрическая сплошность, кВ 46 ГОСТ P 51164-98
Стойкость к растрескиванию под напряжением Нет растрескивания после 1000 ч испытаний Метод ВНИИСТа
В систему «DIRAX» входят (рис. 6.15):
Максимальное удаление покрытия -400 мм
Защитная Собственная замковая пластина
узкая муфта Термоусаживающаяся муфта
Рисунок 6.15. Схема системы «DIRAX»
231
Ф.М Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
— оберточная термоусаживающаяся муфта, армированная стекловолокном, с собственным прикрепленным замком и покрытием из термоплавкого адгезионного слоя, устойчивого к сдвигу; специальная армированная стекловолокном муфта придает материалу высокую стойкость от истирания и в то же время сохраняет гибкость, что позволяет муфте изгибаться без повреждений при гнутье труб;
— двухкомпонентная грунтовка из эпоксидной смолы без растворителя;
— дополнительная защитная узкая муфта, армированная стекловолокном, с предварительно прикрепленным «замком» и с покрытием из высокопрочного термоплавкого клея, устойчивого к сдвигу.
Особые характеристики:
— высокое сопротивление сдвиговым нагрузкам;
— хорошая стойкость к истиранию;
— быстрое отверждение;
— высокая стойкость к катодному отслаиванию;
— установка без помощи специальных инструментов;
— совместимость со стандартными промышленными заводскими покрытиями.
Лента «Flexclad» (рис. 6.16) используется для защиты от коррозии отводов и линейной части трубопроводов малого диаметра и распределительных сетей. При нагревании материал ленты подвергается термоусадке; одновременно адгезионный слой расплавляется и заполняет все неровности поверхности трубы, образуя однородное покрытие. Для дополнительной механической и термической защиты ленты «Flexclad» можно использовать термоусаживающуюся обертку «Overflex».
Рисунок 6.16. Термоусаживающаяся пента «Flexclad»
232
Технология сооружения газонефтепроводов
Монтаж ленты производят без использования грунтовки, на очищенную и предварительно нагретую поверхность трубы.
Благодаря большой гибкости эти ленты можно также использовать при низких температурах и на трубах малого диаметра.
Лентой «Flexclad» изолируют отводы наружным диаметром от 25 до 300 мм, радиусом изгиба 35D. Отводы больших диаметров изолируют с помощью муфт WPC или HTLP.
Ленту поставляют в рулонах по 15 м, шириной 35, 50, 75 и 100 мм.
Фирма «Raychem» выпускает также термоусаживающиеся муфты для специальных трубных соединений: фланцевых, раструбных, мест перехода рабочего трубопровода на кожух и др.
Термоу саживающейся муфтой FCMS можно компенсировать значительную разницу в диаметрах между фланцами и трубами.
При нагревании она плотно прилегает к фланцу и трубопроводу. Вязкоэластичный клей-герметик (адгезионный слой) наносят только на концах муфты, и трубные соединения надежно герметизируются. Муфта не покрыта клеем в зоне фланца, поэтому в случае необходимости демонтажа стыка, болты фланца можно легко открутить без какой-либо дополнительной очистки.
Муфту FCMS устанавливают без применения грунтовки.Выпускают муфты для труб наружным диаметром от 40 до 200 мм.
Термоусаживающиеся сформованные муфты «FCMS-САР» разработаны для защиты от коррозии стальных заглушек труб диаметром от 40 до 200 мм.
Термоусаживающиеся муфты MPSM и «UNISLEEVE MEPS» предназначены для защиты от коррозии специальных раструбных соединений, например:
— ковких чугунных труб с наружным заводским ПЭ (или фиброцементным) покрытием;
— стальных труб с раструбным соединением и наружным заводским ПЭ покрытием.
Специальный вязкоэластичный адгезионный слой (клей) обеспечивает надежную герметизацию. Благодаря высокой степени усадки эти муфты плотно и надежно изолируют раструбные соединения труб.
Установку муфт производят без применения грунтовки. Вакуумная герметизация исключает проникновение грунтового электролита. Муфты выпускают для труб наружным диаметром от 80 до 800 мм, при этом максимальный диаметр раструба составляет от 151 до 942 мм соответственно.
233
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Термоусаживающаяся муфта CSEM разработана для герметизации переходников магистрального трубопровода с кожухом. Она обладает высокой степенью термоусадки.
Отдельный внутренний опорный рукав, с нарезкой на одном конце, обеспечивает дополнительную механическую прочность и позволяет выполнить ровный непрерывный переход.
Установку муфты осуществляют без грунтовки на очищенную и подготовленную поверхность.
Выпускают муфты для труб с наружным диаметром от 50 до 500 мм, максимальный диаметр кожуха при этом составляет от 168 до 1220 мм соответственно.
Термоусаживающаяся соединительная муфта с электрическим приводом «Raytrans» (рис. 6.17) применяется для соединения и ремонта любых комбинаций труб из таких материалов, как сталь, чугун, ковкое железо, медь, свинец, олово, асбестоцемент, полиэтилен, в газораспределительных сетях низкого давления.
Муфты «Raytrans» позволяют провести быстрый и надежный монтаж труб, при этом не требуются сварка и специальная обработка концов труб. Особый клей обеспечивает прочную и длительную герметизацию в широком диапазоне температур. Адгезия к металлу и асбестоцементу усиливается при использовании двухкомпонентной эпоксидной грунтовки без растворителя.
Муфта имеет высокую химическую стойкость, выдерживает внутреннее давление до 3 • 105 Па, обладает высокой прочностью и сопротивлением вибрации.
Рисунок 6 17 Термоусаживающаяся соединительная муфта с электрическим приводом «Raytrans»
234
Технология сооружения газонефтепроводов
Термоусаживающиеся материалы фирмы «CANUSA»
Для изоляции сварных стыков используются термоусаживающиеся манжеты фирмы «CANUSA», гарантирующие высокое качество изоляции стыка и совместимые с большинством изоляционныхтпо-крытий.
Фирмой «CANUSA» разработан и предлагается широкий ассортимент термоусаживающихся манжет для различных вариантов установки (рис. 6.18).
Термоусаживающиеся манжеты «CANUSA» представляют собой трехслойную изоляционную систему защиты. Она состоит из внешней полиолефиновой радиационно-сшитой основы, адгезионного слоя в виде растянутой ленты, возвращающейся при нагревев первоначальное состояние, и двухкомпонентной грунтовки.
Отличительной особенностью манжет «CANUSA» является их монтаж на предварительно просушенную грунтовку.
Внешняя полиолефиновая основа служит для защиты от механических воздействий. При нагревании манжеты адгезионный слой плавится, а основа начинает усаживаться. Радиальная сила, возникающая при усадке основы, способствует заполнению расплавленным адгезионным слоем всех неровностей, а основа плотно обжимает сварочный стык. После охлаждения адгезионный слой твердеет и обеспечивает прочное сцепление с металлом трубы и заводским покрытием.
Основу манжет производят двух видов — стандартную и усиленную, а также двух цветов — желтого и черного.
Основа желтого цвета обычно используется при строительстве подземных трубопроводов, а также для изоляции сварных стыков в жарком климате с целью отражения солнечных лучей.
Основа черного цвета является стойкой к воздействию ультрафиолетового излучения и может быть использована для надземной прокладки трубопроводов.
Манжеты с желтой основой имеют термоиндикаторный наполнитель, который при достижении предельной температуры нагрева меняет цвет на оранжевый, а затем при охлаждении принимает первоначальный цвет.
Адгезионный слой манжет производят двух видов: мастичный и термоплавкий.
Мастичный адгезионный слой обладает высокой пластичностью и липкостью. В процессе подогрева манжеты мастичный слой быстро рас
235
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
плавляется, растекается и способствует лучшему прилипанию к изолируемой поверхности.
Манжеты с мастичным адгезионным слоем имеют хорошие характеристики по катодному отслаиванию, но более низкие (по сравнению с термоплавким слоем) показатели при испытаниях на разрыв и адгезию.
Производство термоплавкого адгезионного слоя основано на применении более твердых полукристаллических смол. Они имеют высокое сопротивление сдвигу и отрыву. Манжеты с термоплавким адгезионным слоем были разработаны для работы при высоких температурах.
Манжеты с мастичным адгезионным слоем удобнее в работе, чем с термоплавким, поскольку при использовании первых требуется менее тщательная подготовка и очистка поверхности трубы и более низкая температура подогрева.
Термоусаживающиеся манжеты разъемного типа «WrapidSleeve» (KLA, KLAS и KLE) (табл. 6.13) предназначены для изоляции сварных стыков трубопроводов с заводским покрытием. Температурный диапазон эксплуатации от минус 40 до плюс 55 °C. Они представляют собой полотнище с приваренным на одном его конце «замком». Состоят из радиационно-сшитой полиэтиленовой основы, покрытой термоплавким адгезионным слоем.
Таблица 613
Техническая характеристика манжет «WrapidSleeve» (CANUSA)
Показатель Манжета Метод испытания
KLA KLAS KLE
Прочность при разрыве, МПа 20 24 24 ASTM D 638
Относительное удлинение при разрыве, % 600 700 700 ASTM D 638
Твердость по Шору 46 48 48 ASTM D 2240
Стойкость к абразивному износу, мт 45 35 35 ASTM D 1044
Электросопротивление, Ом см 1017 1017 1017 ASTM D 257
Прочность на сдвиг, Н/см2 60 117 280 DIN 30672
Диэлектрическая сплошность, кВ/мм 20 27 27 ASTM D 149
Ударная прочность, класс С Удовлетворительная DIN 30672
Адгезия к стали, Н/см 5035 120113 12085 ASTM D 1000 DIN 30672
Стойкость к катодному отслаиванию, мм 13 11 15 ASTM G 8
236
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение гибл 613
Водопоглощение, % 0,05 0,05 0,05 ASTM D 570
Температура хрупкости, °C - 32 -28 -20 ASTM 02671С
Толщина после усадки, мм тип Т тип L 2,8 3,3 2,8 2,8 2,8 2,8
Минимальная температура предварительного нагрева, °C 60 90 115
Максимальная температура эксплуатации, °C 55 60 80
Неразъемные термоусаживающиеся манжеты «CANUSA Tube» предназначены для изоляции сварных стыков изолированных труб диаметром от 55 до 315 мм.
Универсальные манжеты GTS (табл. 6.14) поставляют с приваренной «замковой» пластиной. Термоплавкий адгезионный слой защищен от загрязнений прозрачной пленкой. Наносят манжеты по эпоксидной двухкомпонентной грунтовке.
Таблица 6.14 Техническая характеристика манжет GTS (CANUSA)
Показатель Манжета Метод испытания
GTS-65 GTS-85
Прочность при разрыве, МПа 24 24 ASTM D 638
Относительное удлинение при разрыве, % 700 700 ASTM D 638
Твердость по Шору 52 52 ASTM D 2240
Стойкость к абразивному износу, мг 35 35 ASTM D 1044
Электросопротивление, Ом см 1017 1017 ASTM D 257
Диэлектрическая сплошность, кВ/мм 27 27 ASTM D 149
Прочность на сдвиг, Н/см2 245 280 DIN 30672
Ударная прочность, класс С Удовлетворительная DIN 30672
Адгезия к стали, Н/см 120 86 120 85 ASTM D 1000 DIN 30672
Водопоглощение, % 0,05 0,05 ASTM D 570
Стойкость к катодному отслаиванию, мм 10 10 ASTM G 8
Температура хрупкости, °C -26 -20 ASTM 2671C
237
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Продолжение табл 614
Толщина после усадки, мм: тип Т тип L тип S 1,8 2,43,5 1,8 2,43,5
Минимальная температура предварительного нагрева, °C 90 115
Максимальная температура эксплуатации, °C 65 85
Манжеты GTS-65, GTS-80, GTS-85 (Global Transmission Sleeves) применяются при рабочей температуре до 65, 80, 85 °C соответственно, прекрасно совместимы практически со всеми типами изоляционных покрытий. Манжета GTS-HT аналогична предыдущим, но отличается рабочей температурой — до 120 °C.
Манжеты GTS-HT РР предназначены для использования при прокладке труб методом наклонно направленного бурения, где в качестве основной изоляции используются трехслойные полипропиленовые покрытия. Температура эксплуатации также до 120 °C.
Манжета с высокой степенью усадки CSK (Casing Seal Kit) предназначена для антикоррозионной защиты соединения «труба-кожух» напрямую при прокладке трубопровода методом горизонтального бурения на переходе через автодорогу (рис. 6.18).
Изоляционный комплект LRKN состоит из специального заполнителя и термоусаживающейся манжеты с высокой степенью усадки и предназначен для ремонта протекающих раструбных соединений.
Термоусаживающиеся манжеты с высокой степенью усадки РМА, PLOX, KLOX, WLOX предназначены для изоляции фланцевых и других сложнопрофильных соединений (табл. 6.15).
Рисунок б. 18. Манжеты с высокой степенью усадки для сложнопрофильных соединений труб
Технология сооружения газонефтепроводов
Манжеты «CANUSA Wrap» поставляют в виде рулонов, благодаря чему могут быть использованы для широкого ряда диаметров труб. Поставка «замков» производится отдельно.
Термоусаживающиеся ленты «WrapidTape» и «CANUSA Clad», изготавливаемые из того же материала, что и манжеты, предназначены для изоляции отводов и фиттингов сложных конфигураций, а также для ремонта поврежденной изоляции. В отличие от обычных лент, лента «WrapidTape» не требует применения грунтовки, хотя при этом имеет отличную адгезию к очищенной поверхно сти труб. Ленту поставляют в рулонах длиной 15 м, ширина ленты 50, 75, 100 и 150 мм. Ленту «CANUSA Clad» можно также использовать в качестве основной изоляции труб для нанесения в заводских условиях.
Таблица 6.15.
Технические характеристики муфт РМО и РМА
Показатель Муфта Метод испытания
РМО РМА
Прочность при разрыве, МПа 24 24 ASTM D638
Относительное удлинение, % 700 700 ASTM D638
Твердость, по Шору 48 48 ASTM D 2240
Диэлектрическая сплошность, кВ/мм 27 27 ASTM D 149
Прочность на сдвиг, Н/см2 40 60 DIN 30672
Адгезия к стали, Н/см 80 65 50 35 ASTM D 1000 DIN 30672
Стойкость к катодному отслаиванию, мм 8 13 ASTM G 8
Водопоглощение, % 0,05 0,05 ASTM D 570
Температура хрупкости, °C - 14 -32 ASTM D 2671C
Максимальная температура эксплуатации, °C 50 55
В последние годы все большее распространение стали приобретать трубы с заводским полипропиленовым покрытием. Это объясняется как высокими эксплуатационными характеристиками этих покрытий (высокой термостойкостью, высокой износостойкостью, высокими показателями коррозионной защиты), так и меньшей вероятностью повреждения этого покрытия при транспортировке и такелажных работах.
239
Ф М Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
Заводские покрытия наносят в условиях, когда их качество легко контролировать и поддерживать. Изоляцию сварных стыков, напротив, выполняют в гораздо менее контролируемых условиях, однако она должна обеспечивать то же качество, что и заводское покрытие. Более того, она должна быть тождественна этому покрытию, только в этом случае антикоррозионная защита трубы не будет иметь слабых мест. Для полиэтиленовых заводских покрытий эта задача решается с помощью термоусажи-вающихся полиэтиленовых манжет, получивших широкое распространение благодаря их совместимости с заводским полиэтиленовым покрытием, простоте установки и надежности.
Компания «CANUSA» разработала и внедрила технологию изоляции стыков труб с полипропиленовым покрытием в полевых условиях.
Существует несколько методов изоляции кольцевых сварных стыков на трубах с полипропиленовым покрытием.
1. Распыление в пламени
Этот метод чаще всего используется для изоляции трубных изделий сложных форм, однако достигаемая адгезия, как правило, недостаточна. Это связано с недостаточной активацией адгезионного слоя. Кроме того, требуется специальное дорогостоящее оборудование.
2. Двухслойное покрытие из спекаемого эпоксидного порошка и хлопьев полипропилена
При этом методе необходим высокотемпературный подогрев стыка. Ввиду низкой теплопроводности наносимого покрытия толщина его ограничена 1,5 мм. Температура поверхностного слоя недостаточна для активации адгезива.
3. Полипропиленовое литье под давлением (экструзией).
Этот метод в полевых условиях весьма трудоемок и требует крупных финансовых вложений.
4. Термоусаживающиеся манжеты с основой из полиэтилена и с адгезивом, совместимым с полипропиленовым покрытием.
Это решение может применяться в тех случаях, когда нужна лишь антикоррозионная защита высокотемпературных трубопроводов (до ПО—130°С).
Однако если трубопровод подвергается повышенным нагрузкам грунтов или при его прокладке используется операция протаскивания, то возникают повышенные требования к механическим свойствам изоляционных систем. В этом случае наиболее эффективным является использование
240
Технология сооружения газонефтепроводов
манжет с полипропиленовой основой и полипропиленовым наполнителем в адгезионном слое.
5. Термоусаживающиеся манжеты с полипропиленовой основой и адгезионном слоем.
Основная проблема изготовления манжет из полипропилена состоит в том, что свойства полипропилена ухудшаются при прошивке с использованием радиации. При химической же прошивке приходится добавлять свободные радикалы, также вызывающие снижение эксплуатационных свойств полипропилена.
Специалистами компании «CANUSA» применяется новая технология прошивки полипропилена, позволяющая избежать разрушения молекул
полимера.
Также разработаны специальный адгезионный слой, который прекрасно работает с полипропиленовой основой манжеты, изоляцией и металлической поверхностью трубы, а также специальная технология производства.
Разработанное покрытие удовлетворяет требованиям основных стандартов: NFA-49-711 (Франция), DEP31.40.3031-Gen (Shell), SP-COR-356 (Total), DIN 30678 (Германия), ГОСТ P51164-98 (Россия).
Полипропиленовую термо-усаживающуюся манжету устанавливают только по трехслойной схеме с использованием жидкого эпоксидного праймера (рис. 6.19).
В отличие от спекаемого эпоксидного порошка жидкий праймер не требует столь высокого подогрева трубы. Праймер отверждается при температуре ниже 150°С. При этом обеспечиваются
Рисунок 6.19. Нанесение полипропиленовой термоусаживающеися манжеты
Рисунок 6.20. На строительстве газопровода «Гэлубой поток»
241
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 6.17.
Технические характеристики манжет «Neo Cover» (Nitto)
Показатель Neo Cover Метод испытания
1150 1175
Адгезия к стали при 20°С, Н/см 32-60 32—60 ASTM D 1000
Прочность при разрыве, МПа 28,5 39,4 ASTM D 638
Относительное удлинение, % 410 200 ASTM D 638
Твердость, по Шору 44 44 ASTM D 2240
Стойкость к истиранию, кг/см 60 60 ASTM D 689
Электросопротивление, Ом см 1,5 1015 ASTM D 257
Диэлектрическая сплошность, кВ/мм 50 50 ASTM D 149
Температура, °C:
размягчения основы 110 110 ASTMD 1525
размягчения адгезионного слоя 114 114 ASTM E 28
хрупкости (основы) -80 -80 ASTM D 746
Таблица 6.18.
Технические характеристики манжеты «Nitto Neo Cover RW-1230»
Показатель Значение Метод испытания
Адгезия при 20°C, Н/см: к стали к полиэтилену 42 35 ГОСТ 411-77
Толщина, мм 1,0
Прочность при разрыве, МПа 25 ASTM D 638
Относительное удлинение, % 470 ASTM D 638
Температура хрупкости, °C -80 ASTM D 746
Диэлектрическая сплошность, кВ/мм 50 ASTM D 149
Электросопротивление, Ом • см 1,0 • 10‘5 ASTM D 638257
все необходимые свойства, включая сопротивление катодному отслаиванию при высоких температурах.
Примером крупного проекта в России, на котором успешно применялись полипропиленовые манжеты, является проект «Голубой поток» на Черном море, где для строительства подводной части были использованы трубы с трехслойным полипропиленовым покрытием (рис. 6.20).
242
Технология сооружения газонефтепроводов
Манжеты «Wrapco Sheet SHT» фирмы «Furukawa Electric» предназначены для изоляции сварных стыков труб с заводским полиэтиленовым покрытием. Их применение не требует предварительного подогрева трубы. Основу манжеты составляет радиационно-сшитый полиэтилен, в качестве липкого адгезионного слоя используется каучуковая композиция. Манжету наносят на грунтовку (табл. 6.16).
Таблица 6.16.
Технические характеристики манжеты «Wrapco Sheet SHT» (Furukawa Electric)
Показатель Значение Методиспытания
Адгезия при 20 °C, Н/см: к стали к полиэтилену 42 35 ГОСТ 411-77
Толщина, мм 1
Прочность при разрыве, МПа 13 ГОСТ 11262-80
Относительное удлинение, % 550 ГОСТ 11262-80
Температура хрупкости, °C -60 ГОСТ 16783-71
Стойкость к растрескиванию, ч 1000 Метод ВНИИСТа
Температура усадки, °C 140
Время усадки, мин 20
Степень усадки, % 20
Электросопротивление, Ом • см 108 ГОСТ 25812-83
Диэлектрическая сплошность, кВ/мм 20 ГОСТ 64333-71
Стойкость к катодному отслаиванию, см2 8 ASTM G 8
Биостойкость, балл 2 ГОСТ 9.049-75
Манжеты «Neo Cover» (1150 и 1175) фирмы «Nitto» применяются для защиты сварных стыков труб с заводским покрытием и соединений стальных оболочек кабелей. Манжеты «Neo Cover» состоят из радиационно-сшитого полиэтилена и липкого адгезионного слоя (табл. 6.17).
Манжета «Nitto Neo Cover RW21230» применяется для защиты от коррозии сварных соединений стальных труб, а также силовых кабелей и кабелей связи. Состоит из слоя радиационно-сшитого полиэтилена и адгезионного бутилкаучукового слоя (табл. 6.18).
243
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Манжеты «Neo Cover» (SW-3060 И SW-3080) применяются для защиты сварных стыков трубопроводов с наружным заводским покрытием. Термоплавкий адгезионный слой и эпоксидная грунтовка PSV-60 обеспечивают высокую адгезионную прочность и стойкость на сдвиг от давления грунта при эксплуатации трубопровода. Замок с армированным слоем из стекловолокнистой сетки RVX-A прочно сцепляется с основой манжеты. Применение двухкомпонентной эпоксидной грунтовки позволяет снизить температуру подогрева трубы перед нанесением манжеты до 60°С (табл. 6.19).
Таблица 6.19.
Технические характеристики манжеты «Neo Cover» (SW-3060 И SW-3080)
Показатель Манжета Метод испытания
SW-3060 SW-3080
Прочность при разрыве, МПа 23 ASTM D 6386
Относительное удлинение, % 450 ASTM D 6386
Ударная прочность, Дж 10 ASTM G 14
Температура хрупкости, °C -45 ASTM 2671C
Стойкость к катодному отслаиванию, мм 20 ASTM D 42
Электросопротивление, Ом • см 1016 ASTM D 257
Диэлектрическая сплошность, кВ/мм 50 ASTM D 149
Адгезия к стали при 20 °C, Н/см 50 ASTM D 1000
Толщина, мм: слоя основы адгезионного слоя 0,75 0,75 1,0 1,0
Ширина, мм 150,225,300, 450, 500, 600, 900
Манжету «Ube Joint Cover» типа CA применяют для защиты сварных стыков труб с полиэтиленовым покрытием, наносят по эпоксидной грунтовке (табл. 6.20). Температура эксплуатации до 80°С, а температура предварительного подогрева трубы 100°С.
Манжеты фирмы «Sekisui Chemical Со., Ltd» серии «Полилон 850» применяют для защиты от коррозии сварных стыков стальных труб с поли
244
Технология сооружения газонефтепроводов
этиленовым заводским покрытием. Выпускают в виде манжет, муфт и лент (табл. 6.21).
Для изоляции сварных стыков трубопроводов, строящихся из труб с двухслойным полиэтиленовым покрытием, рациональнее использовать покрытия на основе термоусаживающихся лент, наносимые без эпоксидного праймера. При изоляции сварных стыков труб с трехслойным полиэтиленовым покрытием применяются термоусаживающиеся ленты, наносимые по жидкому эпоксидному праймеру.
Таблица 6.20.
Технические характеристики манжет «Ube Joint Cover» типа СА
Показатель Значение Метод испытания
Прочность при разрыве, МПа 21 ASTM D 638
Относительное удлинение, % 45 ASTM D 638
Стойкость к растрескиванию Отсутствие
под напряжением трещин ASTM D 1693
Электросопротивление, Ом • см 1016 ASTM D 257
Диэлектрическая сплошность, кВ/мм 27 ASTM D 149
Температура хрупкости, °C -60 ASTM D 746
Водопотлощение, % 0,006 ASTM D 570
Температура размягчения, °C по ASTM E 28
Адгезия к стали, Н/см, при ASTM D 1000
23 °C 68
40 °C 36
60 °C 11
Таблица 6.21.
Технические характеристики манжет серии «Полилон» (Sekisui Chemical Со., Ltd)
Изделие Материал; основа/адге-зионный слой Толщина, мм Ширина, мм Область применения
Муфта «Полилон 850» Сшитый ПЭ/ бутилкаучук 2,0 2,3 450—800 Трубчатая форма. Усадка 50%. Для труб и отводов (согласно DIN 30672, класс С)
245
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение табл. 6.21.
Муфта «Полилон 852» То же 2.0-2.3 450—550 Трубчатая форма. Усадка 75%. Для переходников и фланцев
Муфта «Полилон 850 Н» 2,0—2,3 450—550 Трубчатая форма. Усадка 50%. Для водопроводных труб
Лента «Полилон 853» >> 1,8—2,3 450—800 Усадка 30%. Для подводных трубопроводов, водопроводных труб и ремонтных работ
Лента «Полилон 853 Р» >> 1,7 450—800 Самоклеящаяся высокопрочная
Лента «Полилон 857» >> 1,0 50—450 Усадка 30%. Для изоляционных и ремонтных работ
Бутилмас-тика 853 М Бутилкаучук 1,5 Уплотняющий материал для заполнения неровностей
6.2. Строительство трубопроводов из труб с заводским защитным покрытием
6.2.1. Входной контроль изолированных труб
Трубы разбраковывает (т.е. определяет бракованные трубы или нет) комиссия, состоящая из представителей строительно-монтажной организации, заказчика и транспортных ведомств (железная дорога, Морфлот, речфлот и т.д.).
Входной контроль труб производят на предмет их соответствия техническим требованиям, изложенным в нормативно-технической документации на трубы. Трубы, не соответствующие ТУ или ГОСТ, — отбраковывают. При входном контроле проверяют следующее.
Сертификат соответствия, содержащий номинальный размер трубы; номер и дату ТУ, по которому изготовлена труба; марку стали; номер партии; результаты механических испытаний с указанием номера плавки, к которым относят результаты испытаний, результаты контроля сварных
246
Технология сооружения газонефтепроводов
соединений труб; результаты гидравлических испытаний и рентгеновской дефектоскопии; отметки о 100%-ном ультразвуковом контроле сплошности листа труб; вид термообработки; химический анализ плавки, параметры нанесенного защитного покрытия. Данные сертификата должны соответствовать заводской маркировке. На внутренней поверхности каждой трубы, на расстоянии 500 мм от одного из ее концов несмываемой краской наносят маркировку: марку стали, завод-изготовитель, номер контакта, номер плавки, номинальные размеры, номер трубы, дату изготовления, эквивалент углерода.
Длина трубы должна быть в пределах 10,5—11,6 м (и до 11,8 м по согласованию). Предельные отклонения по длине для труб 1-го класса точности (+ 15, - 0) мм, для труб 2-го класса - (+ 100, - 0) мм. Длину труб измеряют рулетками или мерными проволоками.
На концах изолированных труб проверяют следующее.
Наружный диаметр трубы определяют путем измерения периметра трубы рулеткой с последующим пересчетом по формуле (ГОСТ 20.295-85):
DH = /7/л-2Ы1- 0,2 мм, (6.1)
где П— периметр трубы, мм;
л —3,14159;
А/7— толщина полотна рулетки, мм;
0,2 мм — припуск на прилегание полотна рулетки к телу трубы. Предельные отклонения по наружному диаметру труб:
DH < 200 + 1,5 мм; DH = (200 - 350) ± 2,0 мм; DH = (350 - 530) + 2,2 мм;
DH = (530 - 630) ± 3,0 мм; DH = (720 - 820) ± 4,0 мм; (6.2)
DH < 200 ± 1,5 мм; DH = (200 - 350) ± 2,0 мм;
Толщину стенки измеряют штангенциркулями с ценой деления 0,01 мм. Минусовой допуск должен быть не более 5% номинальной толщины. Отклонения толщины стенки трубы должны соответствовать требованиям госстандартов на трубы.
Овальность концов труб — отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром к номинальному диаметру — должна быть не более 1% от DH при 5 < 20 мм и 0,8% DH при 8 > 20 мм.
Овальность определяют путем измерения диаметра торца трубы нутромером или индикаторной скобой в двух взаимно перпендикулярных плоскостях.
247
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Кривизну труб, которая не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины. Общая кривизна не должна превышать 0,15% длины трубы.
Состояние кромок и косину реза. Концы труб обрезают под прямым углом. Кромки труб должны иметь разделку под сварку. Для нефтепроводов косина реза должна быть <1,0 мм — для DH< 530 мм; 1,6 мм — для DH> 530 мм. Концы труб должны иметь фаску, выполненную механическим способом. Для труб номинальной толщиной стенки менее 15 мм используется фаска с углом скоса 30° и допускаемым отклонением минус 5°. Притупление должно быть в пределах 1—3 мм.
Наличие дефектов на поверхности труб: не допускается наличие трещин, рванин, плены, закатов, а также выходящих на поверхность или торцевые участки расслоений. В зоне шириной не менее 40 мм от торцов труб не допускаются расслоения, превышающие 6,5 мм. В основном металле труб допускаются расслоения, если их размер в любом направлении не превышает 80 мм, а площадь не превышает 5000 мм2. Расслоения площадью менее 5000 мм2 и длиной в любом направлении 30—80 мм можно располагать друг от друга на расстоянии не менее 500 мм.
Трубы изготавливают из листов, прошедших 100%-ный ультразвуковой контроль (УЗК).
Допускается зачистка поверхностных дефектов, кроме трещин, при условии, что толщина стенки после зачистки не выходит за пределы своего минимального значения. Допускаются вмятины глубиной не более 6 мм, а также поверхностные дефекты типа задира, царапины, если при последующей их шлифовке толщина стенки трубы не выйдет за пределы допуска на толщину стенки.
Сварные швы, или сварные соединения труб и изделий, должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без резких переходов, подрезов, несплавлений по кромке, непроваров, осевой рыхлости и других дефектов формирования шва.
Усиление наружного шва должно быть в пределах 0,5—2,5 мм для труб толщиной стенки до 12 мм включительно и 0,5—3,0 мм для труб толщиной стенки свыше 12 мм. Высота усиления внутреннего шва должно быть в пределах 0,5—2,5 мм.
На заводе-изготовителе сварные швы подвергаются 100%-ному ультразвуковому контролю.
248
Технология сооружения газонефтепроводов
На концах труб на длине L = 150 мм усиление внутреннего шва должно удаляться до высоты 0—0,5 мм. Не допускаются трещины, непровары, подрезы глубиной более 0,4 мм, выходящие на поверхность поры.
Трубы необходимо подвергать ремонту (ВСН 012-88 [16] п. 4.6), если: глубина царапин, задиров не более 5%; вмятины на концах труб имеют глубину не более 3,5% от; глубина задиров фасок не более 5 мм.
Химический состав, углеродный эквивалент, механические свойства основного металла и сварочного шва контролируют дополнительно — на одной трубе из партии. Все остальные параметры, рассмотренные выше, контролируют на всех трубах — 100%.
При контроле изоляционного покрытия проверяют следующее
Толщина покрытия должна по номинальным размерам и допускам соответствовать требованиям ТУ. Измерение толщины покрытия производят не менее, чем в четырех, произвольно выбранных сечениях трубы, а также не менее чем в трех точках на продольном (заводском) шве. Если покрытие не удовлетворяет требованиям, то трубу отбраковывают. Контролю подвергают 100% труб.
При определении сплошности покрытия контролю подвергают не менее 20 % труб от общего количества. При обнаружении дефектов проверку производят на удвоенном количестве труб. В случае неудовлетворительных результатов при удвоенном объеме проверки бракуют всю партию труб. Определение толщины и сплошности покрытия следует производить в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 [47].
Несквозные повреждения (риски, царапины и задиры), глубина которых превышает 0,5 от толщины покрытия труб, подвергают отбраковке и последующему ремонту.
Сквозные повреждения независимо от площади отслоившегося покрытия отбраковывают. Все трещины независимо от их протяженности должны быть отремонтированы.
Все повреждения на трубах обводят несмываемой краской.
Комиссия по приемке труб составляет акт освидетельствования качества.
6.2.2. Нанесение термоусаживающихся полиолефиновых покрытий на сварные стыки труб
Для предохранения заводского изоляционного покрытия от попадания на него брызг расплавленного металла в процессе сварки стыков ду
249
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
говыми методами электросварки на трубосварочном стенде, а также на трассе применяют два защитных коврика из огнестойкого материала.
Ширина каждого коврика должна быть не менее 0,6 м, а длина равна периметру трубы. Их размещают по обе стороны свариваемого стыка на расстоянии 10—12 см от него. Коврики пристегивают и удерживают на трубе наружными металлическими застежками или эластичными кольцевыми хомутами.
При гнутье изолированных труб на трубогибочных станках необходимо округлить края ложементов и башмака по всему периметру рабочих поверхностей, выполнить шабровку рабочих поверхностей станка с целью устранения задиров и выступов, установить вспомогательные обрезиненные катки для обеспечения продольных перемещений трубы без трения ее о ложемент. Гнутье труб производят с использованием дорна с целью исключения гофрообразования и снижения овальности. Овальность не должна превышать 2,5 %. Подготовленную для гибки изолированную трубу на упорный и гибочный ложементы укладывают плавно без резких движений. Гибку производят без заметного сплющивания поперечных сечений трубы. После снятия нагрузки трубу плавно перемещают в сторону упорного ложемента, подводя под формующее лекало новый участок, и повторяют цикл.
При гнутье труб диаметром от 219 до 1220 мм применяются трубогибочные станки отечественного производства типа УГТ или ГТ и зарубежные «CRC Crose International Incorporated» (Houston, Texas, USA), «MidContinent Pipeline Co» (Houston, Texas, USA), «Superior Equipment Manufacturing Co» (Houston, Texas, USA) и др.
По физико-механическим, эксплуатационным свойствам и надежности покрытие сварного стыка должно быть не ниже основного заводского покрытия трубы.
Сварные стыки труб с заводскими покрытиями при прокладке трубопроводов, независимо от диаметра, можно изолировать полиуретановыми, эпоксидными смолами и композициями и различными лакокрасочными покрытиями в соответствии с техническими условиями на эти материалы.
Применение мастичных и полимерных ленточных покрытий, хотя и допускается ВСН 008-88, но нецелесообразно из-за низкого качества.
Рассмотрим нанесение в трассовых условиях термоусаживающихся полиэтиленовых или полипропиленовых покрытий на сварные стыки труб с соответствующей заводской изоляцией.
Работы по изоляции стыков производят как в стационарных условиях на трубосварочных базах после сварки труб в секции, так и на трассе —
250
Технология сооружения газонефтепроводов
после сварки секций или отдельных труб в плеть.
Материалы, используемые для изоляции, должны иметь сертификаты качества и пройти входной контроль качества. Конструкция покрытия на стыке должна отвечать требованиям ГОСТ Р 51164-98.
Технология включает следующие основные операции (рис. 6.21 и 6.22): очистку изолируемой поверхности; сушку и подогрев стыка; нанесение грунтовки (в слу
Рисунок 6.21. Схема производства работ по очистке и изоляции стыков: 1 — трубоукладчик; 2 — индукционная установка PIH (генератор и электростанция) или кольцевая пропановая горелка (ручные горелки); 3 — прицеп для хранения материалов; 4 — трактор; 5 — струйная очистная установка (компрессор и струйная установка); 6 — укрытие (палатка); 7—лежки; 8 — трубопровод; 9 — траншея; 10 — отвал грунта
г tswc®
''"«в»
I К®
Рисунок 6.22. Схемы изоляции зоны сварных стыков труб термоусаживающимися манжетами
251
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
чае наличия в конструкции покрытия); нанесение покрытия; контроль качества покрытия.
Изоляцию наносят на поверхность сварного шва и околошовной зоны, очищенную от продуктов коррозии, окалины, грязи, масляных пятен, копоти, пыли, и на прилегающую (чистую, сухую) поверхность покрытия с нахлестом не менее 7,5 см в каждую сторону в соответствии с ВСН 008-88 или в соответствии с техническими условиями или процедурами на материалы. Очистку изолируемой поверхности сварного стыка следует производить механизированным способом с помощью пескоструйной установки. Степень очистки для большинства видов покрытий должна быть 2-ой степени по ВСН 008-88 [11] или класса Sa 2 ^2 в соответствии ISO 8501-1, при шероховатости (Rz) в пределах 40—90 мкм в соответствии с ISO 8503-1.
Изоляционные работы производят при температуре, указанной в технических условиях по нанесению изоляционного материала.
Сушку и нагрев околошовной зоны следует производить с помощью индукционных установок или других нагревательных устройств, обеспечивающих сохранность заводского защитного покрытия. Для предохранения изоляционного покрытия можно использовать термостойкие за-
щитные коврики.
Относительная влажность окружающей среды не должна быть более 85 %.
Поверхность металла должна иметь матовый светло-серый цвет, без видимых следов ржавчины.
Рисунок 6.23. Пескоструйная очистка зоны сварного стыка мобильной установкой
Также необходимо создать пескоструйной установкой шероховатость заводского изоляционного покрытия по всему периметру трубы на расстоянии не менее 50 мм от зоны установки манжеты (рис. 6.22, б; рис. 6.23).
Удаление пыли производят с очищенной поверхности трубы и шероховатой части заводского покрытия сжатым воздухом или чистой ветошью (рис. 6.22, в).
252
Технология сооружения газонефтепроводов
Если в конструкции тер-моусаживающегося покрытия предусмотрена эпоксидная грунтовка, то приготавливают последнюю в закрытом помещении или укрытии при температуре не ниже 23°C. Далее вскрывают бидоны с эпоксидной смолой и отвердителем и вставляют в их горловину дозирующие насосы, поставляемые фирмой-производителем в комплекте. В мерный
Рисунок 6.24. Нанесение эпоксидного праймера
стакан накачивают смолу и
отвердитель в необходимых пропорциях для нанесения одной манжеты. Полученную смесь тщательно перемешивают деревянной лопаточкой в течение 30—35 с для получения однородной массы (рис. 6.22, г). Ориентировочные нормы расхода эпоксидной грунтовки для нанесения одной манжеты представлены в табл. 8.11 (рис. 6.24).
Температура поверхности трубы перед нанесением грунтовки должна быть от 30 до 60 °C, нагрев рекомендуется начинать с нижней части трубы, равномерно прогревая изолируемый участок. Аппликатором, вали
ком или кистью наносят подготовленную эпоксидную грунтовку слоем
толщиной 100—200 мкм на очищенную металлическую поверхность трубы по всему периметру и на 2—10 мм прилегающего покрытия трубы (рис. 6.22, д, рис. 6.24). Толщину нанесенной грунтовки проверяют не менее чем в 4-х точках (в положениях 3, 6, 9, 12 часов стрелки циферблата).
Способ подогрева грунтовки должен быть определен для конкретного диапа
Рисунок 625. Индукционный нагрев
253
ФМ Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
зона окружающей температуры и установлен доя большинства марок эпоксидных грунтовок различных фирм-производителей следующим образом:
— для температур от минус 10 до плюс 55°С берут две пропановые горелки — по одной с каждой стороны трубы диаметром 530 мм и выше и одну пропановую горелку — для труб с меньшим диаметром;
— для температур ниже минус 10°С производят индукционный нагрев для всех диаметров (рис. 6.25).
При использовании пропановых горелок необходимо прогреть участок трубы с нанесенным праймером и заводское покрытие по всему периметру на расстояние не менее 100 мм от кромки до 85—95°С.
При использовании индукционных катушек необходимо установить ее по центру сварного стыка так, чтобы она перекрывала изоляционное покрытие по обеим сторонам стыка не менее чем на 75 мм. Нагревать стык необходимо до тех пор, пока поверхность покрытого праймером металла не достигнет температуры не менее 100°С, но не более 120°С. Нагрев стыка осуществляют по всей площади поверхности (рис. 6.22, е).
Температуру термообработки контролируют в 4-х точках.
Процесс установки и укладки термоусаживающихся манжет различных фирм-поставщиков принципиально не отличается. Рассмотрим пример использования манжеты с замковой пластиной.
В начале с помощью горелки необходимо обработать пламенем 150 мм прилегающего заводского покрытия с каждой стороны тремя проходами пламени с низкой скоростью. Удалить с внутренней стороны манжеты на расстоянии 100—150 мм защитную пленку (при отсутствии замковой пластины).
Далее передать второй конец манжеты под низом трубы второму оператору (изолировщику). Второй оператор должен держать манжету таким образом, чтобы она провисающей частью не касалась земли или снежного покрова. Подогреть в течение нескольких секунд термоплавкий адгезионный слой внутренней стороны манжеты на расстоянии 100—150 мм от конца и прижать нагретую часть манжеты к трубе в месте, удобном для работы оператора (ориентировочно в положении 10—2 часов стрелки циферблата) (рис. 6.22, ж).
Следует следить за тем, чтобы нахлест манжеты и замковая пластина не располагались над продольным сварным швом трубы. Далее необходимо удалить остаток защитной пленки с внутренней стороны манжеты.
254
Технология сооружения газонефтепроводо!
Обернуть с помощью второго оператора манжету вокруг трубы без натяжения так, чтобы края манжеты создавали нахлест на заводское покрытие с каждой стороны не менее 50 мм, а верхний конец манжеты (с замковой пластиной) перекрывал нижний в пределах 100—150 мм.
Отогнуть верхний конец манжеты с замковой пластиной и снять защитную бумажную полосу, прикрывающую клейкую «дорожку» от загрязнения.
Мягким (желтым) пламенем горелки прогреть в течение нескольких секунд внутреннюю сторону манжеты по всей ширине в зоне, прилегающей к замковой пластине (шириной 100—150 мм), а также внутреннюю сторону замковой пластины (с клейкой полоской) и плотно прижать к нижнему концу манжеты с обрезанными углами (рис. 6.22, и). Прогладить рукой зону нахлеста и замковую пластину, не допуская образования морщин или складок. Мягким пламенем горелки прогреть в течение нескольких секунд внешнюю сторону замковой пластины к манжете (рис. 6.26).
Прогревая участки замковой пластины (с внешней стороны) по 100—150 мм и тотчас же плотно прижимая их к трубе, осуществить, таким образом, монтаж («прикрепление») замковой пластины по всей ее
длине.
Кратковременно прогреть вдоль трубы замковую пластину пропановой горелкой, периодически приглаживая ее рукой в перчатке или прикатыва
ющим роликом, не допуская образования складок (рис. 6.22, и).
При появлении складок следует их разглаживать прикатывающим роликом от центра к ближайшему краю, слегка подогревая «холодные» места пластины по ходу удаления складки или воздушного пузыря.
Рисунок 626 Термоусадка манжеты
255
Ф М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
Рисунок 6.27. Разглаживание термоусаживающейся муфты роликом
После установки манжеты на место производят операцию по ее усадке. Манжету усаживают мягким желтым пламенем горелок со стороны, противоположной направлению ветра. Усадку манжеты начинать с середины, от зоны сварного стыка труб, аза
тем производить усадку по направлению к концевым участкам, вначале к одному, а затем ко второму (рис. 6.22, ж).
В процессе усадки манжеты горелки следует перемещать вверх-вниз по кольцевой образующей трубы наподобие движению кисти при нанесении краски. Завершить усадку необходимо длинными горизонтальными движениями по всей поверхности манжеты (рис. 6.22, л). Усадка закончена, когда адгезионный слой начинает выдавливаться по краям по всей окружности манжеты. При появлении воздушных пузырей и гофр, необходимо производить разглаживание манжет силиконовым или металлическим роликом или рукой в перчатке. Зону сварного стыка труб разглаживают специальным роликом, имеющим скос с одного края или же роликом с прорезью посередине (рис. 6.22, н, рис. 6.27).
В случае поставки термоусаживающейся ленты в рулонах необходимо нарезать (по шаблону) из рулона термоусаживающейся ленты необходимое количество манжет (полотнищ) по месту с учетом нахлеста 100—150 мм.
После завершения установки манжеты ей необходимо дать остыть в течение 2 ч перед укладкой и засыпкой трубопровода. Нанесение считается законченным и качественным, если:
— манжета полностью облегает трубу и заводское покрытие, имеет гладкую, ровную поверхность без воздушных пузырей, складок и прожогов;
256
Технология сооружения газонефтепроводов
__ через манжету проступает рельеф сварного шва и кромки заводского покрытия труб;
по обеим краям манжеты равномерно выступает термоплавкий адгезионный клеевой слой по всему периметру трубы на несколько миллиметров;
— нахлест манжеты на заводское покрытие составляет нормированную величину, равную не менее 50 или 75 мм в соответствии с техническими условиями;
— на поверхности манжеты нет визуальных дефектов;
— в основе манжеты нет трещин или отверстий;
— положительные результаты проверки сплошности изоляционного покрытия (участок шириной 250 мм заводского покрытия и вся поверхность установленной манжеты) искровым дефектоскопом;
— положительные результаты определения адгезии.
Минимально нелбходимая потребность в машинах, механизмах, инвентаре и приспособлениях представлена в табл. 6.22.
Состав бригады по изоляции зоны сварных стыков трубопроводов термоусаживающимися манжетами представлен в табл. 6.23.
Потребность в материалах на 1 стык представлена в табл. 6.24.
Технико-экономические показатели на 1 стык представлены в табл. 6.25.
Таблица 6.22. Рекомендуемая потребность в машинах, механизмах и приспособлениях при нанесении термоусаживающихся защитных покрытий
Наименование Марка Число при диаметре труб, мм
530 720 1020 1220
Трубоукладчик (для переноса индукционной катушки от стыка к стыку) ТГ-61, Д-155С 1 1 1 1
Компрессор 0,6-1,0 МПа ПКС-5.25, ПКД-5.25, СО-7Б 1 1 1 1
Пескоструйная установка АСД-150, АД-160, Стык, Шквал, Сопло, АВЗС-2452 И др. 1 2 2 2
257
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение табл. 6.22.
Трактор на гусеничном ходу Т-130, Б-170 1 1 1 1
Горелка пропановая И-355.06.03, ЭСД-10Т, EQ-TO-NozzLe и др. 2 2 2 2
Баллон пропановый 2 2 2 2
Редуктор пропановый 2 2 2 2
Прицеп тракторный 2 т 1 1 1 1
Емкость для песка 1 м3 1 1 1 1
Индукционная катушка с генератором РШ, УИТ-50-2.4 и др. 1 1 1 1
Дозирующий насос Комплектная 1 1 1 1
Емкость для смешивания праймера поставка 1 1 1 1
Деревянная лопатка с манжетами 2 2 2 2
Магнитный толщиномер МТ-01, мт-ззн, МТ 2003, ВТ-40НЦ, Elcometer-456 и др. 1 1 1 1
Шлифовальная машинка 2 2 2 2
Нож для срезки изоляционного покрытия 2 2 2 2
Ролик фторопластовый сферический 2 2 2 2
Ролик фторопластовый цилиндрический 2 2 2 2
Перчатки 5 5 5 5
Аппликатор, валики и кисти для нанесения эпоксидного праймера на очищенную металлическую поверхность трубы - 2 2 2 2
Контактный термометр, термокарандаш ТК-5.05, ТП-1, ИМП-1,НСС-60, Tempilstiks и др. 1 1 1 1
Искровой дефектоскоп ДКИ-1, ИДМ-1, Корона-2, ДИСИ-1, Холидей, Крона-1РМ и др. 1 1 1 1
258
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение табл. 6.22.
Вагон-домик 1 1 1 1
Укрытие (палатка) 2 2 2 2
Электростанция ПДЭС-30 1 2 2 2
Маты жаростойкие для защиты изоляции труб 4 4 4 4
Автобус вахтовый 1 1 1 1
Таблица 6.23.
Рекомендуемый состав бригады по изоляции зоны сварных стыков трубопроводов термоусаживающимися манжетами
Наименование Разряд Численность, при диаметре труб, мм
530 720 1020 1220
Машинист трубоукладчика 6 1 1 1 1
Монтажник наружных трубопроводов 4 1 1 1 1
(пескоструйщик) 3 1 1 1 1
Машинист компрессора 5 1 1 1 1
Изолировщик 4 1 1 1 1
3 2 2 2 2
Машинист трактора 5 1 1 1 1
Оператор индукционной или сушильной установки 5 1 1 1 1
Бригадир 6 1 1 1 1
Всего: 10 10 10 10
Таблица 6.24.
Потребность в материалах на 1 стык (ориентировочно)
Наименование Ед. изм. Количество при диаметре труб, мм
530 720 1020 1220
Термоусаживающаяся манжета шт. 1 1 1 1
Песок ГОСТ 8736-93* м3 0,004 0,006 0,009 0,010
259
Ф.М Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение табл. 6.24.
Пропан-бутановая смесь кг 0,338 0,500 0,710 0,850
Уайт-спирит или бензин БР-1, Б-70 кг 0,18 0,24 0,34 0,41
Эпоксидная грунтовка: смола отвердитель мл мл 80 20 100 26 142 37 170 44
Ветошь для очистки зоны сварного стыка кг 0,025 0,038 0,054 0,065
Таблица 6.25.
Технико-экономические показатели на 1 стык (ориентировочно)
Наименование Ед. изм. Количество при диаметре труб, мм
530 720 1020 1220
Нормативные затраты труда всего В том числе чел.ч 2,64 2,97 4,21 5,03
рабочих чел.ч 1,50 1,74 2,47 2,95
машинистов чел.ч 1Д4 1,22 1,73 2,07
Продолжительность выполнения чел.ч 0,22 0,25 0,35 0,42
работ смен 0,022 0,025 0,035 0,042
Примечание: Расчет выполнен для продолжительности смены — 10 часов.
6.3. Укладка изолированного трубопровода
Укладку трубопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП Ш-42-80* [90], ВСН 004-88 [7], СП 106-34-96 [103] и других действующих нормативно-технических документов.
Укладочные работы выполняются преимущественно непрерывными методами колонной трубоукладчиков, оснащенных троллейными подвесками, облицованными эластичным материалом (полиуретаном), или подвесками с пневмошинами, или пневмобаллонами [56; 65; 68; 111; 112].
Укладку изолированного трубопровода производят максимально соблюдая меры предосторожности, а также применяя оперативные методы обнаружения и ликвидации возможных повреждений изоляционного покрытия (рис. 6.28, 6.29).
Укладка трубопровода непрерывным раздельным способом выполняется по следующей схеме: сваренный в плеть и полностью изолированный трубопровод, включая стыки, следует приподнять над строительной полосой на
260
Технология сооружения газонефтепроводов
высоту не более 0,5—0,7 м с помощью 3—5 трубоукладчиков, сместить в сторону траншеи и опустить в проектное положение (рис. 6.30).
В случае применения полимерных ленточных или битум-но-полимерных защитных покрытий может применяться укладка непрерывным совмещенным способом, при котором одновременно производятся очистные изоляционные и укладочные работы (рис. 6.31).
Состав укладочной колонны по количеству машин и их типам может быть различным и зависит главным образом от диаметра сооружаемого трубопровода и от конкретных местных условий.
Рисунок 6.28. Схемы укладки изолированной плети
Направление
Рисунок 6.29. Схемы расположения трубоукладчиков и машин в изоляционно: укладочной колонне: а — при раздельном способе производства работ для трубопроводов диаметром 114 -530 мм; б — то же диаметром 720--1020 мм; в — при совмещенном способе производства работ; г — при укладке заизолированного трубопровода; СТ— сушильная установка; ОЧ — очистная машина; ИЗ — изоляционная машина (комбайн); L1 и L2 —расстояния между трубоукладчиками (для диаметров 1220 и 1420 мм — это расстояния между группами трубоукладчиков)
261
Ф М Мустафин, Л.И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 6.30. Укладка изолированного трубопровода непрерывным раздельным способом
При относительно небольших объемах работ, а также на участках трассы со сложными условиями прокладки допускается использование цикличных методов укладки предварительно заизоли-рованного трубопровода колонной трубоукладчиков, оснащенных мягкими монтажными полотенцами. При этом число трубоукладчиков должно быть не менее 4-х для трубопроводов диаметром 1020 и 1220.
Расстояния между трубоукладчиками (группами трубоукладчиков) должны быть одинаковыми и составлять примерно 24 или 36 м, чтобы быть кратными расстоянию между стыками, которое приблизительно равно 12 м.
На сложных участках трассы во избежание поломок трубопровода при опрокидывании трубоукладчиков в колонне должен быть
дополнительный трубоукладчик, снабженный монтажным полотенцем для поддержания свисающей плети трубопровода вблизи мест перегиба рельефа местности. Дополнительный трубоукладчик требуется также при укладке участков трубопровода повышенной категории.
Циклические методы осуществляют в основном двумя способами.
При способе «перехвата» трубоукладчики устанавливаются по трассе
друг за другом и, последовательно подменяя идущего впереди, перемещаются с заданным шагом вдоль укладываемой плети (рис. 6.32).
При способе «переезда» последний трубоукладчик, освободившийся от нагрузки в конце очередного цикла, перемещается в ее головную часть и включается здесь в работу.
При использовании циклического метода укладки с помощью мягких полотенец или эластичных строп не следует осуществлять захват трубопровода в местах, где находится зона кольцевых стыков (в пределах рас-
262
Технология сооружения газонефтепроводов
положения изолирующих муфт, манжет), а также в тех местах, где был произведен ремонт заводского изоляционного покрытия или обнаружен не устраненный дефект изоляции.
Для обеспечения снижения удельных давлений катков троллейных подвесок на изолированную поверхность трубопровода иногда производят спаривание этих подвесок посредством траверсы; при этом общее число трубоукладчиков в колонне остается прежним, а число подвесок — удваивается.
Укладку изолированного трубопровода с бровки траншеи следует производить в полностью подготовленную траншею (очищенную от снега, со спланированным дном, при необходимости, с устройством постели из мягкого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями дна траншеи) при соблюдении мер по предотвращению, оперативному обнаружению и устранению повреждений изоляционного покрытия.
Для предупреждения повреждений защитного покрытия трубопровода при укладке в траншею рекомендуется использовать амортизирующие приспособления для стрел трубоукладчиков из утилизированных автопокрышек.
Повреждения изоляционного покрытия трубопровода, допу
Рнсунок 6.31. Укладка трубопровода непрерывным совмещенным способом
Рисунок 6.32. Укладка 1рубопровода на участке поворота трассы
263
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
щенные в процессе его укладки, необходимо устранить в траншее до засыпки.
На участках трассы, где предусматривается большое количество технологических разрывов, и в местах частого чередования углов поворота трассы, а также на участках с продольным уклоном рельефа местности свыше 15° укладку (монтаж) трубопровода производят методом последовательного наращивания из одиночных труб или секций (плетей) непосредственно в проектном положении трубопровода на дне траншеи [4; 5; 73].
Выбор метода производства укладочных работ зависит от общей схемы организации строительства, принятой в проекте, местных условий и подтверждается технико-экономическими обоснованиями.
Ось трубопровода, подлежащего укладке, должна находиться не дальше 2 м от кромки траншеи. Если это условие не соблюдено, то перед спуском трубопровода в траншею его следует переместить в требуемое исходное положение.
При проведении изоляционно-укладочных работ на участках трассы с низкой несущей способностью грунтов, где степень защемления трубопровода после его засыпки невелика и вследствие этого возможны явления потери устойчивости, необходимо с особой тщательностью следить за правильностью положения укладываемого трубопровода, не допуская сверхнормативных отклонений его оси от проектной (как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости).
Допускается производить укладку трубопровода с бровки траншеи непосредственно на воду с последующим погружением на проектные отметки и закреплением. Методы балластировки и конкретные места установки утяжеляющих грузов определяются проектом и уточняются проектом производства работ.
С целью рассредоточения нагрузок на поверхность строительной полосы при укладке трубопровода (в условиях болот) необходимо избегать группировки трубоукладчиков, используя в отличие от типовой равномерную расстановку трубоукладчиков с расстояниями между ними: 12— 15 м для трубопроводов диаметром до 1020 мм и 15—18 м для трубопроводов диаметром 1220 мм.
Минимальное расстояние от бровки (откоса) траншеи до ближайшей гусеницы трубоукладчика определяют в соответствии с расчетом, исходя из физико-механических свойств грунта и удельного давления от гусеницы. Такой расчет выполняют на стадии разработки ППР.
264
Технология сооружения газонефтепроводов
Особое внимание уделяются процессу входа укладочной колонны в работу («насадки») и выхода из работы («схода») соответственно в начале и в конце плети. При выходе колонны из работы для предотвращения опрокидывания трубоукладчиков (вследствие резкого роста вылета их крюков) следует за 100—150 м до подхода колонны к концу плети либо вводить в работу дополнительный трубоукладчик, либо обеспечивать плавное смещение курса трубоукладчиков ближе в сторону кромки траншеи, но без выхода их на призму обрушения откоса.
Операции по «насадке» и «сходу» колонны выполняют по схемам, специально разработанным в составе ППР; при этом должен быть предусмотрен строгий синхронизированный порядок замещения и передвижения трубоукладчиков.
При прокладке надземных трубопроводов (на опорах или на эстакадах), где в единое конструктивное решение могут входить несколько ниток трубопроводов, работы по укладке можно осуществлять по трем схемам:
1. монтаж отдельных ниток трубопроводов на опорах (эстакаде);
2. одновременный монтаж всех ниток трубопроводов;
3. комбинированный метод, являющийся сочетанием двух предыдущих методов и предусматривающий монтаж одной или нескольких ниток трубопровода по разным схемам.
Схемы укладки выбирают в зависимости от конструктивных решений прокладки, очередности ввода (этапов пускового комплекса) и конкретного назначения отдельных трубопроводов.
Монтаж ригелей и опорных элементов надземных трубопроводов следует выполнять после оформления акта приемки свайных опор, которым
подтверждается их соответствие проекту.
Монтаж надземных трубопроводов диаметром 530 мм и более следует
производить из трехтрубных секций, свариваемых в базовых условиях
или на трубосварочных стендах.
При строительстве надземных трубопроводов сборка и сварка секций в нитку должна производиться на установленных опорах. Для поддержания свисающей консоли плети трубопро-
Рпсу но к 6.33. Схема, укладки заизолированного трубопровода:
LbL2 и L3 —расстояния между трубоукладчиками
265
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г. Васильев
вода и центратора, устранения прогиба, обусловленного весом плети, следует применять дополнительный трубоукладчик, оснащенный мягким монтажным полотенцем.
В местах монтажа компенсаторов необходимо оставлять технологические разрывы. Сборку стыков при монтаже компенсаторов следует выполнять с применением наружных центраторов.
Перед вваркой П-образных компенсаторов в нитку их необходимо подвергать предварительной растяжке (или поджатию). Величина растяжки компенсатора определяется проектом.
Монтаж замыкающих стыков следует производить при температуре окружающего воздуха, регламентированной в проекте.
После сварки трубопровода в нитку следует установить опорные элементы на подвижных опорах.
После завершения монтажа трубопровода на опорах следует выполнить подводку ригелей под трубопровод с заданным усилием, величина которого указывается в рабочих чертежах.
Подземную или подводную укладку обетонированного трубопровода или трубопровода, оснащенного балластировочными утяжелителями кольцевого типа, в зависимости от гидрогеологических условий ведут следующими методами:
— сборкой и сваркой одиночных труб непосредственно в траншее;
— протаскиванием длинномерных плетей по дну траншеи или водоема;
— сплавом длинномерной плети, оснащенной поплавками, по обводненной траншее или водоему с последующей отстроповкой поплавков;
— с бровки траншеи колонной трубоукладчиков способом «перехвата» или «переезда»;
— путем разработки траншеи под смонтированной на поверхности болота по створу перехода плетью трубопровода (метод «подкопа»).
Изоляционно-укладочные работы в горных условиях при поперечных уклонах трассы менее 8° и на полках с достаточной шириной проезда при продольных уклонах до 10° должны выполняться теми же методами, что и в обычных условиях.
При продольных уклонах от 10 до 25° изоляционно-укладочная колонна должна работать с дополнительным трубоукладчиком, снабженным монтажным полотенцем. При подходе колонны к участку со спуском дополнительный трубоукладчик следует устанавливать в начале колонны, а
266
Технология сооружения газонефтепроводов
при завершении работы на затяжном подъеме — в ее конце, позади изоляционной машины.
При продольных уклонах более 25° изоляционно-укладочные работы должны вестись совместно со сварочно-монтажными в такой последовательности:
— доставка отдельных труб или секций на специально подготовленные монтажные площадки, которые размещают на горизонтальных участках трассы;
— очистка, изоляция и футеровка труб (секций) или заранее сваренных на монтажных площадках плетей;
— последовательное наращивание трубопровода с одновременной подачей его вдоль траншеи;
— продольное перемещение (подача трубопровода с помощью трубоукладчиков, тракторных лебедок и тягачей, находящихся на монтажной площадке).
Изоляционно-укладочные работы в условиях болот следует выполнять в основном в зимнее время с использованием технологических схем, которые применяют в обычных условиях.
Если в соответствии с проектом организации строительства сооружение трубопровода на заболоченных участках выполняют в теплое время года, то следует, в зависимости от местных условий, применять один из следующих способов укладки трубопроводов [5; 52]:
I способ — укладка трубопровода с лежневой дороги, проложенной вдоль траншеи (на болотах I и II типа);
II способ — сплав трубопровода по заполненной водой траншее;
III способ — протаскивание трубопровода по дну траншеи.
Раздельный способ следует использовать при укладке трубопровода с бермы траншеи или с лежневой дороги при недостаточно высокой несущей способности грунта. При этом следует уменьшить расстояния между точками подвеса трубопровода при традиционной расстановке на 20— 30%, а количество трубоукладчиков увеличить на 1—2.
При укладке недопустимо касание трубопровода стенок траншеи. Сразу же после укладки, во избежание повреждения покрытия от действия солнечной радиации или низких температур, трубопровод необходимо засыпать или присыпать мягким грунтом.
Для защиты противокоррозионного покрытия от механических повреждений на участках, где трасса проходит по скальным, каменистым
267
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
или мерзлым породам применяется подсыпка и присыпка из мягкого или мелкозернистого грунта.
Если в процессе контроля обнаружен брак или дефекты изоляции, изоляционно-укладочную колонну следует остановить, выявить и установить причину брака, а дефектные места исправить.
Для строительно-технологических расчетов в ППР используются следующие исходные данные: диаметр и толщина стенки труб; физикомеханические свойства металла труб и изоляционного покрытия; значение глубины траншеи на данном участке трассы; число трубоукладчиков, рекомендуемое типовой схемой; технологические высоты подъема трубопровода, обеспечивающие беспрепятственный проход подвесок по трубопроводу и возможность строповки полотенец; особенности рельефа местности на данном участке трассы; свойства и состояние грунтов.
По результатам расчета определяют расстояния между трубоукладчиками; нагрузки, действующие на каждый из трубоукладчиков; необходимые высоты подъема плети; уровень монтажных напряжений в стенках труб для оценки приемлемости данной схемы в целом. Производят также корректировку числа трубоукладчиков в колонне по сравнению с рекомендациями типовой схемы, уточняют их марку и грузоподъемность, проверяют запас устойчивости против опрокидывания каждого отдельного трубоукладчика и колонны в целом.
Минимально допускаемые радиусы упругого изгиба принимают в соответствии с табл. 6.26.
Таблица 6.26.
Минимально допустимые радиусы упругого изгиба
Диаметр трубопровода, мм Минимально допустимые радиусы упругого изгиба трубопровода, м Диаметр трубопровода, мм Минимально допустимые радиусы упругого изгиба трубопровода, м
1400 1400 600 600
1200 1200 500 500
1000 1000—800 400 400
800 700 300 300
700 700—600 200 200
268
Технология сооружения газонефтепроводов
Выбор метода производства работ осуществляют с учетом принятой общей схемы организации строительства трубопровода и обосновывают технико-экономическими расчетами. Ниже представлены схема (рис. 6.33) и параметры (табл. 6.27) укладочной колонны.
Таблица 6.27.
Основные параметры укладки изолированных трубопроводов
Диаметр трубопровода, мм Укладка трубопровода непрерывным способом Укладка трубопровода циклическим способом
Число трубоукладчиков Расстояние между трубоукладчиками (группами), м Число трубоукладчиков Расстояние между трубоукладчиками (группами), м
168—219 2 12—15 3 14—18
273 426 2 15—20 3 16—22
530 2 17—22 3 18—25
720—820 3 20—25 3 20—25
1020—1069 3—4 20—25 4—5 20—25
1220 3—5 25—30 4—6 25—30
1420 4—6 30—40 5—7 30 40
Для снижения динамических воздействий и рывков на укладываемый трубопровод следует поверхность строительной полосы перед проходом колонны тщательно выравнивать и укатывать, а также убирать с нее все посторонние предметы, включая выступающие из земли остатки лесорас-тительности. Рекомендуемые марки трубоукладчиков для проведения изоляционно-укладочных работ представлены в табл. 6.28, а их технические характеристики — в табл. 6.29. [68; 111].
При контроле качества укладки изолированного трубопровода в траншею [65] необходимо проверять:
— соответствие выбора трубоукладчиков и монтажных приспособлений требованиям ППР;
— соответствие расстановки трубоукладчиков в укладочной колонне требованиям ППР и их техническое состояние;
— соблюдение расчетных высот подъема трубопровода, обеспечивающих гарантию труб от перенапряжения, изломов и вмятин и исключающих перегрузки трубоукладчиков;
269
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
— сохранность защитного покрытия;
— полное прилегание трубопровода по всей его длине к дну траншеи;
— глубину заложения трубопровода, которая должна соответствовать проектной;
— соответствие положения трубопровода в траншее проектному (отклонение оси нефтепровода от оси траншеи в каждую сторону не должно превышать 100 мм, а на участках установки железобетонных пригрузов или анкерных устройств — 0,45D + 100 мм, где D — диаметр трубопровода).
Таблица 6.28.
Рекомендуемые марки трубоукладчиков для проведения изоляционно-укладочных работ
Марка трубоукладчика Число трубоукладчиков
До 426 530 720—820 1020—1069 1220
ТГ-61, ТГ-62 2 — — — —
ТО-1224Е-1.01, ТГ-124А, — 2—3 — — —
ТГ-163, ТГ-20Г, ТГ-321 — — 3—4 — —
ТГ-321, ТГ-402 — — — 3—6 —
ТГ-503, К-589, Д-355С-3 — — — 3—5 3—6
6.4. Контроль качества материалов и изоляционных работ
6.4.1. Применяемые нормативно-технические документы
Главная задача любой системы контроля — установление соответствия фактических значений формируемых показателей нормативным требованиям и выработка оптимальных решений, направленных на оперативные меры управления качеством. Объективность контроля обеспечивается прежде всего тщательностью отработки технологии и организации проведения контроля, оказывающих влияние на точность и достоверность получаемой информации о состоянии строительства.
Основной причиной неудовлетворительного качества изоляционных покрытий является нарушение технологических режимов в процессе изготовления и транспортировки изоляционных материалов, а также нарушение правил производства и технологии изоляционно-укладочных ра-270
Таблица 6.29.
Технические характеристики трубоукладчиков отечественного и зарубежного производства
Марка трубоукладчика Базовая машина Момент устойчивости, кНм Грузоподъемность номинальная на плече 2,5 м по ANSI/ASME В 30/14; (максимальная на плече 1,22 м по ANSI/SAE J 743), т Мощность двигателя, кВт (л.с.) Скорость передвижения, км/ч Среднее давление на грунт, кПа Масса, т
Вперед Назад
ТГ-61 (ТГ-62) ДТ-75Р-СЗ 160 6,3 70(95) 1,84—6,5 1,84—6,5 120(67) 14,1(15,1)
ТГ-10 Т-170М1 350 10(14) 132,5(180) 1,75—7,06 2,49—8,41 170 21,66
ТР-12.05.01; ТР-12.19.01; ТО-1224Е-1.01; ТГ-124А Т-170М1 Б.01-14(Т10Б) 350 12,5(17,5) 132,5(180) 1,75—7,06 2,49—8,41 170 170 224 250 25,3 25,3 23,9 21,8
ТГ-163, ТГ-16.25 Т-170 400 16(22,4) 132,5(180) 1,75—7,06 2,49—8,41 170 170 27,4 22,3
ТР-2О.19.01; ТГ-20.32 Т-170М1 Б.01-14(Т10Б) 500 20(41) 20(25) 132.5(180) 1,75—7,06 2,49—8,41 230 180 31,25 26,23
ТГ-221 500 21(43) 192(61) 0—10,7 0—13,3 90 35,0
ТГ-321 800 32(65,6) 279(380) 0—11,8 0—14,2 85 50,9
ТГ-402 ДЭТ-350 1000 40(80) 257(350) 0—12,0 0—16,0 87 58,5
ТГ-503 Я ТГ-503 К ТГ-503 1080 50(102) 382(520) 353(480) 4,3—12,6 5,3—15,1 94 69,0
Caterpillar; 561М; 572R; 583R; 589 Д5 Д7 Д8 Д9 4000 500 800 118 9(18,1) 20(40,8) 32(63,5) 52(104,3) 32(123) 171(230) 228(305) 313(420) 3,27—9,93 0—10,5 4,01—12,06 0—12,7 60 90 16,25 30,08 44,75 65,37
KOMATSU: D85C-21 D155C-1 D-355C-3 Д85 Д155 Д355 500 815 ИЗО 20(41) 34(70) 45(92) 165(225) 222(302) 264(360) 0—10,7 0—11,2 0—9.8 0—13,3 0—12,4 0—11,0 90 87 92 30,05 44,90 59,55
Технология сооружения
Ф М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 6.30.
Технологическая карта входного контроля изоляционных материалов
Состав контроля исполнительная документация (регистрация результатов контроля) Лицо, осуществляющее контроль Периодичность контроля Вид контроля и технические средства для его выполнения Примечание
Наличие документации на каждую партию поступивших изоляционных материалов Прораб, мастер Сплошной, непрерывно на каждую партию Визуальный Сертификаты, паспорта, транспортные документы на каждую партию изоляционных материалов. Соответствие требованиям НТД
Лабораторные испытания изоляционных материалов Ведомость входного контроля Лаборант Выборочный (из каждой партии), статистический Механические испытания, химический анализ (лабораторное оборудование) Соответствие фактических показателей требованиям НТД
Соблюдение условий и правил транспортировки Ведомость входного контроля Прораб, лаборант Непрерывный сплошной (каждого транспортного средства) Визуальный Изоляционные материалы следует перевозить специально оборудованным транспортом (бортовой автомобиль, тягач и т.п покрытием с кузова тентом), обеспечивающим сохранность материалов
Условия хранения изоляционных материалов Ведомость входного контроля Прораб, мастер Периодический (не реже двух раз в месяц Визуальный Все изоляционные материалы необходимо хранить под навесом, обеспечивающим защиту от солнца и атмосферных осадков, при температуре— 15—50°С Грунтовку хранят в отдельном помещении в плотно закрытых бочках
272
Технология сооружения газонефтепроводов
бот. Для получения требуемого качества защитных покрытий необходимо соблюдать основные положения действующих нормативно-технических документов и технологию работ на всех этапах, начиная от очистки поверхности трубы и заканчивая укладкой изолированного трубопровода в траншею и засыпкой его грунтом (рис. 6.34).
Контроль качества изоляционно-укладочных работ производят на основании технологических регламентов предприятий, утвержденных в установленном порядке в соответствии с федеральным законом (ФЗ) «О техническом регулировании» № 184-ФЗ; правил, стандартов, инструкций, методик и иных норма
Этапы изоляционно-укладочных работ
Рисунок 6.34. Структурная схема организации производственного контроля качества изоляционно-укладочных работ
тивно-технических документов государственной системы обеспечения единства измерений, принятых в соответствии с ФЗ «Об обеспечении единства измерений», а также международных, государственных, отраслевых, стандартов (СТ СЭВ, ISO, ГОСТ, ОСТ и др.): СНиПов, ведомственных строительных норм (ВСН), инструкций, свода правил (СП), технических условий (ТУ), руководящих документов (РД); а также на основании НТД и стандартов (СТП) отдельных предприятий и фирм-заказчиков, строителей (подрядчиков) и поставщиков.
6.4.2. Входной контроль изоляционных материалов
Технологическая карта входного контроля изоляционных материалов представлена в табл. 6.30 и 6.31.
273
Ф М. Мустафин, Л И. Быков, Г Г Васильев
Импортные изоляционные материалы контролируют по показателям, оговоренным в контрактах на поставку.
При нанесении защитных покрытий как в базовых, так и в трассовых условиях необходимо вести постоянный контроль качества отдельных операций.
Контроль качества покрытий в трассовых условиях обычно проводит ответственный исполнитель за проведение изоляционных работ.
Данные пооперационного технологического контроля необходимо заносить в рабочий журнал.
Контролируемые параметры и количество точек контроля (периодичность контроля) учитывают в схеме операционного контроля.
6.4.3. Контроль очистки поверхности трубопроводов
Для предотвращения коррозионных процессов под изоляционным покрытием и обеспечения надежной адгезии изоляционного покрытия к поверхности трубопровода осуществляют его очистку от пыли, грязи, ржавчины, окалины, наледи, обезжиривание от копоти и масла. При температуре воздуха ниже 10°С поверхность трубопровода нагревают от 15 до 50°С. С помощью шлифовальных машинок с поверхности трубопровода удаляют брызги металла, шлака, выступы и заусенцы. Температуру подогрева контролируют приборами ТП-1 или ИМП-1. В трассовых условиях очистку производят металлическими скребками, щетками и иглофрезами, закрепленными на вращающемся роторе очистной машины, пескоструйными и дробеструйными установками.
Термоусадочные муфты на основе полиэтилена должны использоваться в рабочих условиях с температурой до 60°С и могут наноситься па сварные стыки труб с любым заводским покрытием.
Термоусадочные муфты на основе полипропилена должны наноситься на сварные стыки труб с заводским полипропиленовым покрытием. Полипропилен может использоваться в рабочих условиях с температурой до 80°С.
Для оценки соответствия термоусадочных муфт техническим условиям, должны проводиться следующие испытания (табл. 6.31).
274
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 6.31.
Рекомендуемые испытания термоусадочных муфт на соответствие техническим условиям
Испытание Количество муфт, подлежащих испытанию
Нанесение покрытия на трубы По требованию, в присутствии заказчика
Внешний вид Все применяемые муфты
Общая толщина Все применяемые муфты
Сплошность Все применяемые муфты
Адгезия 4 муфты с металлической подложкой, с кольцевыми сварными швами и для каждого типа покрытия с обработкой на станке
Прочность нахлеста на сдвиг 4 специальные пробы
Вдавливание 4 муфты
Прочность при ударе 2 муфты с металлической подложкой
Удельное электрическое сопротивление 2 муфты с металлической подложкой
Сопротивление катодному отслаиванию 2 муфты с металлической подложкой
Разрушающее испытание на прочность 4 муфты
Сварные стыки труб с трехслойным полиэтиленовым, полипропиленовым и эпоксидным покрытиями, нанесенными в заводских условиях, должны преимущественно закрываться термоусадочными муфтами, накладываемыми на жидкую эпоксидную грунтовку (например, «HTLP-60» фирмы «Raychem», GTS-65 фирмы «Canusa» и др.).
Требуемая степень очистки назначается для различных видов отечественных защитных покрытий в соответствии с ГОСТ 9.402-80 [21], ВСН 008-88 [11] (табл. 6.32 и 6.33), для покрытий зарубежного производства в соответствии с техническими условиями, паспортными данными и стандартами ISO, API, DIN и др.
Наиболее высокие требования (1-я и 2-я степень очистки) предъявляются к очистке поверхности труб перед нанесением эпоксидных, металли-зационных, стеклоэмалевых покрытий, а также покрытий из порошковых или экструдированных полиолефинов.
275
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 6.32.
Степень очистки и характеристика очищенной поверхности труб в зависимости от вида покрытия (по ВСН 008-88 [11])
Вид противокоррозионных покрытий Степень очистки стальной поверхности Характеристика очищенной поверхности
Стеклоэмалевые и металлизационные 1 При осмотре с шестикратным увеличением окалина и ржавчина не обнаруживаются
Лакокрасочные на основе синтетических смол 2 При осмотре невооруженным глазом окалина и ржавчина не обнаруживаются
Лакокрасочные на основе природных смол. Термоусажи-вающиеся (горячего нанесения) и ленточные (холодного нанесения) 3 Не более чем на 5% поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины, точки ржавчины, видимые невооруженным глазом; при перемещении по поверхности прозрачной пластины размером 25 х 25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 10 % площади пластины
Битумные мастичные, антикоррозионные смазки 4 Не более чем на 10 % поверхности трубы имеются пятна или полосы прочно сцепленной окалины и ржавчины, видимые невооруженным глазом; при перемещении по поверхности прозрачной пластины размером 25 х 25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 30% площади пластины
В соответствии с ISO 8501-1 степень очистки определяется описанием вида поверхности после очистки и эталонами, типичными примерами фотографий. Различные методы очистки обозначают соответствующими буквами: «Sa», «St» и «FI». Следующее за буквами число, если имеется, указывает степень очистки от прокатной окалины, ржавчины, масла и грязи.
276
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 6.33.
Степени очистки поверхности металлов от окалины и продуктов коррозии для нанесения лакокрасочных покрытий (по ГОСТ 9.402-80 [21])
Обозначение степени очистки Характеристика очищенной поверхности Характеристика обрабатываемого изделия и материала Обозначение условий эксплуатации лакокрасочных покрытий по ГОСТ 9.104
1 При осмотре с шестикратным увеличением окалина и ржавчина не обнаруживаются С поверхности удалены ржавчина и отслаивающаяся окалина У1,УХЛ1,ХЛ1, Т1,ОМ1, ОМ2, В5
2 При осмотре невооруженным глазом не обнаруживаются окалина, ржавчина, пригар, остатки формовочной смеси и другие неметаллические слои Изделия из I и II групп металлов, подлежащие фосфатированию и окрашиванию, а также из металла толщиной не менее 4 мм У1.У2, УХЛ1.УХЛ2, ХЛ1.ХЛ2, Т1.Т2, ТЗ, ОМ1.ОИ2, ОМЗ, В5
3 Не более чем на 5% поверхности имеются пятна и полосы плотно сцепленной окалины и литейная корка, видимые невооруженным глазом. На любом из участков поверхности изделия окалиной занято не более 10% площади пластины 25 х 25 мм Изделия из чугуна и стального литья, поковок и горячих штамповок, прокат и изделия сложной формы с толщиной металла не менее 4 мм У1,У2, УХЛ1, УЗ, УХЛ2, УХЛЗ, УХЛ4, ХЛ1.ХЛ2, ХЛЗ, Т2, ТЗ
4 С поверхности удалены ржавчина и отслаивающаяся окалина Труднодоступные места крупногабаритных изделий сложной формы с толщиной металла не менее 4 мм УХЛ4
Перед струйной очисткой (Sa) необходимо удалить рыхлую и отслаивающуюся ржавчину, масло и грязь.
Sa 1 — легкая струйная очистка: при осмотре без увеличения поверхность должна быть свободной от видимых масла и грязи, а также от сла-бопристающих окалины, ржавчины, краски и посторонних частиц.
277
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Sa 2 — тщательная струйная очистка: при осмотре без увеличения поверхность должна быть свободной от видимых масла и грязи, а также от большей части прокатной окалины, ржавчины, краски и посторонних частиц; любые оставшиеся загрязнения должны иметь прочное сцепление с металлом.
Sa 2 1/2 — очень тщательная струйная очистка: при осмотре без увеличения поверхность должна быть свободной от видимых масла и грязи, а также от большей части прокатной окалины, ржавчины, краски и посторонних частиц; любые оставшиеся следы загрязнения должны выглядеть только как легкое окрашивание в виде пятен или полос.
Sa 3 — качественная струйная очистка: при осмотре без увеличения поверхность должна быть свободной от видимых масла и грязи, а также от большей части прокатной окалины, ржавчины, краски и посторонних частиц; она должна иметь однородную металлическую окраску.
Очистку поверхности ручным и механическим инструментом (очистка щетками, скребками и шлифование) обозначают буквами «St».
Перед очисткой ручным и механическим инструментом необходимо удалить рыхлую ржавчину, масло и грязь.
St 2 — тщательная очистка ручным и механическим инструментом: при осмотре без увеличения поверхность должна быть свободной от видимых масла и грязи, а также от плохо пристающих прокатной окалины, ржавчины, краски и посторонних частиц.
St 3 — очень тщательная очистка ручным и механическим инструментом: как для St 2, но поверхность необходимо обрабатывать более тщательно для получения металлической окраски, обусловливаемой металлической основой.
Перед термической очисткой FI необходимо удалить рыхлую и отслаивающуюся ржавчину. После термической очистки поверхность должна быть очищена проволочными щетками. При осмотре без увеличения на поверхности не должны быть видны следы прокатной окалины, ржавчина, краска и грязь. Любые оставшиеся загрязнения должны выглядеть только как слабое окрашивание поверхности (тени различных цветов).
Также в стандарте ISO-8501 описаны четыре степени коррозии металла. Они определяются описаниями вида поверхности и эталонами (типичными примерами фотографий):
А: поверхность стали, покрытая в большой степени прочно прилегающей прокатной окалиной, но почти не имеющая ржавчину.
278
Технология сооружения газонефтепроводов
В: поверхность стали, начавшая ржаветь и с которой начинает отставать прокатная окалина.
С: поверхность стали, с которой прокатная окалина исчезла в результате коррозии или она может быть удалена, но наблюдается ржавчина.
D: поверхность стали, с которой прокатная окалина исчезла в результате коррозии и на которой наблюдается ржавчина.
Шероховатость контролируют в соответствии с ISO 8503-1 с использованием профилемеров, микрометров, эталонов сравнения, приборов TR 100, TR 200, «Константа К-5» с датчиком шероховатости, репликативных лент «Pregg-o-Film Testex» и др.
Перед нанесением многих импортных покрытий определяют также степень запыленности, степень обезжиренное™, содержание солей, влажность воздуха, температуру точки росы. Степень запыленности должна быть не ниже «2» по ISO 8502-3 (сравнивается с эталонами сравнения на липкой ленте, размер частиц пыли не должен превышать 50—100 мкм).
Степень обезжиренное™ определяют по ГОСТ 9.402-80 [21], она должна быть не ниже степени «2» (по методу капли растворителя). Влажность воздуха должна быть не более 80—85%. Температура воздуха внутри защитных палаток в зимнее время не должна опускаться ниже 5—10°С.
Можно производить контроль очистки, сравнивая очищенную поверхность с эталоном.
В соответствии с ISO 8501-1Р эталон — это фотографии очищенных поверхностей, разработанные для различных видов изоляционных покрытий на основе научных исследований и опыта практического применения.
6.4.4. Контроль температуры
Изоляционные материалы необходимо наносить на теплую и сухую поверхность трубопровода. Температура трубы должна быть 15—60°С в соответствии с техническими условиями на применяемую грунтовку. Температуру подогрева контролируют в начале и в конце смены.
Температура большинства марок грунтовок при нанесении должна быть 10—30°С, поэтому при температуре ниже 10°С грунтовку следует выдержать 48 ч в помещении с температурой не ниже 15°С (до 45°С). Слой грунтовки должен быть сплошным, ровным и не иметь сгустков, подтеков, пузырей.
При нанесении битумной мастики непрерывно контролируют температуру мастики в лотке изоляционной машины. Она должна быть:
279
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
при tOKP возд от 30 до 0°С t„ = 145—160°С;
to„ от 0 до - 15°С tM = 160—175°С;
tOKp во,д °т - 15 ДО - ЗО°С tM = 175—190°С;
При температуре ниже минус 30°С битумную мастику не наносят.
Полимерные ленточные и термоусаживающиеся материалы при температуре окружающего воздуха ниже 10°С необходимо высушивать при температуре 15—50°С в течение 48 ч в специально отведенном помещении. Температура металла трубы должна быть перед нанесением покрытий выше точки росы не менее чем на 3°С.
При нанесении эпоксидных и полиуретановых покрытий контролируют температуру трубы, материалов и их компонентов при смешивании, а также время и температуру набора прочности защитного покрытия.
Контроль температуры осуществляют контактными термометрами ТП-1, ИМП-1, ТК-5.03, ТК-5.05, HLC-60 (ANRITSU) и др., индикаторами температуры поверхностного типа «Tempilstiks», «RM-TEMP-IN-STICK» и др., бесконтактными пирометрами «Кельвин», ST 20, ST 80 и др., индикаторами наносного принципа действия (краски, лаки, карандаши) и др.
6.4.5. Контроль толщины грунтовки и защитного покрытия
Контроль толщины изоляции производят:
— при заводской или базовой изоляции — на 10% труб и в местах, вызывающих сомнения, не менее чем в 3-х сечениях и в 4-х точках каждого сечения;
— при трассовом нанесении — не менее одного измерения на 100 м тру-
б опровода и в местах, вызывающих сомнения, в 4-х точках по сечению;
— при трассовой изоляции сварных стыков — на каждом стыке в 4-х точках по сечению.
Для измерения толщины защитных покрытий трубопроводов без нарушения сплошности изоляционного покрытия, как в стационарных условиях, так и на трассе, используют магнитоэлектрические, магнитные, вихретоковые или транзисторные толщиномеры: МТП-01, МТ-2003И, МТ-10Н, МТ-ЗЗН, ВТ-40 НЦ, ТИП-1, ИТДП-11, «Константа К-5» и др.
280
Технология сооружения газонефтепроводов
6,4.6. Контроль СПЛОШНОСТИ
Изоляционные покрытия обладают высоким электрическим сопротивлением. В местах нарушения изоляции дефекты обычно заполнены воздухом. Воздух и изоляционные материалы отличаются друг от друга электрической прочностью, под которой понимается напряжение, ведущее к электрическому пробою диэлектрика. Так, для полиэтилена электрическая прочность равна 4 • 105 В/см, а для воздуха — 1 • 104 В/см. Таким образом, если создать необходимое электрическое поле в местах дефектов, будет наблюдаться явление пробоя, при котором однородное электрическое поле нарушается и почти весь ток начинает течь по узкому каналу. Плотность тока в этом канале достигает очень больших значений, что является причиной свечения и звукового эффекта в виде треска (рис. 6.35).
На основе этого явления для контроля сплошности изоляции разработаны специальные приборы — искровые дефектоскопы, которые включают в себя источник питания, преобразователь, схему повышения напряжения и щуп. В настоящее время на строительстве магистральных трубопроводов наиболее широко используют искровые дефектоскопы «Корона-2», ДКИ-1, ИДМ-1, ДИСИ-1, «Крона-2», «Крона-1РМ», «Холидей», РИД 1-20, РИД 2-40 (Великобритания).
Сплошность покрытия проверяют по всей поверхности трубопровода. Величина напряжения пробоя должна быть не менее 5 кВ на 1 мм толщины покрытия.
В случае обнаружения пробоя защитного покрытия: проводят ремонт дефектных мест. Отремонтированные участки следует повторно проконтролировать.
Сплошной контроль
Контролируемый трубопровод
Подвеска трубопровода тру боу кл ад ч и ко м
Выборочный контроль
Рисунок 6.22. Схема определения сплошности: 1 — блок контроля; 2 — блок питания; 3 — кабель; 4—провод-заземлитель (длина 8,5 м); 5 — штырь-заземлитель; 6 — магнит-заземлитель; 7 а — щуп кольцевой; 7 6 — щуп плоский; 8 — зажим; 9 —удлинитель высоковольтного трансформатора; 10 — высоковольтный трансформатор
Зажим
72 Пластина щупа
281
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
6.4.7. Контроль ударной прочности
Прочность при ударе изоляционных покрытий в заводских и базовых условиях определяют на 2% труб, а в трассовых — в местах, вызывающих сомнения.
Металлический груз весом Р- 30 Н падает на изоляцию с высоты,
А = 7’ (6.3)
где U — ударная прочность — от 4 до 10 Дж в зависимости от вида изоляции в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 [47]. После падения груза сплошность не должна нарушаться. Прочность при ударе проверяют в 10 точках на одной трубе на расстоянии друг от друга не менее чем через 0,5 м.
6.4.8. Контроль адгезии
Адгезионную прочность можно измерять разнообразными методами согласно ГОСТ Р 51164-98 [47]. При сооружении трубопроводов в трассовых условиях контроль адгезии изоляционных битумных покрытий производят прибором СМ-1, а адгезию полимерных ленточных покрытий контролируют прибором АР-2М или электронным адгезиметром АМЦ 2-20. При различных исследованиях новых изоляционных материалов или при контроле качества поставляемых импортных материалов могут использоваться методы определения с применением других приборов.
При определении адгезии защитных покрытий различают:
— адгезионный характер разрушения — обнажение до металла;
— когезионный характер разрушения — отслаивание по подслаивающему слою или по грунтовке;
— смешанный характер разрушения — совмещение адгезионного и когезионного характера разрушений.
Адгезию защитного покрытия после нанесения на трубопровод контролируют:
— при трассовом нанесении через каждые 500 м, а также в местах, вызывающих сомнение;
— при заводском или базовом нанесении на 2% труб, а также в местах, вызывающих сомнение.
Допускается контролировать адгезию мастичного покрытия методом выреза треугольника с углом около 60° и сторонами 3—5 см с последующим снятием покрытия ножом от вершины надреза. Адгезия покрытия считается удовлетворительной, если вырезанный треугольник не отслаи
282
Технология сооружения газонефтепроводов
вается самостоятельно, а только с приложением усилия, при этом наблюдается когезионный характер отслаивания по всей площади трубы под вырезанным треугольником.
Значения адгезии образцов изоляционных пленок сравнивают с требуемыми значениями по ГОСТ Р 51164-98 и делают заключение.
6.4.9. Особенности контроля качества лакокрасочных материалов и покрытий
Использование малоизученных, непроверенных, некачественных или с превышенным сроком хранения лакокрасочных материалов (ЛКМ), отклонение от технологического регламента проведения работ, отсутствие приемо-сдаточного контроля приводят, как правило, к резкому снижению долговечности покрытий (табл. 6.34).
При оценке качества покрытия контролируют внешний вид, толщину, адгезию, сплошность, ударную прочность, переходное сопротивление и др. Проверку характеристик проводят на определенном количестве труб от партии (но не менее 2-х) на наружной поверхности и в доступных местах внутренней поверхности, а также на образцах-свидетелях, накручивающихся на один из концов окрашиваемой трубы.
Внешний вид контролируют визуально. Покрытие не должно иметь посторонних включений, трещин, отслаивания. Допускаются следы захвата трубы подъемными приспособлениями.
Толщину покрытия контролируют переносными электромагнитными толщиномерами типа «Константа К-5» со специальными насадкой-датчиком для труб МТ-10Н, МТ-40НЦ, МИП-10 и др. Контроль толщины покрытия проводят не менее, чем в трех сечениях по длине трубы и не менее, чем в четырех точках сечения. Толщину покрытия измеряют по мере высыхания каждого слоя.
Принцип действия приборов основан на изменении силы притяжения магнита к ферромагнитной подложке в зависимости от толщины немагнитной пленки.
По некоторым данным защитные свойства покрытия пропорциональны его толщине, по другим — повышение толщины не всегда приводит к увеличению его долговечности. Поэтому толщина лакокрасочного покрытия должна быть в соответствии с ТУ.
283
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 6.34. Карта контроля качества нанесения лакокрасочных покрытий
Назначение контроля Контролируемые показатели
Входной контроль ЛКМ
Правильность выбора системы защитного покрытия Проверка пригодности ЛКМ — соответствие НТД: — соответствие гарантийнымсрокам хранения материалов; — проверка показателей качества (при несоответствии сроков или условий хранения); — пробное нанесение ЛКМ на образцы
Пооперационный контроль
Проверка качества подготовки поверхности перед нанесением грунтовочного слоя. Проверка технологии выполнения работ — длительность перерыва после завершения работ по подготовке поверхности перед нанесением грунтовочного слоя; — очистка, осушка и подогрев поверхности перед нанесением грунтовочного слоя; — вязкость (по вискозиметру ВЗ-4); — контроль температуры нанесения и высыхания ЛКМ; — степень высыхания слоев; — сплошность каждого слоя; — толщина слоев; — отсутствие разнотолщинности, подтеков краски; — количество нанесенных слоев ЛКМ
Приемо-сдаточный контроль покрытия
Проверка готовности покрытия к приемке в эксплуатацию — степень высыхания; — сплошность покрытия (дефектоскопы «Поротест», «Холидей», ЛКД-1М, ЭД-4, ЭД-5 и др.); — общая толщина покрытия (Константа К5, МТ-40 НЦ, МИП-Юидр); — адгезия покрытия (методы решетчатых и параллельных надрезов — баллы 1, 2, 3); — качество окрашенной поверхности; — выдержка покрытия после завершения работ до ввода в эксплуатацию (в соответствии с ТУ на материалы)
Окончательную приемку осуществляют после полного высыхания покрытия.
284
Технология сооружения газонефтепроводов
Адгезию покрытия определяют не ранее, чем через 24 ч после нанесения методом решетчатых или параллельных надрезов по ГОСТ 15140-78 [37] с торцов труб по возможности дальше от края. Адгезия должна быть не более 1 балла. После проведения измерения место закрашивают тем же лкм.
Метод решетчатых надрезов. На подготовленном к испытанию покрытии при помощи бритвы или скальпеля делают по линейке на расстоянии 1 или 2 мм друг от друга не менее 5 параллельных и 5 перпендикулярных им надрезов до подложки. При этом образуется решетка из квадратов одинакового размера 1 х 1 мм — для покрытий толщиной менее 60 мкм и 2x2 мм — для покрытий с большей толщиной. Для нарезания квадратов существуют также специальные шаблоны — стальные пластины с прорезями для скальпеля.
После нанесения решетки поверхность покрытия очищают кистью от отслоившихся кусочков пленки и оценивают по четырехбалльной шкале:
1 балл — края надрезов гладкие, отсутствие отслоившихся кусочков покрытия;
2 балла — отслоение покрытия с 5% поверхности решетки;
3 балла — отслоение покрытия с 35% поверхности решетки;
4 балла — отслоение покрытия с более35% поверхности решетки;
Метод параллельных надрезов. Этот метод считается более точным. На используемом покрытии скальпелем или бритвенным лезвием делают не менее 5 параллельных надрезов до подложки на расстоянии 1 мм друг от друга. Перпендикулярно надрезам накладывают полоску липкой и полиэтиленовой ленты размером 10 х 100 мм, один конец которой оставляют не приклеенным. Быстро отрывают ленту от покрытия и оценивают адгезию тремя баллами:
1 балл — края надрезов гладкие;
2 балла — незначительное отслаивание покрытия (не более 0,5 мм);
3 балла — отслаивание покрытия целыми полосами.
Сплошность покрытий контролируют с помощью электромагнитных (ЛКД-1, ЛКД-1М) или электрических и искровых дефектоскопов «Холидей», «Поротест», ЭД-4, ЭД-5 и др. Сплошность ЛКМ устанавливают по отсутствию пробоя при электрическом напряжении, составляющем 1 кВ на всю толщину покрытия.
Ударную прочность определяют в соответствии со стандартами ГОСТ Р51164-98 или G14-ASTM (Американского общества по испытанию материалов).
285
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Переходное сопротивление покрытия определяют в 3%-ном растворе NaCl при температуре 20°С в соответствии с приложением ГОСТ Р51164-98 [47].
Вязкость ЛКМ измеряют перед нанесением с помощью вискозиметра ВЗ-4.
Под вязкостью ЛКМ понимают условную вязкость, устанавливаемую при помощи вискозиметров, работающих на принципе определения продолжительности (в секундах) истечения жидкости через калиброванное кольцо. Вискозиметр ВЗ-4 применяют для ЛКМ с условной вязкостью от 12 до 200 с. Вискозиметр имеет сопло диаметром 4 мм и воронку емкостью 100 мм. Перед определением испытуемый материал тщательно перемешивают, доводят до нужной температуры (обычно 20 ± 2°С) и отстаивают для выхода пузырьков воздуха в течение 5—10 мин. За величину условной вязкости принимают время истечения ЛКМ с точностью до 0,2 с.
6.4.10. Контроль укладки трубопровода в траншею
При укладке изолированного трубопровода в траншею необходимо контролировать:
— соответствие выбора трубоукладчиков и монтажных приспособлений требованиям ППР;
— расстановку трубоукладчиков в укладочной колонне требованиям ППР и их техническое состояние;
— соблюдение расчетных высот подъема трубопровода, обеспечивающих гарантию труб от перенапряжения, изломов и вмятин и исключающих перегрузки трубоукладчиков;
— сохранность изоляционного покрытия;
— полное прилегание трубопровода по всей его длине к дну траншеи;
— глубину заложения трубопровода, которая должна соответствовать проектной;
— соответствие положения трубопровода в траншее проектному (отклонение оси трубопровода от оси траншеи в каждую сторону не должно превышать 100 мм, а на участках установки железобетонных пригрузов или анкерных устройств — 0,45D) + 100 мм, где D — диаметр трубопровода).
Контроль производят с применением шаблонов, реек, рулеток, нивелиров, теодолитов, тахеометров и т.д.
286
Технология сооружения газонефтепроводов
Укладку изолированного трубопровода с бровки траншеи необходимо производить в полностью подготовленную траншею (очищенную от снега, со спланированным дном, при необходимости, с устройством постели из мягкого грунта толщиной не менее 10 см) при соблюдении мер по предотвращению, оперативному обнаружению и устранению повреждений изоляционного покрытия.
6.4.11. Контроль состояния изоляции законченных строительством участков трубопровода катодной поляризацией
Сущность метода состоит в катодной поляризации построенного и засыпанного участка трубопровода и определении качества изоляционного покрытия по смещению потенциала с омической составляющей (разности потенциалов «труба-земля») и силе поляризующего тока, вызывающей это смещение [16]. Силу поляризующего тока определяют исходя из сопротивления изоляции, длины участка и диаметра трубопровода.
Для определения сопротивления изоляции используют передвижную исследовательскую лабораторию электрохимической защиты (ПИЛ ЭХЗ), аппаратура и приборы которой должны быть электрически подключены по схеме рис. 6.36.
Контролируемый участок трубопровода не должен иметь контакта неизолированной поверхности трубы с грунтом, электрических и техноло-
гических перемычек с другими сооружениями.
Измерения на контролируемом участке необходимо проводить в период, когда глубина промерзания грунта не превышает 0,5 м и когда расстояние между верхней границей глубинной мерзлоты и нижней образующей трубопровода составляет не менее 0,3 м.
Временное анодное заземление из винтовых заземлителей, входящих в комплект лаборатории ПИЛ ЭХЗ, оборудуют на расстоя
Рисунок 6.36. Схема измерений 1 — трубопровод; 2—неизолированный конец трубопровода; 3 — контакты; 4 — резистор; 5 — амперметр; 6 — источник постоянного тока; 7 — временное анодное заземление; 8 — медно-сульфатный электрод сравнения; 9 — вольтметр
287
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г. Васильев
нии 200—400 м от участка трубопровода в местах с возможно меньшим удельным сопротивлением грунта (допускается использование заземлителей другого типа или соседнего подземного трубопровода в качестве заземления).
Измеряют потенциал трубопровода в конце участка с помощью вольтметра 9, электрически соединенного с трубопроводом контактом 3, относительно медно-сульфатного электрода сравнения 8 (рис. 6.36).
При измерении источник постоянного тока 6 должен быть выключен.
Включают источник постоянного тока 6 и устанавливают силу тока Д А, вычисленную по формулам:
— для участков трубопроводов длиной, равной или более 4 км,
I _ . (6.4)
z
— для участка трубопроводов длиной менее 4 км _ nDLU,,
^ИЗ + Rp
(6-5)
где L — длина участка трубопровода, м;
6Д, — смещение потенциала с омической составляющей (наложенная разность потенциалов «труба-земля») в конце участка, В, вычисляемое по формуле:
где 8UH — нормированное смещение потенциала в конце участка, равное 0,4 В при L > 4 км и 0,7 В при L < 4 км;
R,,, — требуемое сопротивление изоляции (Ом • м2);
Rp—сопротивление растеканию трубопровода • м), вычисляемое по фор
муле:
р 2 D2HRt
(6.7)
где D— диаметр трубопровода, м;
Н— глубина залегания трубопровода, м;
RT — продольное сопротивление трубопровода, Ом/м;
рг — среднее удельное электрическое сопротивление грунта, Ом • м, вычисляемое по формуле:
288
Технология сооружения газонефтепроводов
п / Z g-с-1 V Р" >
где L — длина /-го участка с удельным электрическим сопротивлением (pri, Ом • м), м;
п — число участков с удельным электрическим сопротивлением рр, z — характеристическое сопротивление трубопровода, Ом, вычисляемое по формуле:
z = , (6.9)
где а — постоянная распространения тока, 1/м, вычисляемая по формуле:
а = ^TiDRT/(Rm+RP) , (6.10)
Продольное сопротивление стального трубопровода 7?т. Ом/м, имеющего стандартные размеры в практике строительства магистральных трубопроводов, вычисляют по формуле:
R Рг т к(р - 5)5 ’
(6.Н)
где р, — удельное сопротивление трубной стали, Ом • м;
8— толщина стенки трубопровода, м.
Через 3 ч после включения источника тока измеряют разность потенциалов «труба-земля» в конце участка.
Смещение потенциала U, В, вычисляют по формуле:
U=U„-Ue, (6.12)
где U'T3— измеренный потенциал (после включения источника постоянного тока), В;
Ue — естественный потенциал (до включения источника постоянного тока), В.
Смещение потенциала Uдолжно быть не менее нормированного смещения 8 U.
Сила поляризующего тока в зависимости от длины контролируемого участка может быть определена по номограммам, построенным для каж
289
Ф М. Мустафин, Л.И, Быков, Г.Г. Васильев
дого типа изоляционного покрытия и стандартных диаметров. Допускается проведение коррекции смещения потенциала в случае отклонения реальной силы тока от нормированной.
При нанесении покрытия в трассовых условиях данные приемо-сдаточных испытаний покрытия фиксируют в рабочем журнале и журнале пооперационного контроля.
По приемо-сдаточным характеристикам покрытие должно отвечать требованиям ГОСТ Р 51164-98 [47], требованиям Технических условий на трубы с заводским защитным покрытием и других НТД.
6.4.12. Обнаружение дефектов в изоляционном покрытии уложенного и засыпанного трубопровода
При неудовлетворительных результатах контроля методом катодной поляризации, а также в местах, которые вызывают сомнение, производят поиск дефектов в изоляции при помощи искателей повреждения.
Рисунок 6.37. Обследование трубопровода искателем повреждений: 1 — трубопровод; 2 — дефект в изоляции; 3 — контрольно-измерительная колонка; 4 — генератор; 5 — блок питания; 6 — заземление; 7—усилитель (приемник); 8 — электроды-искатели; 9, 10 —распределение градиента электрического поля при обследовании трубопровода продольной и поперечной установками соответственно; И — головные телефоны
290
Технология сооружения газонефтепроводов
Принцип поиска дефектов в изоляции состоит в том, что при подключении к трубопроводу генератора переменного тока звуковой частоты на поверхности земли около дефекта возникает градиент потенциалов за счет токов, протекающих через дефект. При измерении разности потенциалов между двумя точками земли с помощью двух электродов можно установить распределение градиента потенциалов и выявить его максимальное значение, когда один из электродов находится непосредственно над дефектом. Место расположения дефекта в изоляции определяют по усилению звука в головных телефонах (рис. 6.37).
Для осуществления данного метода поиска дефектов применяются серийно выпускаемые искатели повреждений; ИПИ-95, ПКИ-95, АНТПИ, УДИП-1М, ТИА-1000, «Абрис», ИПИТ-2 и др. Места расположения дефектов определяют не ранее чем через 2 недели после укладки трубопровода.
Сводная карта контроля качества изоляционных материалов и нанесения покрытий представлена в табл. 6.35.
Примечания:
1. Допустимые отклонения по толщине изоляционных лент и оберток по ТУ или сертификатам.
2. Физико-механические и защитные характеристики замеряют при температуре 293 К (20°С).
3. При проведении изоляционных работ при минусовых температурах контроль качества изоляции необходимо проводить на прогретой поверхности изолируемого трубопровода.При нанесении всех видов защитных покрытий температура поверхности трубопровода должна быть не ниже 15°С или назначаться по ТУ на материалы. Температура защитных лент и оберток при нанесении не ниже 10°С.
291
Таблица 6.35.
Сводная карта контроля качества изоляционных материалов и нанесения покрытий
Показатель Периодичность контроля Метод контроля Норма
Контроль качества материалов
Грунтовка
Компонентный состав При дозировке Отмеривание (взвешивание) компонентов ГОСТ 9.602-89, ТУ 38-103-143-83 и по другим ТУ или 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 >> Ареометром 0,75 + 085 г/см3
Температура (при приготовлении, расплавлении и перевозке) Непрерывно в процессе работ Встроенными термопарами или термометрами Температура: при нагреве не более 200°С; при перевозке не более 1 ч 190 + 200°С; при перевозке не более 3 ч 160 + 180°С;
Изоляцйонные, оберточные и термоусаживающиеся полимерные ленточные материалы
Ширина, мм Каждую партию Линейкой Ширина ленты по ТУ
Толщина ленты, мм То же Штангенциркулем Толщина ленты по ТУ
Толщина основы ленты, мм » То же Толщина основы по ТУ
Сопротивление разрыву. » По ГОСТ 270-75 на Прочность при разрыве
Н/см (кгс/см), не менее разрывной машине по ГОСТ Р 51164-98
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее » То же Относительное удлинение при разрыве по ГОСТ Р 51164-98
Удельное электрическое сопротивление, Ом см, не менее (для изоляционных лент По ГОСТ 6433.2-71 Удельное электрическое сопротивление по ТУ
Адгезия лент к ленте, Н/см » По ГОСТ Р 51164-98 По ГОСТ Р 51164-98
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы 6.35.
Показатель Периодичность контроля Метод контроля Норма
Лакокрасочные материалы
Компонентный состав При дозировке Отмеривание (взвешивание) компонентов По ТУ на материал
Однородность Каждую партию Визуально Отсутствие сгустков посторонних включений, осадка
Вязкость, с То же Вискозиметром ВЗ-4 по ГОСТ 8420-74 30 с — при нанесении краскопультом; 60 с — при нанесении кистью
Плотность, г/см3 » Ареометром 0.80,9
Контроль качества противокоррозионных покрытий трубопроводов
Очистка изолируемого трубопровода
Степень очистки Непрерывно Визуально Степень очистки по ГОСТ 9.402-80, ВСН 008-88, ISO 85О1-1Р, ISO 8503-1, ISO 8502-3
Нанесение грунтовки
Внешний вид Непрерывно Визуально Ровный слой без пропусков, подтеков, сгустков, пузырей
Толщина, мм Непрерывно Толщиномером По ТУ на материалы
Полиолефиновое экструдированное покрытие заводского или базового нанесения
Толщина, мм, не менее На 10% труб в 3-х сечениях и в 4-х точках каждого сечения; в местах, вызывающих сомнение Толщиномером 2,0—2,5 мм (для труб диаметром до 1020 мм), 3,0—3,5 мм (для труб диаметром 1020 мм и выше)
Технология сооружения газонефтепроводов
294
Продолжение таблицы 6.35.
Показатель Периодичность контроля Метод контроля Норма
Адгезия, Н/см, не менее На 2% труб и в местах, вызывающих сомнение По ГОСТ Р 51164-98, адгезиметром 35,0 — для трубопроводов диаметром менее 820 мм, 50 — для трубопроводов диаметром 820—1020 мм, 70,0 — для трубопроводов диаметром 1020—1420 мм
Прочность при ударе, Дж/мм толщины покрытия, То же По ГОСТ Р 51164-98 5,0 — для трубопроводов диаметром до 1220 мм, 6,0 — для трубопроводов диаметром 1220 мм и выше
Сплошность, кВ По всей поверхности Дефектоскопом 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
Переходное сопротивление на законченном строительством и засыпанном участке трубопровода, Ом м2, не менее После производства работ По ГОСТ Р 51164-98 3 105
На основе эпоксидных композиций
Внешний вид По всей поверхности Визуально Слой должен быть ровным, без подтеков и пузырей
Толщина, мм На 10 % труб в 3-х сечениях и в 4-х точках каждого сечения на расстоянии не ближе 0,5 м от концов трубы Толщиномером 0,35 для трубопроводов диаметром до 820 мм
Адгезия, балл, не более На 2% труб и в местах, вызывающих сомнение По ГОСТ 15140-78 По ГОСТ 15140-78 (балл не более 1)
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
Продолжение таблицы 6.35.
Показатель Периодичность контроля Метод контроля Норма
Сплошность, кВ По всей поверхности Дефектоскопом 1,0 на всю толщину покрытия
Прочность при ударе, Дж, не менее На 2% труб По ГОСТ Р 51164-98 8,0
Лакокрасочные покрытия
Толщина, мм В местах, вызывающих сомнение Толщиномером Толщина по проекту, но не менее 0,2 мм
Адгезия, балл То же По ГОСТ 15140-78 Не более 1
Сплошность, кВ >> Искровым дефектоскопом 1,0 — на всю толщину покрытий
Внешний вид По всей поверхности Визуально Пропуски и повреждения не допускаются
Контроль качества термоусаживающихся и других защитных покрытий сварных стыков труб, изолированных в заводских условиях
Сплошность, кВ По всей поверхности Дефектоскопом 5 кВ на 1 мм толщины покрытия
Число слоев В процессе производства работ Визуально По проекту или ТУ на материалы
Нахлест покрытия на заводскую изоляцию, мм То же Мерной линейкой На заводскую изоляцию 50—75 мм по ТУ на материалы
Адгезия, Н/см В местах, вызывающих сомнение ГОСТ 411 (метод А) 35,0 или по ТУ на материалы
Температура подогрева поверхности труб и изоляционных материалов, °C В процессе производства работ Термопарой, термокарандашом По ТУ на материалы
Толщина покрытия, мм На каждом стыке в местах, вызывающих сомнение Толщиномером По проекту или ТУ на материалы
Технология сооружения газонефтепроводов
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
в ГЛАВА 7. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
7.1. Основные понятия по очистке полости и испытанию трубопроводов
Магистральные трубопроводы до ввода в эксплуатацию должны подвергаться очистке полости, профилеметрии, гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность в соответствии со СНиП III-42-80* [90], ВСН-011-88 [15], СП 111-34-96 [107] и других отраслевых нор-
мативно-технических документов.
Очистка полости — это технологическая операция, которая выполняется в процессе сооружения трубопровода и обеспечивает на всем протяжении объекта: установленное проектом полное расчетное проходное сечение; заполнение трубопровода транспортируемой средой без изменения физико-химических свойств; беспрепятственный пропуск по трубопроводу очистных или разделительных устройств и диагностических снарядов в процессе эксплуатации. Очистка полости трубопроводов может осуществляться
Рисунок 7.1. Схемы узлов подклю чения при о чистке полости трубопровода и гидравлическом испытании: а — продувка воздухом; б — продувка газом; в — промывка водой; г — гидравлическое испытание; 1 —ресивер; 2 — очистной поршень; 3 — подводящий трубопровод; 4 — коллектор с перепускными патрубками; 5 — продуваемый участок; 6, 13, 15 — продувочный, заливочный и сливной патрубки соответственно; 7, 9,18, 20 — перепускная, обводная, сливная и подводящая линии соответственно; 8 — свеча; 10 — штуцер для манометра; 11 — патрубок-упор; 12 — очистное устройство; 14 — линейное запорное устройство; 16 — трубопровод; 17 — фильтр; 19 — обратный клапан с фильтром
296
Технология сооружения газонефтепроводов
пневматическим или гидравлическим способами.
Испытание трубопровода — технологическая операция, которая позволяет определить механическую прочность и герметичность построенного объекта. Внутреннее давление — одна из основных и решающих силовых нагру
зок, которые трубо- Рисунок 7.2. Монтаж технологического оборудования провод испытывает для проведения гидравлических испытаний при эксплуатации.
Поэтому испытание внутренним давлением является важнейшей технологической операцией. Испытание трубопроводов производится пневматическим или гидравлическим способами (рис. 7.1—7.2) Устанавливается следующая последовательность проведения работ: очистка полости трубопровода; предварительная проверка на герметичность; проведение профилеметрии; вскрытие трубопровода в местах выявленных дефектов и проведение их дополнительного дефектоскопического контроля; устранение дефектов; проведение гидравлических испытаний на прочность; проверка на герметичность; опорожнение трубопровода от воды [56; 57; 59; 68; 70; 111; 112].
Очистку полости трубопроводов, а также их испытание на прочность и проверку на герметичность следует осуществлять по специальной инструкции или ППР, отражающей местные условия работ, и под руководством комиссии, состоящей из представителей генерального подрядчика, субподрядных организаций, заказчика или органов его технадзора. Инструкция составляется заказчиком и строительно-монтажной организацией применительно к конкретному трубопроводу с учетом местных условий производства работ, согласовывается с проектной организацией и утверждается председателем комиссии.
Инструкция по очистке полости, испытанию магистральных трубопроводов на прочность и проверке на герметичность должна предусматривать:
297
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 7.3. Схема обвязки трубопровода для закачки воды способом «из трубы в трубу» (подключение АН-501 для перекачки только после слива грязной воды)
способы, параметры и последовательность выполнения работ; методы и средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств, утечки, разрывы и т.п.); схему организации связи; требования пожарной, газовой, технической безопасности и указания о размерах охранной зоны.
Проведение очистки полости, а также испытания трубопроводов на прочность и проверка их на герметичность при отсутствии бесперебойной связи не допускаются.
Работы необходимо вести поточным методом специализированными бригадами в строгой технологической последовательности с максимальным использованием воды, накопленной в уже испытанном участке для промывки прилегающего участка, заполнения его водой и последующего испытания (рис 7.3).
7.2. Нормы и правила выполнения очистки полости и испытания трубопроводов
7.2.1. Очистка полости трубопроводов
Полость трубопровода до испытания должна быть очищена от окалины и грата, а также от случайно попавших при строительстве внутрь трубопроводов грунта, воды и различных предметов.
298
Технология сооружения газонефтепроводов
Очистка полости трубопроводов выполняется одним из следующих способов:
— промывкой с пропуском очистных поршней или поршней-разделителей;
— продувкой с пропуском очистных поршней, а при необходимости и поршней-разделителей;
— продувкой без пропуска очистных поршней.
При очистке полости линейной части и лупингов нефте-, газо- и нефте-продуктопроводов необходимо, как правило, применять продувку воздухом с пропуском ерша-разделителя.
Очистка полости подземных трубопроводов должна производиться после укладки и засыпки, наземных — после укладки и обвалования, надземных — после укладки и крепления на опорах.
На трубопроводах следует производить предварительную очистку полости протягиванием очистных устройств в процессе сборки трубопроводов в нитку. Существуют конструкции очистных устройств, выполненные в блоке с внутреннем центратором.
В процессе предварительной очистки полости (до испытания) нефтепровода проводят пропуск калибровочного снаряда (профилемера), предназначенного для контроля проходного сечения трубопровода с целью выявления вмятин, гофр, овальностей и других нарушений геометрической формы трубы. Размер калибровочной пластины должен составлять 95% минимального внутреннего диаметра нефтепровода. Поршень-калибр должен быть оснащен низкочастотным передатчиком, обеспечивающим определение его местонахождения с поверхности земли. После приема поршня-калибра отключается подача воды или воздуха в трубопровод, затем сбрасывается давление до наружного давления воздуха. Поршень-калибр извлекается из камеры и в присутствии представителя Заказчика осматривается, после чего составляется Акт.
Промывке с пропуском очистных поршней или поршней-разделителей следует подвергать трубопроводы, испытание которых предусмотрено в проекте гидравлическим способом.
При промывке трубопроводов перед очистными поршнями или поршнями-разделителями необходимо залить воду, объем которой составляет 10—15% объема полости очищаемого участка. Скорость перемещения очистных поршней или поршней-разделителей при промывке должна быть не менее 1 км/ч.
299
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Критерием оценки результатов промывки является выход чистой воды из трубопровода после прохождения очистных поршней.
Продувке с пропуском очистных поршней должны подвергаться трубопроводы диаметром 219 мм и более, укладываемые подземно и наземно. При продувке очистные поршни пропускаются по участкам трубопровода, протяженность которых не превышает расстояния между линейной арматурой под давлением сжатого воздуха или газа, поступающего из ресивера (баллона), создаваемого на прилегающем участке.
Давление воздуха (или газа) в ресивере при соотношении длин ресивера и продуваемого участка 1:1 определяется по табл. 7.1.
Таблица 7.1.
Давление в ресивере
Условный Давление в ресивере, МПа (кгс/см2), для трубопроводов
диаметр трубо очищенных протягива- не очищенных протягива-
провода, мм нием очистных устройств нием очистных устройств
<400 0,6 (6) 1,2(12)
500—800 0,5(5) 1,0(10)
1000—1400 0,4 (4) 0,8 (8)
На трубопроводах, монтируемых на опорах, продувка должна проводиться с пропуском поршней-разделителей. Поршни-разделители следует пропускать под давлением сжатого воздуха или природного газа со скоростью не более 10 км/ч по участкам протяженностью не более 10 км. После пропуска поршней-разделителей окончательное удаление загрязнений должно быть выполнено продувкой без пропуска очистных устройств путем создания в трубопроводе скоростных потоков воздуха (или газа).
Продувке без пропуска очистных поршней подвергаются трубопроводы диаметрами менее 219 мм скоростными потоками воздуха или газа, подаваемыми из ресивера, созданного на прилегающем участке.
300
Технология сооружения газонефтепроводов
Давление воздуха или газа в ресивере при соотношении длин ресивера и продуваемого участка не менее 2:1 определяется по табл. 7.1.
Протяженность участка трубопровода, продуваемого без пропуска очистных поршней, не должна превышать 5 км.
Полости переходов через водные преграды требуется очищать, пропуская эластичные поршни-разделители следующим образом:
— на газопроводах — промывкой, осуществляемой в процессе заполнения водой для предварительного гидравлического испытания, или продувкой, осуществляемой до испытания переходов;
— на нефтепроводах — промывкой, осуществляемой в процессе заполнения трубопровода водой для гидравлического испытания переходов.
Схема узлов подключения при очистке полости трубопровода и гидравлическом испытании приведена на рис. 7.1.
Продувка считается законченной, когда после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха или газа.
Если после вылета очистного устройства из трубопровода выходит струя загрязненного воздуха или газа, то необходимо провести дополнительную продувку участка.
Если после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит вода, то по трубопроводу дополнительно следует пропустить поршни-разделители.
При продувке трубопровода пропуск и выпуск загрязнений и очистных поршней через линейную арматуру запрещаются.
При застревании в трубопроводе в процессе продувки или промывки очистного устройства последнее должно быть извлечено из трубопровода и участок трубопровода требуется повторно продуть или промыть.
Размеры охранной зоны при очистке полости трубопроводов продувкой представлены в табл. 7.2.
После очистки полости трубопровода любым из указанных способов на концах очищенного участка следует устанавливать временные инвентарные заглушки.
301
Ф М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
Таблица 7.2.
Размеры охранной зоны при очистке полости продувкой (в м)
Диаметр трубопровода, мм В обе стороны от оси трубопровода В направлении вылета продувочного патрубка очистного устройства от конца
100—300 40 600
>300—500 60 800
> 500—800 60 800
>800—1000 100 1000
> 1000—1400 100 1000
Примечания: 1. При очистке полости без пропуска очистных устройств размеры охранной зоны, указанные в таблице, уменьшаются в 2раза.
2. Охранная зона в направлении вылета очистного устройства от конца продувочного патрубка ограничивается сектором с углом 60°.
7.2.2. Испытание трубопроводов
Испытание магистральных трубопроводов на прочность и проверку их на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект) гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом, природным газом) способом для газопроводов и гидравлическим способом для нефте- и нефтепродуктопроводов.
При строительстве нефтепровода Каспийского Трубопроводного Консорциума использовалась технологическая схема обвязки «из трубы в трубу» в пустынных и безводных районах Астраханской области. Вода закачивалась из первоначального участка в последующие через эту систему обвязки. Схема обвязки представлена на рис. 7.3. Позиции, проставленные на рис. 7.3, указаны в отдельной спецификации (табл. 7.3).
Испытания газопроводов в горной и пересеченной местности разрешается проводить комбинированным способом (воздухом и водой или газом и водой).
302
Технология сооружения газонефтепроводо!
Таблица 7.3.
Примерная спецификация материалов и оборудования (на 1 комплект узлов)
Позиция Наименование Обозначение Единица измерения Количество
1 Кран шаровой Ду-300, р = 100 с ручным приводом (АО Тяжпром-арматура, г. Алексин) — шт. 3
2 Кран шаровой Ду-100, р = 100 11 шт. 6
3 Кран шаровой Ду-80, р = 100 н шт. 4
4 Кран шаровой Ду-50, р= 100 11 шт. 4
5 Задвижка Ду-300, р = 40 ЗКЛ2-40нж шт. 1
6 Задвижка Ду-200 р ~ 40 30с15нж шт. 3
7 Задвижка Ду-100, р = 40 30с15нж шт. 3
8 Вентиль ВИ-15, р = 160 шт. 6
9 Манометр образцовый р = 16 МПа, класс точности 0,4 ГОСТ 2405-88 шт. 2
10 Манометр технический, р = 4 МПа, класс точности 1,6 ГОСТ 2405-88 шт. 3
И Манометр технический, р = 16 МПа, класс точности 1,6 ГОСТ 2405-88 шт. 1
12 Труба 1016 х 15,3, рисп = 12,55 МПа; Труба 1068 х 14,6, рисп - 18 МПа API5LAPI5L мм 2828
13 Труба 325 х 12В сталь 20 ГОСТ 1050-74 ГОСТ 8731-74* ГОСТ 8732-78 м 30
14 Труба 108 х 6В сталь 20 ГОСТ 1050-74 ГОСТ 8731-74* ГОСТ 8732-78 м 250
15 Труба 89 х 6В сталь 20 ГОСТ 1050-74 ГОСТ 8731-74* ГОСТ 8732-78 м 40
16 Труба 25 х 2,5В сталь 20 ГОСТ 1050-74 ГОСТ 8731-74* ГОСТ 8732-78 м 400
17 Труба 325 х 8В сталь 20 ГОСТ 1050-74 ГОСТ 8731-74* ГОСТ 8732-78 м 350
18 Труба 219 х 6В сталь 20 ГОСТ 1050-74 ГОСТ 8731-74* ГОСТ 8732-78 м 60
19 Днище ДШ 1020(24)-10,0 ТУ 102-488-95 шт. 2
20 Заглушка 325 х 12 ГОСТ 17379-83 шт. 1
303
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение табл. 7.3.
21 Заглушка 108 х 8 ГОСТ 17379-83 ШТ. 1
22 Отвод 90° 325 х х 12 ГОСТ 17375-83 шт. 2
23 Отвод 90° 219 х 8 (АН-501) ГОСТ 17375-83 шт. 12
24 Отвод 90° 108 х 6 ГОСТ 17375-83 шт. 8
25 Тройник 325 х 12 ГОСТ 17376-83 шт. 2
26 Тройник 325 х 10—219 х 8 ГОСТ 17376-83 шт. 3
27 Тройник 325 х 10—108 х 6 ГОСТ 17376-83 шт. 4
28 Тройник 108 х 6—89 х 6 ГОСТ 17376-83 шт. 2
29 Сигнализатор контроля движения разделителя шт. 2
30 Очистной поршень СО, СО(К), ДУ-1000 шт. 2
31 Поршень манжетный ППМ, ДУЛО" (42") шт.
32 Агрегат опрессовочный АО-161 ед. 2
33 Агрегат наполнительный АН-502 ед. 3
34 Компрессорная установка ед. 1
Гидравлическое испытание трубопроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания.
Способы испытания, границы участков, значения испытательного давления и схема проведения испытания, в которой указаны места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, а также пункты подачи газа и обустройство временных коммуникаций определяются проектом.
Протяженность испытываемых участков не ограничивается за исключением случаев гидравлического испытания и комбинированного способа, когда протяженность участков устанавливается с учетом гидростатического давления.
В зависимости от категорий участков трубопроводов и их назначения этапы, значения давления и продолжительность испытаний трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность следует принимать в соответствии с приложением Е).
Линейная часть и лупинги нефте-, газо- и нефтепродуктопроводов должны подвергаться циклическому гидравлическому испытанию на
304
Технология сооружения газонефтепроводов
прочность (в исключительных случаях проведение испытаний газопроводов на прочность допускается газом) и проверке на герметичность. При этом число циклов должно быть не менее трех, а значения испытательного давления в каждом цикле должны изменяться в зависимости от давления, вызывающего в металле напряжение, которое составляет 0,9—0,75 предела текучести.
Объемы воды и газа, необходимые для заполнения 1 км трубопровода представлены в табл. 7.4.
Общее время выдержки участка трубопровода под испытательным давлением без учета времени циклов снижения давления и восстановления должно быть не менее 24 ч.
Время выдержки участка под испытательным давлением должно быть не менее следующих значений:
— 6 ч до первого цикла снижения давления;
— 3 ч между циклами снижения давления;
— 3 ч после ликвидации последнего дефекта или последнего цикла снижения давления.
Таблица 7.4.
Объемы воды и газа, необходимые для заполнения 1 км трубопровода
Dy, мм Объем воды, м3 Объемы газа или воздуха (м3), необходимые для заполнения трубопровода при давлении, МПа
0,6 1,2 6,05 7,05 8,26
200 31,4 188,4 376,8 1899,7 2210,5 2590,5
250 49,1 294,6 589,2 2989,5 3498,8 4050,7
300 70,7 464,2 848,4 4277,3 4977,2 5832,7
350 96,2 577,2 1154,4 5820,1 6772,4 7936,5
400 125,6 753,6 1507,2 7298,8 8840,2 10362,0
500 196,3 1177,8 2355,6 11876,1 13819,5 16194,7
600 282,6 1695,6 3391,2 17097,3 19895,0 23314,5
700 384,8 2308,8 4617,6 23280,4 27089,9 31646,0
800 502,4 3014,4 6028,8 30395,2 35368,9 41448,0
1000 785,0 4710,0 9420,0 47492,5 55264,0 63762,5
1200 1131,0 6786,0 13572,0 68425,5 79622,4 93307,5
1400 1539,0 9234,0 18468,0 93109,5 108345,6 123967,5
305
Ф М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г Васильев
Рисунок 7.4. Примерный график гидравлического испытания трубопроводов: 1 — заполнение трубопровода водой с использованием наполнительных агрегатов; 2 — подъем давления опрессовочными агрегатами; 3, 5, 7 — соответственно первый, второй и третий цикл испытания на прочность; 4, 6, 8 — соответственно первый, второй и третий цикл снижения давления; 9 — испытание на герметичность.
Рзав — заводское испытательное давление, вызывающее в стенке трубопровода кольцевые напряжения, равные 95% от st; P„a:H — испытательное давление в нижней точке (точка Н— см. рис. 7.4); Риспв — испытательное давление в верхней точке (точка В — см. рис. 7.4); Рраб — проектное рабочее давление; Рцн, Рцв — сниженное давление при циклическом испытании соответственно в верхней и нижней точках; t„ — время в течение которого ведется заполнение трубопровода водой; t0 — продолжительность подъема давления; tj, t2, t3 — продолжительность соответственно первого, второго, и третьего цикла испытания на прочность; tr — продолжительность испытания на герметичность. Для нефтепродуктопровода: Риспя = ~ДиВ’ ДсП В 1,1Рра6; Для газопровода: Риспи < Рзав, Риспв ~~ 1*1Рраб‘ Ро.-р*: — 9,,и. Рцв % Р33/Т т.
Рц-ху, РОЦ5Т — давление, вызывающее в металле трубы напряжения, равные соответственно по 0,75 и 0,9 от су.
У > б ч, t2> 3 ч, t3> 3 ч, у + t2 + t3 =24 ч, tr> 12 ч
Примерный график проведения гидравлического и пневматического испытания представлен на рис. 7.4 и 7.6, а примерный продольный профиль трубопровода на рис. 7.5.
Подвергаемый испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральный трубопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или линейной арматурой.
Линейная арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента при испытании в случае, если перепад давлений не превышает максимальной вели-
306
Технология сооружения газонефтепроводов
чины, допускаемой для данного типа арматуры.
Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.
При пневматическом испытании требуется заполнять трубопровод и повышать в нем давление до испытательного через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных кранах.
Для выявления утечек воздуха или природного газа в процессе закачки их в трубопровод следует до
Рисунок 7.6. Примерный график пневматического испытания: 1,3 — подъем давления; 2 — осмотр трубопровода; 4 — испытание на прочность; 5— снижение давления; 6 — испытание на герметичность; Рисп — испытательное давление; Роем — давление, при котором производится осмотр трассы; tOCM — продолжительность осмотра; tn, tr — продолжительность испытания соответ-свенно на прочность и герметичность. t0CM — не ограничивается; tn - 12 ч; tr > 12 ч; Рисп - 1, ' ^«б; Роем = 0,ЗРисп < 2 МПа.
бавлять одорант.
При пневматическом испытании давление в трубопроводе следует
повышать плавно [не более 0,3 МПа/ч (3 кгс/см2/ч)], с осмотром трассы
при значении давления, равном 0,3 от испытательного, но не выше 2 МПа (20 кгс/см2). На время осмотра необходимо прекратить повыше
ние давления. Дальнейшее повышение давления до испытательного следует производить без остановок. Под испытательным давлением трубопровод должен находиться для стабилизации давления и температуры в течение 12ч при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных кранах. Затем следует снизить давление до рабочего, после чего закрыть краны байпасных линий и провести осмотр трассы, наблюдения и замеры величины давления необходимо ввести в течение времени не менее 12 ч. Схема расположения арматуры при пневматическом испытании приведена на рис. 7.7.
307
Ф.М. Мустафин, Л И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 7.7. Принципиальная схема расположения арматуры при пневматическом испытании: 1 — группа передвижных компрессорных станций (ГПКС); 2 — одоризатор; 3 -кран; 4 — трубопровод; 5 — линейный кран; 6 — манометр; 7 — обводная линия; 8 — вентиль; 9 — задвижка; 10 — свеча; И —узел обвязки свечи
При повышении давления от 0,3 рисп до рисп и в течение 12 ч при стабилизации давления, температуры и испытаниях на прочность осмотр трассы запрещается.
Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки трубопровода на герметичность.
Рисунок 7.8. Схема подключения воздухоспускной задвижки: 1 — трубопровод; 2 — задвижка; 3 — съемный патрубок
12 ч.
При заполнении трубопроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух. Воздух удаляется поршнями-разделителями или через воздухоспускные клапаны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха. Схема подключения воздухоспускной задвижки представлена на рис 7.8.
Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.
При пневматическом испытании
трубопровода на прочность допускается снижение давления на 1% за
При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.
308
Технология сооружения газонефтепроводов
После испытания трубопровода на прочность и проверки его на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.
Для полного удаления воды из газопроводов необходим пропуск не менее двух (основного и контрольного) поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или в исключительных случаях природного газа.
Скорость движения поршней-разделителей при удалении воды из газопроводов должна составлять 3—10 км/ч.
Результаты удаления воды из газопровода следует считать удовлетворительными, если перед контрольным поршнем-разделителем нет воды и он вышел из газопровода неразрушенным. В противном случае пропуски контрольных поршней-разделителей по газопроводу необходимо повторить.
Полностью вода удаляется из нефте- и нефтепродуктопровода одним поршнем-разделителем, перемещаемым под давлением транспортируемого продукта. При отсутствии продукта к моменту окончания испытания вода удаляется двумя поршнями-разделителями, перемещаемыми под давлением сжатого воздуха.
Способ удаления воды из нефте- и нефтепродуктопроводов устанавливается заказчиком, который обеспечивает своевременную подачу нефти или нефтепродукта.
На участках переходов через водные преграды трубопровод следует заполнять нефтью или нефтепродуктом таким образом, чтобы полностью исключить возможность поступления в полость трубопровода воздуха.
При всех способах испытания на прочность и герметичность для измерения давления должны применяться проверенные опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного, устанавливаемые вне охранной зоны.
О производстве и результатах очистки полости, а также испытаний трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность необходимо составить акты.
Размеры охранной зоны при очистке полости и испытаниях представлены в табл. 7.5.
309
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 7.5.
Размеры охранной зоны при испытании на прочность подземных трубопроводов (в м)
Диаметр трубопровода, мм Воздухом или газом Водой
В обе стороны от оси трубопровода В направле ниях отрыва заглушки от торца трубопровода В обе стороны от оси трубопровода В направлениях отрыва заглушки от торца трубопровода
100—300 100/150 600/900 75/100 600/900
> 300—500 150/225 800/1200 75/100 800/1200
> 500—800 200/300 800/1200 75/100 800/1200
>800—1000 250/375 1000/1500 100/150 1000/1500
>1000—1400 350/525 1000/1500 100/150 1000/1500
Примечания. 1. В числителе —размеры охранной зоны при давлении испытания 8,25
МПа (82.5 кгс/сх-Г). в знаменателе — при давлении испытания выше 8,25МПа.
2. При испытании наземных или надземных трубопроводов размеры охранной зоны, указанные в таблице, увеличиваются в 1,5раза.
Примеры состава и оснащения бригады по гидравлическому испытанию представлены в табл. 7.6 и 7.7.
Таблица 7.6.
Примерный состав бригады по испытанию
Профессия Разряд Количество
Бригадир смены 6 1
Машинист опрессовочного агрегата 5 2
Машинист наполнительного агрегата 5 2
Машинист трубоукладчика 6 2
Машинист сварочного агрегата 5 1
Машинист бульдозера 6 1
Машинист экскаватора 6 1
Электросварщик-газорезчик 6 4
Монтажник наружных трубопроводов 6 3
Машинист водоотливной установки 4 1
310
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 7.7.
Примерное оснащение бригады по испытанию
Механизм Тип, марка Количество
Сварочная установка УСТ-21, ДС-400 и др. 2
Опрессовочный агрегат АО-161 2
Наполнительный агрегат АН-501 Б 2
Водоотливной агрегат АВ-701 1
Трубоукладчик Д-355С 2
Экскаватор (вместимость ковша 1,5 м3) ЭО-2141, Hitachi 1
Оборудование для резки труб Спутник, Орбита и др. 2
Примеры машин для промывки и гидравлического испытания представлены в табл. 7.8.
7.2.3. Гидравлические испытания при отрицательных температурах
Гидравлическое испытание при отрицательных температурах воздуха или грунта допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и технологического оборудования от замораживания.
Трубопроводы диаметром 720—1220 мм без подземной теплоизоляции можно испытывать в зимнее время водой, имеющей естественную температуру водоема. Рекомендуется проводить предварительный прогрев трубы и окружающего грунта путем прокачки воды.
Трубопроводы диаметром 219—530 мм без подземной теплоизоляции или теплоизолированные диаметром 219—530 мм можно испытывать предварительно подогретой водой или с путевым подогревом. Трубопроводы диаметром меньше 219 мм можно испытывать только жидкостями с пониженной температурой замерзания: вода с хлористым кальцием и с ингибиторами коррозии, этанол, гликоль, дизельное топливо, подтоварная вода.
Гидравлические испытания трубопроводов при отрицательных температурах производятся водой или незамерзающей жидкостью на основании разработанной и утвержденной инструкции в составе ППР, в соответствии с действующей НТД.
311
к?
Таблица 7.8.
Машины для промывки и гидравлического испытания
Марка агрегата Подача, м7ч Напор, м Тип двигателя Тип насоса База Габариты, мм Масса, кг
длина ширина высота
Наполнительные агрегаты
АН-151 150 360 1Д12 6МС-7 х 9 Прицеп МАЗ-5207 ВШ 5000 2400 2900 8100
АН-161 160 376 2Д12Б 6МС-7 х 9 Прицеп МАЗ-8925 6300 2500 3480 9750
АН-2 260 155 1Д12 6МС-7 х 9 Прицеп МАЗ-5207 ВШ 5000 2400 2900 8200
АН-261 260 155 2Д12Б 8МС-7 х 3 Прицеп МАЗ-8925 6300 2500 3480 9800
АН-501 540 240 1Д12Н-500 ЗВ-200 х 4 Сварная рама 6000 1900 2650 8400
АН-1001 1000 60 2Д12Б 12 НДС Прицеп МАЗ-8925 6300 2500 3445 8360
Опрессовочные агрегаты
АО-2 25 800 Д-108 9Т Прицеп МАЗ- 5207ВШ 5400 2400 3000 9300
АО-161 22 1600 А-01 МБ 9МГр-61 То же 6300 2500 2350 9000
ЦА-300 15,7-82,2 190/36 ЯАЗ-206 9Т Автомобиль 9600 2865 2650 1550
ЦА-320М 18,4-82,2 182/40 ЯАЗ-М206А 9Т Автомобиль 10425 3225 2650 1720
2АН-500 18,4-54 508/173 В2-500АЧ 9Т2Р-500 Автомобиль 9800 3270 2900 2000
АзИНМАШ-32 12,7-51,1 160/40 КДМ-100 1НП-160 Трактор 5900 2920 2400 1510
Наполнительно-опрессовочные агрегаты
АНО-201 651,2 752000 ГАЗ-321 ЗК-6 ГН-1200-400 Прицеп ЛМЗ 2700 1710 2050 2100
АНО-202 651,8 752000 3M3-321-01 ЗК-6 ГБ-351А Прицеп 2-ПН-2 4085 1890 2170 2800
Примечание: Для агрегатов АНО-201 и АНО202 указаны в числителе данные, относящиеся к наполнительной части, в знаменателе — к опрессовочной
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Технология сооружения газонефтепроводов
При испытании водой в инструкции приводится: организация обязательного контроля температуры воды в трубопроводе во время испытаний; меры по поддержанию положительной температуры воды в трубопроводе (подогрев); мероприятия по предохранению надземных частей трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания, по утеплению и укрытию узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов и др; мероприятия по защите от замерзания измерительных приборов и узлов присоединений их к трубопроводу; мероприятия по дополнительной обваловке уложенного и засыпанного трубопровода грунтом или снегом; меры по экстренному опорожнению трубопровода при угрозе замерзания воды.
7.3. Организация связи, аварийной службы и постов наблюдения
При производстве работ по очистке полости и испытанию должна быть организована система связи, реализуемая силами и средствами субподрядчиков. Она должна обеспечивать оперативное руководство всеми работами в установленных по времени режимах. Система связи находится в оперативном распоряжении Председателя комиссии.
Для организации системы связи необходимо использовать следующие средства связи: стационарные (или постоянно закрепленные в указанных точках); мобильные — для дежурных постов.
Стационарные средства связи на трассе должны быть: в местах установки группы наполнительно-опрессовочных агрегатов; в местах расположения рабочих комиссий по очистке полости и испытанию; в офисах.
Рабочие комиссии и непосредственно исполнители работ используют мобильные средства связи.
У линейных кранов, автомобильных и железных дорог в районах приближения трассы к населенным пунктам должны быть установлены пункты связи или радиопосты (охранные посты).
Работа связи должна вестись круглосуточно и бесперебойно.
Постоянная связь должна быть обеспечена между рабочей комиссией по испытанию и персоналом, обслуживающим наполнительно-опрессовочные агрегаты, а также с охранными постами и дежурными на крановых узлах. За 1 сут. до начала испытаний производится проверка готовности средств связи к круглосуточному режиму работы. За бесперебойную работу связи отвечают начальники участков, на которых производится испытание.
На время производства работ организуется аварийно-ремонтная бригада. Аварийная ремонтно-восстановительная бригада должна быть обеспечена ав
313
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
томобилями повышенной проходимости с электросварочными агрегатами, средствами пожаротушения, предохранительными поясами, фонарями, аптечкой, инструментом и другим инвентарем для всех видов строительно-монтажных работ на линейной части трубопровода и узлах запорной арматуры.
Состав и оснащение аварийной бригады представлены в табл. 7.9 и 7.10.
На местах пересечения с автомобильными, железными дорогами или вблизи населенных пунктов выставляются охранные посты.
В оснащение поста включаются: комплект предупредительных знаков «Опасно!», «Опасная зона», «Проезд закрыт»; красный флажок, сигнальный фонарь с красным стеклом для ночного дежурства, переносная радиостанция или мобильный телефон.
Таблица 7.9.
Примерный состав аварийной бригады
Профессия Разряд Количество
Бригадир 6 1
Машинист трубоукладчика 6 2
Машинист бульдозера 6 1
Машинист экскаватора 6 1
Машинист водоотливной установки 4 1
Машинист сварочного агрегата 5 2
Электросварщик-газорезчик 6 4
Машинист компрессора 5 1
Монтажник наружных трубопроводов 6,3 2
Таблица 7.10.
Примерное основное оснащение аварийной бригады
Наименование механизмов Тип, марка Количество
Сварочная установка УСТ-21, ДС-400идр. 2
Водоотливной агрегат АВ-701 1
Трубоукладчик Д-355С 2
Экскаватор (вместимость ковша 1,5 м3) ЭО-2141, Hitachi 1
Бульдозер ДЗ-27 1
Оборудование для резки труб Спутник, Орбита и др 2
Компрессор 0,6 МПа (6 кгс/см2) для очистки стыков 1
314
Технология сооружения газонефтепроводо!
7.4. Обеспечение экологической безопасности при очистке полости
и испытании трубопроводов
Чередование вдоль трассы трубопроводов природных условий, рельефа, ландшафта и грунтов, гидрогеологических условий, наличие множества мелких речек и ручьев, отсутствие вдоль трассы дорог обусловливают при прокладке трубопроводов весьма активное вмешательство в природу [4; 18]. Восстановление ее первоначального состояния, сложившегося веками, практически невозможно. Именно это часто используют для оправдания многих нарушений состояния окружающей среды в процессе строительства и испытания трубопроводов.
Воду из внутренней полости трубопровода сливают после проведения гидравлических испытаний. Вода, заполняющая полость трубопровода, насыщается ржавчиной и содержит значительное количество мусора. При выпуске из труб, если не принять специальных мер, вода загрязняет местность, стекает в ручьи и реки.
При испытаниях трубопровода водой должны быть точно определены места водозабора и слива воды из труб после испытания. Заполнение труб водой не должно приводить к уменьшению стока в реке, откуда берется вода, более чем на 10%. Особое внимание следует обращать на поиск мест слива использованной воды. Категорически недопустимо сливать ее в реки, вода которых используется для питья. Наиболее правильный путь — поиск или искусственное создание отстойников, откуда вода не могла бы длительное время попасть в реки.
Оценку воздействия процессов очистки полости и испытания трубопроводов на окружающую среду следует производить на основе детального анализа используемых технологических операций: промывки, удаления загрязнений в потоке жидкости, испытания водой [107].
При промывке и удалении загрязнений в потоке жидкости на местность сбрасываются большие объемы загрязненной воды. Основной ущерб связан с загрязнением и засолением грунтов, кроме того, может происходить растепление вечномерзлых грунтов, размыв поверхностных грунтов водными потоками.
При гидравлических испытаниях ущерб окружающей среде может быть нанесен за счет отбора больших количеств пресной воды из малых источников и уничтожения живых организмов, содержащихся в используемой для опрессовки воде, а также за счет разлива воды при разрушении
315
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
Рисунок 7.9. Схема водозаборного сооружения: 1 — отверстия; 2 — оголовок с фильтром; 3 — железобетонная плита; 4 —растяжка; 5 — кессон; 6— емкость; 7— сетка
трубопровода. В случае слива воды на берег естественных водоемов или в овраги возможно развитие эрозионных процессов при течении потока воды.
Инструкция по очистке полости и испытанию трубопровода должна включать специальный раздел «Охрана окружающей среды», содержащий требования к водозабору, очистке воды после промывки и испытания и сливу ее на местность.
В целях обеспечения экологически безопасно
го водозабора в инструкции по очистке полости и испытанию трубопроводов следует предусмотреть: схему размещения и техническое описание водозаборного сооружения, оборудованного средствами рыбозащиты (рис. 7.9); состав воды в источнике; схему проведения очистки полости и гидроиспытаний; привязку схемы очистки полости и испытания трубопроводов к водным объектам; расчет объема воды доя промывки и испытания каждого участка; расчеты возможного влияния на урез воды и экологию водоема (реки, озера и др.), из которого производится водозабор, после изъятия необходимого для проведения промывки и гидроиспытания трубопровода объема воды.
При обустройстве водозаборного сооружения в водоем опускается оголовок с фильтром для забора воды. Во избежание попадания мальков рыбы кессон водозаборного сооружения снаружи должен быть огражден рыбозащитным устройством из сетки с величиной ячеек не более 2 мм.
Условия очистки воды после промывки и испытания трубопровода и ее слива в реку в указанной инструкции должны отражать:
316
Технология сооружения газонефтепроводов
— состав загрязненных вод, предназначенных для сброса в водоем (реку) после очистки полости и испытания, соответствие концентрации загрязняющих веществ в воде предельно допустимой кон-
центрации;
— меры по предотвращению размыва грунта при сливе воды;
— технологию очистки загрязненных вод от механических и органических загрязнений;
— состав воды в водоприемнике и его характеристика;
— меры по исключению вредного воздействия отработанных вод на водоприемники (реку, озеро);
— расчет объема резервуара-отстойника и режима сброса воды в во-
доприемник;
— согласование отвода земли под резервуар-отстойник;
— меры по рекультивации дна резервуара-отстойника.
Требования обеспечения экологической безопасности при разрыве
трубопровода в ходе испытаний включают:
— обоснование допустимого уровня экологической опасности;
— экстренные меры по защите окружающей среды.
В специальный раздел «Охрана окружающей среды» Инструкции по очистке полости и испытанию трубопровода следует также включить:
Рисунок 7.10. Схема обустройства амбара: 1 — слив эмульсии; 2 — водоотбой из железобетонных блоков; 3 — водоотлив
ситуационный план испытываемого участка тру-
317
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 7.11. Примерная схема фильтра для слива воды: 1 — сетка «рабица»; 2 — сноп из камыша;
3 — труба; 4 — железобетонная плита-отбойник
бопровода с указанием мест размещения водозабора, резервуара-отстойника, постов наблюдения, аварийных бригад, охранной зоны; схему высотных отметок по нефтепроводу; расчет времени осветления воды после промывки и гидравлического испытания; расчет предельно допускаемых сбросов
загрязняющих веществ.
Меры по охране окружающей среды, описанные в проектной документации, должны быть согласованы разработчиком со службами или существующими управлениями, которые осуществляют контроль за соблюдением мер по охране окружающей среды.
Во время подготовки трубопровода к очистке и испытанию места забора и слива воды должны быть расположены на участках, не являющихся термокарстовыми и не подверженными эрозии, а также на землях, непригодных для хозяйственного использования.
После очистки полости водой она должна быть слита в специально подготовленные отстойники или профильтрована через дамбы-фильтры сквозь песчаную почву. Как альтернативный вариант отстоянная вода удаляется через водный коллектор (например, трубу с задвижкой).
Сброс загрязненной воды после проведения очистки трубопровода непосредственно в реки, пруды, а также рельеф и зоны затопления запрещен.
Проект и сооружение земляных резервуаров-отстойников должен быть
318
Технология сооружения газонефтпепроводов
выполнен с учетом приема общего объема воды для проведения промывки трубопровода (рис. 7.10).
Объем отстойника должен быть определен по формуле:
V = 0,2D2L, (7.1)
где D, L— соответственно диаметр и длина промываемой секции, м.
Отстойники для принятия удаленной из трубопровода воды должны выполняться с применением одного из следующих методов: строительство дамб (рвов) или ряда дамб с дренажными трубами для воды в местах понижения рельефа и/или высоких частях ущелий, балок, использованных карьеров и т.д.; строительство наземных резервуаров на обваловке; строительство полууглубленных резервуаров-отстойников с обваловкой.
При строительстве нефтепровода КТК была предложена конструкция фильтра для слива воды в отстойник. Первоначально в конструкции фильтра предусматривалось использование металлической стружки для очистки поступающей воды от грязи, однако окончательно была принята схема, представленная на рис. 7.11. Вода из трубопровода подается внутрь фильтра на железобетонный отбойник. Фильтр в виде параллелепипеда связан из снопов камыша. Окалина, ржавчина и грязь застревают между стеблями камыша, а чистая вода поступает в амбар.
Грязь и растительный слой должны быть удалены с днища резервуара-отстойника и вывезены в контролируемый отстойник очистного сооружения.
На реках глубиной 2 м и менее разрешено сооружать приямки для забора воды, которые будут засыпаны после окончания гидроиспытания.
Во время сооружения водозабора, водоотводов, отстойников должны соблюдаться меры по сохранению существующей растительности и предотвращению ущерба, а также меры по предотвращению временной эрозии нетвердых берегов и склонов от случайного слива.
По окончании гидроиспытания трубопровода все временно использовавшиеся земли для устройства водозаборов, размещения механизмов, сооружения отстойников-резервуаров и другие земли должны быть в обяза
но
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
тельном порядке восстановлены в первоначальном состоянии согласно проекту рекультивации земель
До сброса воды в реки и каналы дренированная вода будет подаваться в отстойник для окончательного отмучивания Если вода, использованная для промывки и очистки, после прохождения поршня окажется чистой, то ее можно направлять непосредственно в реку согласно достигнутой договоренности на местах.
320
Технология сооружения газонефтепроводов
ГЛАВА 8 ТЕХНОЛОГИЯ СООРУЖЕНИЯ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ
8 1 Защита трубопроводов от коррозии
Долговечность металлических конструкций и стальных трубопроводов в естественных условиях окружающей среды снижается из-за естественных необратимых процессов коррозии металла. Продлить его можно широко используемыми в практике мероприятиями по увеличению коррозионной надежности трубопроводов К ним относят использование коррозионностойких труб, а также три известных способа защиты трубопроводов от коррозии:
1) изоляция поверхности сооружения от контакта с внешней агрессивной средой (пассивная защита, например, рис. 8.1 и 8 2);
2) воздействие на окружающую среду с целью снижения ее агрессивности (применяется редко, в основном, на солончаковых грунтах);
3) применение электрохимической защиты подземных металлических сооружений (активная защита).
Классификация способов защиты трубопроводов от коррозии представлена на рис. 8.3.
К активным способам защиты относят
1. Постоянную катодную поляризацию металлического сооружения, эксплуатирующегося в среде с достаточно высокой электропроводнос-
Рисунок 8.1. Трубы с эпоксидным покрытием
321
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 8.2 Нанесение полимерно-битумных лент
тью. Такая поляризация, осуществляемая от внешнего источника тока электрической энергии, носит название катодной защиты. При катодной защите изделию придают настолько отрицательный электрический потенциал, что оно становится катодом и разрушение металла термодинамически невозможно.
2. Протекторную защиту, которая основана на катодной поляризации, вызванной электрическим контактом сооружения с металлом, обладающим более отрицательным электродным потенциалом, например, стального сооружения с отливками из магниевых сплавов. Более электроотрицательный металл (магний) в среде с достаточно высокой электропроводностью подвергается разрушению и его следует периодически возобновлять. Такой металл называется протектором, а способ-протекторной зашитой.
3. Электродренажную защиту; к этому методу можно отнести мероприятия по борьбе с блуждающими токами, которые осуществляют по двум основным направлениям: предупреждение или уменьшение возможности возникновения блуждающих токов на самом источнике тока и проведение специальных работ на защищаемом подземном сооружении по отводу блуждающих токов. Мероприятия первого направления-обяза-тельная, но только начальная мера. Независимо от этого вида работ обя-
322
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 8 3 Классификация способов защиты трубопроводов от коррозии
зательно производят защиту самих подземных сооружений: размещение установок дренажной защиты (УДЗ), устройство электрических экранов, установку изолирующих фланцев на трубопроводах.
Критериями опасности коррозии подземных металлических сооружений в соответствии с ГОСТ 9.602 [22] являются: коррозионная агрессивность среды (грунтов, грунтовых и других вод) по отношению к металлу
323
Ф.М, Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
сооружения; опасное действие постоянного и переменного блуждающих токов. Коррозионная агрессивность грунта по отношению к стали характеризуется значениями удельного электрического сопротивления грунта, определяемого в полевых и лабораторных условиях, и средней плотностью катодного тока (табл.8.1).
Таблица 8.1.
Коррозионная активность грунтов
Метод определения Степень коррозионной активности грунтов
низкая средняя высокая
По удельному сопротивлению грунта, Ом’м По плотности поляризующего тока, мА/см2 > 50 <0,05 20-50 0,05-0,2 до 20 > 0,2
8.2. Основные положения нормативных документов по к электрохимической защите
В соответствии с требованиями НТД трубопроводы (кроме проложенных надземно) независимо от условий эксплуатации подлежат электрохимической защите [12; 22; 47; 54; 55; 65; 68; 79; 87; 90; 111; 112].
Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов на трубопроводе были (по абсолютной величине) не меньше минимального и не более максимального значений.
Значения минимального и максимального защитный потенциалов в зависимости от условий прокладки и эксплуатации трубопровода приведены в табл. 8.2 и 8.3.
К средствам электрохимической защиты относятся:
• установки катодной защиты;
• установки дренажной защиты;
• установки протекторной защиты;
• анодные заземлители;
• блоки совместной защиты;
• блок регулируемого сопротивления;
• узел подключения кабеля к трубопроводу;
324
Технология сооружения газонефтепроводов
соединительные кабельные линии и перемычки совместной защиты;
контрольно-измерительные пункты;
медно-сульфатные электроды сравнения;
изолирующие фланцы.
Таблица 8.2.
Минимальные защитные потенциалы
Условия прокладки и эксплуатации трубопровода Минимальный защитный потенциал (В) относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения
Поляризационный С омической составляющей
Грунты с удельным электрическим сопротивлением не менее 10 Ом«м или содержанием водорастворимых солей не более 1 г на 1 кг грунта или при температуре транспортируемого продукта не более 293 К (20 °C) минус 0,85 минус 0,90
Грунты с удельным электрическим сопротивлением не менее 10 Ом*м или содержанием водорастворимых солей не более 1 г на 1 кг грунта, или при опасном влиянии блуждающих токов промышленной частоты (50Гц) и постоянных токов, или при возможной микробиологической коррозии, или при температуре транспортируемого продукта более 293 К (20 °C) минус 0,95 минус 1,05
Примечание:
1. Для трубопроводов с температурой транспортируемого продукта не более 278 К (5 °C) минимальный поляризационный защитный потенциал равен минус 0,80 В относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения
2. Минимальный защитный потенциал с омической составляющей при температуре транспортируемого продукта от 323 К (50 °C) до 343 К (70 °C) — минус 1.10 В; от 343 К (50 °C) до 373 К (70 °C) — минус 1,15В
325
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Оборудование и материалы, входящие в состав системы ЭХЗ, должны соответствовать требованиям ГОСТ или техническим условиям изготовления, утвержденным в установленном порядке.
При приемке в эксплуатацию должны быть проведены на соответствие проекту все средства электрохимической защиты.
Установка катодной защиты должна быть подключена к сети электроснабжения при помощи коммутационного аппарата с обеспечением видимого разрыва (рубильник, штепсельный разъем или автоматический выключатель).
Таблица 8.3.
Максимальные защитные потенциалы
Условия прокладки и эксплуатации трубопровода Минимальный защитный потенциал (В) относительно насыщенного медно-сульфат-ного электрода сравнения
Поляризационный С омической составляющей
При прокладке трубопровода с температурой транспортируемого продукта выше 333 К (60 °C) в грунтах с удельным электрическим сопротивлением менее 10 Ом*м или при подводной прокладке трубопровода с температурой транспортируемого продукта выше 333 К (60 °C) При других условиях прокладки трубопроводов: — с битумной изоляцией — с полимерной изоляцией минус 1,10 минус 1,15 минус 1,15 минус 1,50 минус 2,50 минус 3,50
Примечание
1. Для трубопроводов из упрочненных сталей с пределом прочности 0,6 МПа (6 кгс/сд) и более не допускаются поляризационные потенциалы более отрицательные чем минус 1,10 В
2. В грунтах с высоки удельным электрическим сопротивлением (более 100 Ом*м) допускается более отрицательные потенциалы с омической составляющей, установленные экспериментально или расчетным путем в соответствии с НД.
326
Технология сооружения газонефтепроводов
Катодные станции, а также усиленные дренажи должны иметь плановое или ступенчатое регулирование выходных параметров по напряжению или току от 10 до 100% номинальных значений. Пульсация тока на выходе СКЗ не должна превышать 3% на всех режимах.
Автоматические устройства катодной и дренажной защиты должны обеспечивать стабильность тока или потенциала с погрешностью, не превышающей 2,5% заданного значения.
Катодные станции должны иметь приборы контроля времени работы под нагрузкой и учета потребляемой электроэнергии.
Коэффициент полезного действия устройства катодной защиты должен бать не менее 70%.
Электрохимическую защиту трубопроводов от коррозии следует проектировать для трубопровода в целом, с определением на начальный и конечный период эксплуатации (не менее 10 лет) следующих параметров:
• для установок катодной защиты-силы защитного тока и напряжения на выходе катодных станций (преобразователей), а также сопротивления анодных заземлителей;
• для протекторных установок-силы защитного тока и сопротивления протекторов;
• для установок дренажной защиты-силы тока дренажа и сопротивления дренажной цепи;
Средства электрохимической защиты трубопроводов, предусмотренные проектом, следует включать в работу в зонах блуждающего тока в течение периода не более месяца после укладки и засыпки участка трубопровода, а в остальных случаях-в течение периода не более 3 месяцев после укладки и засыпки участка трубопровода.
Если проектом предусматриваются более поздние сроки окончания строительства средств электрохимической защиты и вводы в эксплуатацию, то должна быть запроектирована временная электрохимическая защита со сроками ввода в эксплуатацию, соответствующими указанным в проекте.
Система электрохимической защиты от коррозии всего объекта в целом должна быть построена и включена в работу до сдачи трубопровода в эксплуатацию. Отводы и распределительные системы снабжения газом, водой, нефтью и нефтепродуктами допускается подключать к магистральным трубопроводам при условии, что защитные потенциалы на них в местах подключения должны быть не менее (по абсолютной величине), чем на магистральных трубопроводах.
327
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Электрохимическую защиту от коррозии вновь строящихся трубопроводов необходимо проектировать с учетом действующей электрохимической защиты эксплуатируемых соседних трубопроводов и будущего перспективного (до 5 лет) строительства подземных металлических сооружений вдоль трассы проектируемого трубопровода.
Для повышения эффективности электрохимической защиты в зонах повышенной коррозионной опасности (скорость коррозии более 0,3 мм в год, микробиологическая коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением) должно предусматриваться проведение дополнительных мероприятий в соответствии с нормативными документами.
Система катодной защиты включает несколько установок катодной защиты, каждая из которых состоит из следующих восстанавливаемых элементов: источника электроснабжения, катодной станции (преобразователя), анодного заземления и линии постоянного тока, регулирующих резисторов, шунтов, поляризованных элементов, блоков дистанционного контроля и регулирования параметров защиты (рис. 8.4).
Установки катодной защиты следует размещать около узлов запорной и регулирующей арматуры (рис. 8.5).
Рисунок 8.4. Схема подключения точки дренажа станции катодной защиты: 1 — станция катодной защиты; 2 — контрольно-измерительный пункт; 3 — клеммная плата, 4 — электрод сравнения с датчиком электрохимического потенциала; 5 — трубопровод
328
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 8.5. Производство геодезических замеров для установки систем ЭХЗ
Таблица 8 4
Рекомендации по выбору анодных материалов
Анодный материал Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом’м Конструкция анодного заземления
Высококремнистый чугун Графит, графитизированные менее 20 Подпочвенные Глубинное со
и графитсодержащие материалы Высококремнистый чугун 15—40 сроком службы не более 10 лет Глубинное,
в коксовой засыпке Графит, графитизированные и графитсодержащие мате- 15—40 подпочвенное
риалы в коксовой засыпке 10—60 Все типы
Сталь низкоуглеродистая Сталь низкоуглеродистая более 60 Свайное, подпочвенное
в коксовой засыпке более 40 Подпочвенное
329
Ф.М. Мустафин, Л И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 8.5.
Параметры анодных заземлителей
Название, тип Анодный материал Габаритные размеры Длина, Диаметр, м мм Масса, кг Скорость растворения. кг/А, год Максимальная плотность тока в грунте, А/м2 (в коксовой засыпке, А/м2)
АК423М Высоко-кремнистыт чугун 0,8 НО 50 0,2-0,25 30
«Менделее-вец-5» Высококремнистый чугун 1,2 50 18 0,2—0,25 35
«Менделее-вец 1М» Высоко-кремнистый чугун 1,5 70 40 0,2—0,3 30
«Менделее-вец ММ» Высоко-кремнистыг чугун 1,5 50 25 0,2—0,3 30
АЗМ-З (АЗМ-ЗЛ) Высококремнистый чугун 1,5 50 33 0,2 30
ЭГТ Граффито- пласт 1 114 7,46 0,2—0,6 0,45—1,5
эгт Граффито- пласт 1,45 114 10,82 0,2—0,6 (в зависи -мости от
ЭГТ Граффито-пласт 2 114 14,92 0,2—0,6 грунтовых условий)
эгт пласт Граффито- 2,5 114 18,65 0,2—0,6
ЭГТ пласт Граффито-2,9 114 21,63 0,2—0,6
ЭР-1 «штыревые> Графит 1,67 47 5 0,5 0,2 (0,5)
330
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение табл. 8.5.
ЭР-2 «протяжные» Графит 50—1200 22 32 36 0,45 0,85 0,9 0,5 0,02 (0,1)...0,05 (0.25)
ЭР-5 «протяжные» Графит 25—250 47 4,5 0,5 0,3 (0,5)
Заземления из конструкционной стали Сталь низкоуглеродистая Размеры выбираются проектной организацией 9,8 Не ограничивается
Выбор средств постоянной катодной защиты следует проводить с учетом удельного электрического сопротивления грунтов по трассе трубопровода и геоэлектрического разреза на глубину не менее 200 м.
При прокладке трубопровода в грунтах с удельным электрическим сопротивлением менее 100 Ом*м следует применять УКЗ с глубинными или подпочвенными анодными заземлителями.
Катодные преобразователи должны удовлетворять следующим требованиям:
• автоматическое поддержание защитного потенциала;
• совместимость с системой телеконроля трубопровода при контроле потенциала в точке дренажа и тока защиты;
• конструктивное исполнение по ГОСТ Р 51164-98 [47], климатическое исполнение ХЛ по ГОСТ 15150.
В установках катодной защиты используются сосредоточенные, распределенные, глубинные и протяженные анодные заземления. Для снижения растворения электродов анодного заземления и их сопротивления используют коксовую мелочь и другие материалы (табл. 8.4, 8.5).
Контактный узел электродов анодного заземления и токоотводящий провод должны иметь изоляцию с сопротивление не менее 100 МОм, выдерживающую испытание напряжением не менее 5 кВ на 1 мм толщины изоляции.
331
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 8.6. Протекторная защита трубопровода: 1 — протектор; 2 — стальной сердечник; 3 — активатор; 4 — хлопчатобумажный мешок; 5 — проводник; 6 — контрольно-измерительный пункт; 7 — трубопровод; 8 — кривая распределения разности потенциалов «труба-земля» вдоль трубопровода
Соединение точки дренажа и минуса катодной станции должно производится только кабелем из меди с двойной изоляцией и сечением не менее 35 мм2.
Система протекторной защиты включает установки протекторной защиты, состоящие из одиночного сосредоточенного или протяженного протекторов или их групп, соединительных проводов (кабелей), а также контрольно-измерительных пунктов и, при необходимости, регулирующих резисторов, шунтов и/или поляризованных элементов (рис. 8.6).
Протекторы должны изготавливаться из сплавов на основе магния, алюминия или цинка, обладающих стабильным во время эксплуатации электродным потенциалом более отрицательным, чем потенциал защищаемого трубопровода.
Электродный потенциал протектора не должен облагораживаться во время эксплуатации более чем на:
100 мВ — для сплавов на основе магния;
50 мВ — для сплавов на основе алюминия;
30 мВ — для сплавов на основе цинка.
При отключении трубопровода протектор не должен самопассиро-
ваться и при подключении должен восстанавливать прежнюю силу тока.
Сосредоточенные протекторы следует применять в грунтах с удельным электрическим сопротивлением не более 50 Ом«м.
Допускается использовать искусственное снижение удельного электрического сопротивления грунта в местах установки протекторов при ис
332
Технология сооружения газонефтепроводов
ключении вредного воздействия на окружающую среду и технико-экономическом обосновании.
Протяжение протекторы следует использовать в грунтах с удельным электрическим сопротивление не более 500 Ом*м.
Групповые протекторные установки, единичные и протяженные протекторы должны бать подключены к защищаемому трубопроводу через контрольно-измерительные пункты (табл. 8.6, 8.7).
Таблица 8.6.
Типы и размеры протекторов
Тип анода Размеры, мм Масса, кг Рабочая поверхность, м2
условный диаметр длина
ПМ5 95 500 5 0,16
ПМ10 123 600 10 0,23
ПМ20 181 610 20 0,35
Таблица 8.7.
Типы и размеры протекторов в комплекте с активатором
Тип анода Размеры, мм Масса, кг
условный диаметр длина
ПМ5У 156 580 16
ПМ10У 200 700 30
ПМ20У 270 710 60
Система дренажной защиты включает установки дренажной защиты, состоящие не менее чем из одного электрического дренажа, соединительных проводов (кабелей), контрольно-измерительных пунктов, а также, при необходимости, электрических перемычек, регулирующих резисторов и поляризованных блоков (рис. 8.7, табл. 8.8).
333
Ф.М Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 8.8.
Техническая характеристика устройств поляризационной электродренажной защиты
Тип электро-дренажного устройства Номинальный ток, А Допустимое обратное напряжение, В Г абаритные размеры, мм Масса, кг
ПД-ЗА 500 100 782 x 380x 313 30,0
ПГД-60 60 150 350 х 365 х 255 25,0
ПГД-200 200 50 550 х 365 х 255 25,0
ПД-50 У1 50 750x458 х 1100 141,0
ПД-125У1 125 180,0
ПД-200 У1 200 850 х 508 х 1500 240,0
пд-зоо yi 300 270,0
ПД-600 У1 500 1000 х 600 х 1800 320,0
ЭДП-200 VI 200 700 х 450 х 800 65,0
ЭДП-350 VI 350 700 х 450 х 800 67,5
ЭДП-500 VI 500 950 х 450 х 800 82,5
УДП 500 520 х 550 х 880 85,0
ДРП-М-1-lOO-VI 100 600 х 400 х 1000 70,0
ДРП-М-1-300-У1 300 600 х 400 х 1200 90,0
ДРП-М-1-500-У1 500 600 х 400 х 1200 90,0
Катодную поляризацию трубопроводов с непрерывным обеспечением требуемых защитных потенциалов в зонах действия блуждающих токов источников постоянного тока следует осуществлять с помощью поляризованных электрических дренажей, в том числе автоматических поляризованных дренажей с управлением сопротивлением цепи защиты по дренированному току, а также автоматическими катодными станциями с поддержанием защитного потенциала и, по возможности, усиленными электрическими дренажами.
Защита нефтепровода от коррозии вызываемой блуждающими токами должна быть обеспечена электрическими дренажами при расстоянии между электрифицированной железной дорогой и нефтепроводов не более 500 м. Если это расстояние более 500 м, то необходимо применять автоматические катодное преобразователи с протяженными анодными заземлителями.
334
Технология сооружения газонефтепроводов
Оценку коррозионного влияния блуждающих токов от источников постоянного и переменного токов на подземные сооружения и меры защиты от этого влияния осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 [22].
Среднечасовой
Рисунок 8.7. Схема установки дренажной защиты: 1 — трубопровод; 2 — электрифицированная железная дорога; 3 —диод; 4 —регулируемое сопротивление; 5 — предохранитель; 6 — рубильник; 7 — шунт; 8 — амперметр; 9 —дроссель-трансформатор
ток всех установок системы дренажной защиты, находящихся в зоне действия одной тяговой подстанции электрифицирован-
ной железной дороги, не должен превышать 20% общей среднечасовой то-
ковой нагрузке этой подстанции.
В случае изменения режима работы источников блуждающих токов необходимо провести обследование трубопроводов в зоне их влияния и, при необходимости, разработать и осуществить меры по реконструкции системы электрохимической защиты.
Контрольно-измерительные пункты на вновь построенных и реконструированных трубопроводах должны отвечать следующим требованиям:
• быть окрашены в цвет, распознаваемый на трассе трубопровода;
• иметь маркировку и привязку к трассе трубопровода (с точностью ±10 м), читаемую с борта самолета или вертолета при инспекторских облетах трассы трубопровода;
• в отдельных точках, определяемых в НД, иметь подъездную доро-
гу для доступа к контрольно-измерительному пункту транспортных средств передвижной лаборатории электрохимической защиты типа ПЭЛ ЭХЗ или других;
конструкция пункта должна исключать доступ посторонних лиц к контрольному щитку.
335
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
Контрольно-измерительный пункт для контроля поляризационного потенциала по ГОСТ 9.602 [22] должен иметь контрольный щиток с клеммами для присоединения катодного вывода от трубопроводу и проводов (кабелей) от стационарного и вспомогательных электродов.
Контрольно-измерительный пункт для измерения разности потенциала «труба-земля» должен иметь щиток с клеммой для присоединения измерительного провода от трубы (катодного вывода).
Контрольно-измерительный пункт для контроля работы протекторов, анодных заземлений й электрических перемычек должен иметь не менее двух клемм для присоединения объектов измерения и шунта для измерения силы тока.
Контрольно-измерительный пункт для контроля совместной электрохимической защиты нескольких трубопроводов должен иметь контрольный щиток для присоединения катодных выводов, проводников от стационарных электродов сравнения и вспомогательных электродов каждого трубопровода, а также коммутирующие устройства для размыкания цепей «трубопровод-вспомогательный электрод».
Контрольно-измерительный пункт для контроля защиты трубопровода и кожуха должен иметь щиток с клеммами-для присоединения проводников, соединяемых с обоими концами кожуха для контроля потенциала, и две клеммы-для присоединения проводников, соединяемых трубопроводом, с целью измерения тока в трубопроводе.
Контрольно-измерительный пункт для контроля электрохимической защиты должен быть совмещен с маркером расстояния, предназначенными для привязки данных внутритрубной дефектоскопии. Этот контрольно-измерительный пункт предназначен должен иметь два вспомогательных электрода, расположенных на поверхности трубопровод. Один из этих электродов должен быть предназначен для контроля поляризационного потенциала, а другой — для определения скорости коррозии без защиты. Параметры вспомогательных электродов и их размещение вдоль трассы трубопровода определяются в соответствии с НД.
Контрольно-измерительные пункты устанавливают над осью трубопровода со смещением от нее не далее 0,2 м от точки подключения к трубопроводу контрольного провода.
В случае расположения трубопровода на участке, где эксплуатация контрольно-измерительных пунктов затруднена, последние могут быть установлены в ближайших удобных для эксплуатации местах, но не далее
336
Технология сооружения газонефтепроводов
50 м от точки подключения контрольного провода к трубопроводу. Эти контрольно-измерительные пункты должны иметь особую маркировку.
На магистральных трубопроводах контрольно-измерительные пункты подключают:
• на каждом километре (не реже чем через 500 м при пересечении трубопроводом зоны действия блуждающих токов или грунтов с высокой коррозионной агрессивностью);
• на расстоянии трех диаметров трубопровода от точек дренажа установок электрохимической защиты (за исключением одиночных протекторов) и от электрических перемычек;
• у крановых площадок;
• у водных и транспортных переходов (с обеих сторон);
• у пересечения трубопроводов с другими металлическими сооруже-
ниями;
• в культурной и осваиваемой зонах: у дорог, арыков, коллекторов и других естественных и искусственных образований.
При многониточной системе трубопроводов контрольно-измерительные пункты устанавливают на каждом трубопровода на одном поперечнике.
На подземных сооружениях насосных станций и других объектах провода контрольно-измерительных пунктов подключают:
• к коммуникациям длиной более 50 м-посередине с интервалом не более 50 м;
• на расстоянии не менее трех диаметров трубопровода от точек дренажа установок электрохимической защиты;
• в местах пересечения коммуникаций;
• в местах изменения направления при длине участка коммуникаций более 50м;
• в местах сближения коммуникаций с сосредоточенными анодными заземлениями при расстоянии между ними до 50 м;
• не менее чем в четырех диаметрально противоположных точках по периметру внешней поверхности резервуаров.
Допускается не устанавливать контрольно-измерительные пункты в указанных местах (кроме точек дренажа установок катодной, протекторной и дренажной защиты), если обеспечена возможность электрического контакта с трубопроводом.
Электрохимическую защиту футляров (кожухов) на переходах под автомобильными и железными дорогами следует предусматривать одновре
337
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
менно с защитой магистрального трубопровода (как совместно с трубопроводом, так и самостоятельно). Защита футляров осуществляется установками протекторной защиты. В случае, когда протекторные установки не обеспечивают необходимый защитный потенциал, защита кожухов обеспечивается установками катодной защиты, согласно проекту, в зависимости от расстояния от точки дренажа СКЗ и делится на группы:
• 1 группа до 0,5 км;
• 2 группа от 0,5 км до 3 км;
• 3 группа более 3 км.
Для защиты футляра первой группы СКЗ устанавливается расстояние 20 м от единичного трубопровода или крайнего трубопровода многониточной системы. Подключение СКЗ к кожуху осуществляется через регулируемое сопротивление. В случае необходимости обеспечения защитного потенциала устанавливают дополнительные анодные заземлители.
При обеспечении электрохимической защиты футляров второй группы катодную станцию можно располагать на любом расстоянии от трубопровода, а подключение кожуха к трубопроводу следует осуществлять также через регулируемое сопротивление. В случае необходимости обеспечения защитного потенциала к кожуху подключают протекторы, устанавливаемые на расстоянии, составляющем не более одной десятой длины кожуха. В этом случае для футляров с диаметром до 1220 мм протекторы устанавливают с одной стороны, а при диаметрах футляров более 1220 мм — с обеих сторон.
При обеспечении защитного потенциала на кожухах третьей группы катодную станцию можно располагать на любом расстоянии от трубопровода, а подключение кожуха к трубопроводу следует осуществлять также через регулируемое сопротивление. В случае необходимости обеспечения защитного потенциала к кожуху подключают протекторы., устанавливаемые на расстоянии, составляющем не более одной десятой длины кожуха. В этом случае для кожухов с диаметром до 720 мм протекторы устанавливают с одной стороны.
Расчет количества протекторов производиться в соответствии с приведенным в источнике.
На футлярах протяженностью более 40 метров дополнительные анодные заземлители или протекторы следует устанавливать с обеих сторон футляра.
338
Технология сооружения газонефтепроводов
Общее количество анодных заземлителей или протекторов для защиты футляров при любых условиях должно бать не менее двух по одному на каждом конце футляра.
8.3. Подготовительные работы к строительству и монтажу средств
и установок электрохимической защиты
К началу производства работ по строительству и монтажу средств и установок электрохимической защиты должны быть выполнены следующие основные подготовительные работы:
• переданы заказчиком следующие материалы: проектно-сметная документация (при этом на каждом экземпляре переданных рабочих чертежей должен быть штамп «в производство» с подписью заказчика); документы о разрешении соответствующих органов (организаций) на производство работ в зоне воздушных линий электропередачи и связи, эксплуатируемых участков железных и автомобильных дорог, вблизи подземных сооружений с приложением схем их прохождения на строительной площадке; документы об отводе земель под строительство.
• разработан и в установленном порядке утвержден проект производства работ в объеме, необходимом для их производства.
Кроме того, производителю работ необходимо:
• подготовить инвентарные передвижные, складские, произволе ± венные и санитарно-бытовые средства, необходимые при производстве строительных и электромонтажных работ в полевых условиях;
• принять от заказчика монтируемые материалы и оборудование в количестве и по номенклатуре, предусмотренным согласованными графиками;
• обеспечить бригаду необходимыми подъемно-транспортными средствами, строительными машинами, монтажными механизмами, инструментами и приспособлениями.
Перед отправкой оборудования в монтаж на трассу трубопровода исполнителем должен быть проведен входной контроль. При входном контроле должна быть установлена пригодность оборудования к монтажу и последующей эксплуатации путем установления исправности конструктивных элементов, электрических цепей, контактных соединений, измерительных приборов и т.п.
339
ФМ Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Средства и установки электрохимической защиты должны быть поставлены на строительство комплектно в соответствии со спецификацией, указанной в проекте, и сопровождены документами, удостоверяющими соответствие указанных средств и установок их техническим условиям.
Средства и установки электрохимической защиты должны быть переданы в монтаж по заявкам монтажной организации в установленные сроки в соответствии с принятой последовательностью производства строительно-монтажных работ и оформлены актом приемки электрооборудования под монтаж.
При приемке средств и оборудования электрохимической защиты в монгаж их подвергают внешнему осмотру без разборки на узлы и детали, при этом проверяют: соответствие проекту; комплектность; отсутствие повреждений и дефектов; сохранение окраски консервирующих и специальных покрытий; сохранность пломб; наличие и полноту технической документации заводов-изготовителей, необходимой для производства монтажных работ.
8.4. Монтаж установок электрохимической защиты
Подготовительные работы по сооружению катодной защиты должны быть выполнены в приведенной последовательности: разметка участка производства работ; выбор и обустройство места хранения оборудования установки катодной защиты, монтажных узлов, деталей, метизов, инструментов и материалов перед монтажом и т.д.
Хранить оборудование катодной защиты, монтажные узлы, детали, инструменты, метизы и материалы на участке производства работ следует в одном месте, используя для зашиты их от атмосферных осадков вагончики или крытые автоприцепы.
Для сооружения установок катодной защиты необходимо: разработка грунта под оборудование катодной защиты, воздушной или кабельной электролинии; прокладка воздушных токопроводов или кабелей в грунте; установка трансформаторной подстанции (столбового трансформаторного пункта СТП, комплексной трансформаторной подстанции КТП) при питании катодной защиты от линии электропередачи напряжением 6-10 кВ; сооружение защитного заземления и грозозащиты; монтаж источника тока катодной зашиты (преобразователя) или блочно-комплектного высоковольтного устройства катодной защиты при питании от линии электропередачи напряжением 6-10 кВ; установка контрольно-измерительно
340
Технология сооружения газонефтепроводов
го пункта; монтаж электрических цепей катодной установки, соединительных и электро-дренажных линий; приварку проводов установок ЭХЗ и КИП к трубопроводу следует производить преимущественно термитной сваркой (рис. 8.8, 8.9).
Монтаж источника тока катодной защиты (пре-образователя, блочно-комплектного устройства катодной защиты низковольтного) включает: установку в котлован трубы с кабелями для подключения катодной установки к линии электропитания, трубопроводу и анодному за-
Рисунок 8.8. Тигель-форма для приварки катодных выводов к трубопроводу: 1 — магнит; 2 — рукоятка; 3 — тигель; 4 — крышка; 5—рукоятка крышки; 6 — петля; 7 — охладитель-теплоотвод; 8 — кабель; 9 — труба; 10 — сварочная камера; И —канал-литник; 12 — стальная заслонка; 13 — камера плавки термитной смеси; 14 — запальное отверстие
Рисунок 8.9. Схема присоединения кабелей ЭХЗ
землению; засыпку и уплотнение с помощью приводных трамбовок ниж-
ней части котлована по всей поверхности, включая поверхность для установки стоек фундамента; сборку фундамента и установка ег о в котлован; монтаж рамы или другой металлоконструкции к фундаменту для установки преобразователя; крепление кабельных труб к раме преобразователя; нанесение на раму и трубу защитного покрытия; монтаж преобразователя на раме; устройство защитного заземления; подключение преобразователя к питающей электросети.
341
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Монтаж высоковольтного блочно-комплектного устройства катодной защиты включает:
• установку в котлован с кабелями для подключения катодной защиты установки к линии электроснабжения, к трубопроводу и анодному заземлению;
• укладку фундаментных плит;
• крепление кабельных труб к каркасу блочно-комплектного устройства;
• нанесение на кабель трубы защитного покрытия;
• установку и крепление блочно-комплектного устройства на фундаментной плите;
• устройство защитного заземления;
• подключение блочно-комплектного устройства катодной защиты к питающей ЛЭП 6-10 кВ
Бетонные и металлические части фундамента и трубные вводы должны быть защищены от коррозии в соответствии с проектом.
При сооружении линий электропередачи следует руководствоваться «Правилами устройства электроустановок» ПУЭ и «Инструкцией по строительству вдольтрассовых ЛЭП 6-10 кВ магистральных трубопроводов» ВСН 016-88.
При сооружении защитного заземления необходимо: уложить в траншею магистральный проводник; соединить магистральный проводник с электродами-заземлителями сваркой; соединить магистральный проводник с заземляемой конструкцией; изолировать места сварных соединений; уплотнить и выровнять грунт над заземлением; покрасить надземную часть заземляющего проводника.
Электроды защитного заземления, как правило, следует изготавливать из стальных стержней, уголков или проката другого профиля в соответствии с техническим проектом и рабочими чертежами.
В целях повышения эффективности ЭХЗ трубопровода защитные заземления электрооборудования, установленного на трубопровод, и заземления систем телеконтроля должны быть выполнены из оцинкованного стального проката.
Контактные соединения защитного заземления должны находиться от поверхности земли на расстоянии, указанном в техническом проекте и рабочих чертежах, но не менее 0,6 м.
Расположенные в земле заземлители и заземляющие проводники не должны иметь окраски и изолирующих покрытий.
342
Технология сооружения газонефтепроводов
Присоединение заземляющих проводников к заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам устройств катодной и электродренажной защиты-сваркой или надежным болтовым соединением с применением мер, предусматривающих ослабление контактов.
Сооружение поверхностных анодных заземлений из вертикальных неупакованных стальных, железокремниевых, графитовых и графитопластовых (заземлителей) должно включать следующие операции:
• бурение скважины на проектную глубину;
• установку электродов-заземлителей в скважины;
• прокладку магистрального кабеля на дне траншей;
• выполнение электрического контакта между электродами-заземлителями и магистральным кабелем;
• присоединение магистрального кабеля к выводу на опору воздушной электролинии или к кабельной электролинии;
• изоляцию мест контактных соединений и заливку битумной мастикой кабелей.
Параметры анодных заземлителей следует определять:
• для подпочвенных и глубинных заземлений на срок службы не менее 15 лет;
• для протяженных анодных заземлений на срок службы не менее 30 лет.
Прокладку анодных дренажных линий следует осуществлять кабелем сечением не менее 16 мм2 по меди.
При сооружении анодного заземления из горизонтально уложенных неупакованных электродов-заземлителей необходимо выполнить следующие операции:
• засыпку траншей слоем коксовой мелочи или графита до проектной высоты, но не менее 100 мм с уплотнением приводными трамбовками;
• укладку электродов-заземлителей в траншею;
• засыпку электродов-заземлителей слоем коксовой мелочи или графита до проектной высоты, но не менее 100 мм и не более 200 мм;
• засыпку траншей слоем грунта толщиной 0,5 м с уплотнителем приводными трамбовками, при этом провода электродов-заземлителей должны быть закреплены в вертикальном положении;
• прокладку в траншею магистрального кабеля;
343
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• присоединение проводов электродов-заземлителей к магистральному кабелю;
• соединение магистрального кабеля с выводом на опору воздушной электролинии или с кабельной электролинией;
• изоляцию мест контактных соединений битумной мастикой;
• окончательную засыпку траншеи грунтом с уплотнением приводными трамбовками.
Сооружение анодного заземления с горизонтальными комплектами заземлителями, упакованными с коксовой мелочью, должно включать следующие операции:
• отбраковку анодных заземлителей по наличию коксовой засыпки;
• укладку в траншею заземлителей горизонтально;
• прокладку на дне траншеи магистрального кабеля;
• подсоединение к заземлителю магистрального кабеля;
• подсоединение магистрального кабеля к выходу на опору воздушной или к кабельной электролинии;
• изоляцию контактных соединений битумной мастикой.
Заземлители следует устанавливать в скважину или траншею механизированным способом, избегая ударов и сотрясения. Не допускается использовать токоввод анодного заземлителя при его перемещениях и спус-ко-подъемах.
Монтаж глубинного анодного заземления и установку его в скважину, проработанную глинистым раствором, следует выполнять сразу после окончания бурения.
Глубинные анодные заземления следует использовать при наличии слоев земли, более проводящих, чем поверхностные слои, и при отсутствии возможности устройства анодного заземления на расстоянии до 500 м от трубопровода.
Глубинные заземления в скважину следует устанавливать в минимально короткий срок. Перерывы в процессе монтажа и установки не допускаются.
Монтаж глубинного анодного заземления следует вести секциями (блоками), используя монтажный стол.
В качестве примера на рис. 8.10—8.12 представлена конструкция анодного заземления и схема организации строительной площадки и процесса бурения скважин.
Перед пуском заземлителей в скважину необходимо проверить качество изоляции искровым дефектоскопом напряжением 20кВ.
344
Технология сооружения газонефтепроводо!
Рисунок 8.10. Примерная конструкция глубинного анодного заземления: 1 — анод; 2 — анодный центратор; 3 — коксовая мелочь;4 — стальная труба диаметром 273 мм (активная часть анодного заземления); 5— стальная труба диаметром 273 мм с изоляционным покрытием (неактивная часть анодного заземления); 6— анодный кабель; 7 — стальное покрытие (люк оголовка);8 — кабель СКЗ; 9 — положительная распределительная коробка; 10 — анкер; 11 — подготовка из щебня; 12 — защитная сетки; 13 — перфорированная вентиляционная трубка; 14 — стальная трубка диаметром 2"; 15— стальной оцинкованный кабелепровод; 16—железобетонный оголовок
345
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
14
Рисунок 8.11. Общая схема организации строительной площадки: 1 — буровая установка; 2 — буровой насос; 3 — помещение для хранения глины или глиняного порошка в мешках; 4—гидрат для подачи воды; 5 — емкость для привозной воды; 6 — глиномешалка (ГМЭ-0,75); 7 — приемная емкость; 8 — отстойник; 9 — желоба для циркуляции и сброса глинистого раствора; 10 — приемная емкость; 11 — рабочая площадка; 12 — трубы для заземления; 13 — бурильные трубы; 14 — площадка для инструмента; 15 — противопожарный щит; 16 — вагон-домик
После установки анодного заземления скважину необходимо заполнить глинистым раствором или коксом, а верхнюю часть — гравием или песком в соответствии с техническим проектом и рабочими чертежами.
Монтаж и установку анодного заземления из графитопластовых электродов следует выполнять в соответствии с проектом производства работ.
Для сооружения установки электродренажной защиты необходима: прокладка кабелей в грунте или воздушной электролинии при сооружении электродренажной установки с усиленным электродренажом; сооружение защитного заземления; установка контрольно-измерительного пункта и кабельной стойки; монтаж электродренажного устройства; монтаж катодного вывода; монтаж электрических цепей электродренажной установки и устройств грозозащиты; монтаж ограждения электродренажного устройства.
Для сооружения электродренажной установки с усиленным электродренажом должны бать выполнены следующие строительно-монтажные работы:
• устанавливают трубу с кабелем в котлован для подключения к эле-ктродренажному устройству;
• засыпают грунтом котлован, уплотняют нижнюю часть котлована по всей поверхности, включая поверхность для установки фундамента;
346
Технология сооружения газонефтепроводов
t 394
Рисунок 8.12. Схема бурения скважины: 1 — буровая установка; 2 — шланг, подающий глинистый раствор; 3 — буровая штанга; 4 — подмости; 5 — рабочая площадка; 6 — бурильные трубы; 7 — отстойник; 8 — скважина диаметром 395 мм; 9 —дорожные плиты
• устанавливают бе-
тонный фундамент;
• осуществляют мон-
таж рамы или другой металлоконструкции на фундамент для установки дренажного устройства;
• наносят на раму противокоррозионное покрытие;
• осуществляют монтаж электродренаж-ного устройства на раме.
Подключение электро-дренажной установки к рельсовой сети железной дороги должно быть осуществлено через устройство, предусмотренное техническим проектом и рабочими чертежами.
Соединительные кабели необходимо подвести к элект-родренажному устройству через трубу и подключить к его шинам зажимами.
Дренажный кабель следует подключать к трубопроводу через стальную пластину неразъемным соединением, для чего:
• дренажный кабель приваривают к пластине или соединяют с ней методом опрессования;
• пластину изготавливают из той же стали, что и трубопровод;
• пластину приваривают к кольцевому (монтажному) или продольному сварочному шву трубопровода;
• место соединения трубопровода с кабелем изолируют.
Подсоединение кабеля к рельсовой сети железной дороги и от трубопровода к электродренажному устройству необходимо выполнять на завершающей стадии строительно-монтажных работ.
347
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Подключать дренажный кабель к рельсовой сети следует в присутствии представителя службы эксплуатации железной дороги.
Наземные токопроводящие кабели должны быть защищены от механических повреждений.
Упакованные протекторы следует доставлять к месту работ в заводской упаковке в крытых машинах.
При транспортировке, погрузке, разгрузке и установке упакованных протекторов необходимо принять меры предосторожности, чтобы исключить возможность толчков и ударов которые могут привести к повреждениям протектора. Не допускается сбрасывать протекторы с транспортных средств на землю или в траншею и скважину.
Хранить протекторы, монтажные узлы, детали, метизы, инструмент, приспособления и материалы на участке производства работ следует в одном месте, обеспечив защиту от атмосферных осадков.
Протекторы должны быть установлены в траншею или в скважины, размеры и расположение которых должны соответствовать техническому проекту и рабочим чертежам.
Перед установкой упакованные протекторы необходимо освободить от бумажных мешков.
При вертикальной установке протекторов необходимо: разработать траншею для укладки кабелей; пробурить скважины под установку протекторов; установить протекторы в скважины с центровкой и фиксацией их грунтом; уложить в траншею магистральный кабель; подсоединить проводники от протекторов к магистральному кабелю; подключить магистральный кабель к трубопроводу; изолировать места соединений; проверить качество изоляции мест соединений искровым дефектоскопом напряжением 20 кВ.
Диаметр скважины должен обеспечивать свободное опускание в нее протектора и послойное трамбование грунта при засыпке.
При монтаже автоматических протекторных установок следует дополнительно установить коробки с диодно-транзисторными блоками и вспомогательные электроды.
При монтаже протяженных протекторов, укладываемых в общую траншею с трубопроводом следует следующие подготовительные работы:
• разметка участка производства работ и согласование с технологией строительства трубопровода;
• подготовка участка для устройства протекторной защиты;
348
Технология сооружения газонефтепроводов
• доставка на участок строительно-монтажных работ барабанов с протекторами, монтажных узлов, деталей, метизов, инструмента, приспособлений и материалов.
Погрузку и выгрузку барабанов с протяженными протекторами на участке производства работ следует вести подъемно-транспортными механизмами.
Непрерывную прокладку протяженного протектора осуществляют одновременно с прокладкой трубопровода трубоукладчиком, на стреле которого помещают барабан с протектором.
При совмещенной установке протяженных протекторов в общую траншею с трубопроводом должны быть выполнены следующие строительномонтажные работы:
• укладка протектора в траншею трубопровода;
• соединение строительных длин протектора между собой (если длина протекторного участка превышает строительную длину протектора);
Рисунок 8.13. Схема установки КИП по трассе: 1 —контрольно-измерительный пункт; 2 — клеммная плата; 3 — электрод сравнения сдатчиком электрохимического потенциала; 4 — трубопровод; 5 — бетон (выполняется в слабых грунтах)
349
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 8.14. Схема измерения поляризационного потенциала: 1 — клеммная плата; 2 — вольтметр с прерывателем тока; Т — труба; ИЭ — измерительный электрод; Д — датчик электро-химиического потенциала
• соединение проводников с про-
тектором и трубопроводом;
• изоляция мест соединения проводников с протектором и трубопроводом;
• установка контрольно-измерительных пунктов и подсоединения к ним кабелей;
• заливки кабелей битумной мастикой.
При установке протяженным протекторов в отдельную траншею параллельно трубопроводу, оснащенному кабелем технологической связи, укладку протектора следует вести со стороны, противоположной кабелю связи.
При строительстве и монтаже контрольно-измерительных пунктов необходимо: отрыть котлован; протянуть кабели или провода в полость стойки пункта; установить стойку котлован и засыпать ее с послойным уплотнением; подсоединить кабели или провода к клеммам панели; выполнить маркировку кабелей (проводов) и клемм, соответствующую схеме соединения; масляной краской нанести порядковый номер пункта; закрепить грунт вокруг пунктов в радиусе 1 м (рис. 8.13, 8.14).
Защиту контактных соединений с целью повышения надежности сле
дует производить термоусаживающимися лентами или заливать эпоксидной смолой.
8.5. Комплект машин, потребность в материалах и состав бригад при сооружении систем ЭХЗ трубопроводов
Строительство всех запроектированных установок ЭХЗ ведет специализированная бригада, выполняющая все виды работ (земляные, сварочные, монтажные и наладочные) (табл.8.9).
Комплект машин, механизмов и потребность в материалах для сооружения средств ЭХЗ представлены в приложении Ж (табл. Ж1, табл. Ж2).
350
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 8.9.
Примерный состав специализированной бригады по монтажу установок ЭХЗ
Профессия Разряд, класс Число рабочих
Бригадир VI 1
Машинист экскаватора V 2
Машинист буровой установки V 1
Электросварщик V 1
Электромонтажник V 1
Электромонтажник III 2
Изолировщик V 1
Машинист автокрана V 1
Водитель II 2
8.6. Особенности проведения пусконаладочных работ, индивидуальных испытаний и комплексного опробования системы ЭХЗ
Промежуточной приемке с составлением актов на скрытые работы подлежат: поверхностные и глубинные анодные заземления; протекторные установки; кабели, прокладываемые в земле; КИП, электрические перемычки; защитные заземления установок ЭХЗ и трансформаторного пункта; изолирующие фланцы.
При осмотре промежуточной приемке скрытых работ проверяют: соответствие выполненных работ проекту; качество применяемых материалов, деталей, конструкций; качество выполнения СМР.
Работы по опробованию системы ЭХЗ осуществляются в два этапа:
• индивидуальное опробование отдельных защитных установок;
• комплексное опробование системы электрохимической защиты от коррозии всего объекта в целом.
Индивидуальное опробование должно производиться не ранее чем за 8 дней после окончания монтажа анодного заземления. В процессе этих ра
351
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
бот проверяют соответствие фактического значения сопротивления растеканию тока защитного и анодного заземлений проектным значениям и испытывают катодные установки.
После испытания должно быть проверено состояние всех узлов и элементов защитной установки, оформлен соответствующий акт.
Работы по опробованию совместной электрохимической защиты двух и более объектов должны выполняться в присутствии представителей заказчика и эксплуатирующих соседние объекты организаций.
Фактическая протяженность защитной зоны каждой установки электрохимической защиты, определенная в процессе пусконаладочных работ для половины ее максимального выходного напряжения, должна быть не менее проектного значения. При этом потенциалы «труба-земля» в точках дренажа должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 51164-98 [47].
После завершения комплексного опробования системы электрохимической защиты всего объекта должен быть составлен акт приемочной комиссии о приемке в эксплуатацию законченной строительством системы электрохимической защиты участка трубопровода и других сооружений.
Если данные электрохимических измерений свидетельствуют о недостаточном количестве средств электрохимической защиты, недостаточной их мощности, некачественно выполненной изоляции или о невозможности достижения проектных параметров защитных установок при полном соблюдении требований рабочих чертежей, то заказчик, проектная организация и генподрядчик во взаимно согласованные сроки должны принять меры по обеспечению требуемой защиты сооружений от подземной коррозии.
Последующую регулировку системы защиты от коррозии всего объекта в целом должна произвести эксплуатирующая организация не ранее чем через 6 месяцев после приемки ее в эксплуатацию, но не позднее чем в течение первого года ее эксплуатации.
Пуск, опробование и наладку средств и установок ЭХЗ производит пусконаладочная бригада, в состав которой входят специалисты, обладающие навыками пусконаладочных работ каждого вида оборудования.
352
Технология сооружения газонефтепроводов
Сдачу системы ЭХЗ оформляют актом о приемке системы ЭХЗ участка трубопровода.
8.7. Контроль качества при сооружении устройств ЭХЗ
Контроль качества сооружений и устройств ЭХЗ осуществляется в процессе входного контроля оборудования и материалов, строительномонтажных работ и при сдаче объекта заказчику.
По исполнительным чертежам и обследованию на местности проверяют соответствие монтажа установок ЭХЗ проектным решениям. Допускаются следующие отклонения от мест их размещения и подключения, предусмотренных проектом:
• для СКЗ, электродренажей и глубинных анодных заземлений-в радиусе не более 0,5 м, глубина +0, -100;
• для протекторов и анодных заземлений, КИП и мест подключений соединительного кабеля к трубопроводу не более 0,2 м;
• места подключения к трубопроводу соединительных проводов и дренажных кабелей должны быть не ближе 6 м от мест подключения КИП;
• при установке заземлителей, протекторов и укладке соединительных кабелей и проводов в траншее допускается увеличение проектной глубины их заложения не более 0,1 м, уменьшение глубины заложения не допускается.
Перечень приборов для комплексного обследования коррозионного состояния представлен в табл. 8.12.
Карта контролируемых процессов при сооружении устройств ЭХЗ представлена в приложении Ж (табл. ЖЗ).
353
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 8.12.
Перечень приборов для комплексного обследования коррозионного состояния
Наименование прибора Технические характеристики
Ф4103 измеритель сопротивления заземления (погреши. ± 0,5%)
УКИ-1М установка контроля состояния изоляции, мест сквозных повреждени
мультиметр типа 890 или MY-64 мультиметр с погрешностью по напряжению ± 0,5% ±1, по току ±2,0% ±5, входной импенданс 10 Мом на всех диапазонах
Цифровой контактный толщиномер типа 26 MG Цифровой контактный толщиномер с точностью измерений 0,1 мм
Адгезиметр типа АР-2М Адгезиметр с погрешностью 5 %, с пределами измерений 0-15 кг/см2
Регистратор автономный долговременный типа РАД-256 Регистратор с погрешностью не более 0,2 %, периодом измерений 0,5; 1; 2; 5; 10; 20; 30; 60; 120 сек., подавлением помех не ниже 40 дБ
Ампервольтметр типа ЭВ 2234 Ампервольтметр с классом точности 1,5
Трассоискатель Трассоискатель с погрешностью определения планового положения и глубины ±0,5
354
Технология сооружения газонефтепроводов
ГЛАВА 9. СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДОВ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ УСЛОВИЯХ
К особым будем относить условия строительства, требующие внесения соответствующих существенных изменений в технологию по сравнению с сухопутным равнинными участками. К ним относится прокладка трубопроводов в условиях сильно пересеченного рельефа местности (горные условия), через болота и обводненные участки, на многолетнемерзлых, пу-чинистых и просадочных (районы шахтных разработок) грунтах, в барханных песках, на поливных землях и при пересечении соров, в тоннелях.
Рассмотрим эти особенности.
9.1. Строительство трубопроводов через болота и обводненные участки
Трубопроводы, прокладываемые в Сибири и на Крайнем Севере, на значительном протяжении пересекают болота и заболоченные участки [4; 5; 6;10; 19; 52; 68; 87; 90; 99; 104; 112].
Болото (торфяник) — избыточно увлажненный участок земной поверхности, покрытый слоем торфа мощностью 0,5 м и более, при мощности менее 0,5 м — заболоченные земли.
В зависимости от стадии развития процесса заболачивания, болота подразделяются, на следующие:
Низинные болота образуются в понижениях на поймах и нижних частях склонов, наиболее распространены в зонах переменного увлажнения. Их характерные признаки: вогнутая поверхность; поверхностный, грунтовый, грунтово-напорный тип питания; растительный осоковый или осоково-гипновый микроландшафт; мощность торфяного слоя от 0,5 до 4 м.
Переходные болота образуются в понижениях на средних и верхних частях склонов. Это болота, не имеющие четко выпаженного рельефа. Их питание осуществляется за счет ключей и поверхностного стока.
Верховые болота образуются на водоразделах, наиболее распространены в зонах избыточного увлажнения. Их характерные признаки: выпуклая поверхность; атмосферный тип питания; незначительный лесной покров; мощность торфяного слоя от 0,5 до 7 м.
Для каждого типа болот характерны определенные виды торфов с содержанием органических веществ не менее 50 %.
355
Ф.М, Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
По сложности производства строительных работ при сооружении нефтепроводов все болота подразделяются согласно СНиП Ш-42—80* [90] на три типа.
Первый тип включает в себя три подтипа:
1.1. Болота, целиком сложенные торфом устойчивой консистенции. Несущая способность болота допускает удельное давление, создаваемое строительной техникой q>0,025 МПа (0,25 кг/см2).
1.2. Болота шириной до 500 м, состоящие из торфа неустойчивой консистенции. Торфяной слой мощностью до 0,7 м, подстилаемый минеральным грунтом. Несущая способность минерального грунта допускает работу обычных строительных машин и механизмов. Несущая способность поверхности болота допускает удельное давление, создаваемое строительной техникой q<0,025 МПа.
1.3. Болота шириной до 250 м, торфяной слой мощностью до 1,5 м, подстилаемый минеральным грунтом. Несущая способность болота допускает удельное давление, создаваемое строительной техникой q>0,01 МПа.
Второй тип включает в себя два подтипа:
2.1. Болота шириной более 500 м, состоящие из торфа неустойчивой консистенции. Торфяной слой мощностью до 0,7 м, подстилаемый минеральным грунтом. Несущая способность поверхности болота допускает удельное давление, создаваемое строительной техникой 0,005<q<0,025 МПа.
2.2. Болота шириной до 1 км, целиком состоящие из торфа. Несущая способность поверхности болота допускает удельное давление, создаваемое строительной техникой до 0,01 МПа.
Третий тип включает в себя два подтипа:
3.1. Болота шириной более 1 км, целиком состоящие из торфа. Несущая способность поверхности болота допускает удельное давление, создаваемое строительной техникой до 0,01 МПа.
3.2. Болота, разрабатываемые только механизмами на понтоне или земснарядами.
Строительство трубопроводов на протяженных болотах и обводненных участках производится преимущественно в зимнее время после промерзания верхнего торфяного покрова; при этом предусматривают комплекс мер по ускорению промерзания грунта на монтажной полосе для передвижения машин, а также выполняют мероприятия по уменьшению
356
Технология сооружения газонефтепроводов
промерзания грунта на полосе рытья траншеи. Ускорение промерзания осуществляется путем расчистки снега, проминки болот, поливки водой. В этом случае технология строительства будет такой же. как и в нормальных условиях.
В остальные времена года в технологию будут вноситься существенные изменения в зависимости от типа болота, его параметров и параметров укладываемых труб.
На болотах и заболоченных участках должна, как правило, предусматриваться подземная прокладка трубопроводов и, как исключение, при соответствующем обосновании — укладка трубопровода по поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка).
При соответствующем обосновании в случае подземной прокладки трубопроводов через болота II и III типов длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки.
Как правило, переходы трубопроводов через болота являются участками высоких категорий ([87], приложение В).
Прокладка трубопроводов на болотах должна предусматриваться прямолинейно с минимальным числом поворотов. При необходимости повороты должны выполняться с применением отводов.
Прокладка трубопроводов при переходе через болота в зависимости от мощности торфяного слоя и водного режима должна предусматриваться непосредственно в торфяном слое или на минеральном основании.
Участки трубопроводов, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения должны предусматриваться специальные конструкции и устройства для балластировки и закрепления.
Конструктивные решения трубопроводов на переходных участках «твердый грунт-болото» должны проверяться расчетом на прочность с учетом дополнительных напряжений изгиба вследствие осадки торфяного основания и требований п. 5.1.1. СНиП 2.05.06—85* [87].
Подземная прокладка на болотах I и II типов может предусматриваться в торфяном слое, если несущая способность торфяного слоя болота больше давления, оказываемого трубопроводом на это торфяное основание. Заглубление в этом случае должно назначаться в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06—85* [87].
357
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
На болотах III типа прокладка должна предусматриваться на минеральном основании. При этом участки трубопровода при входе в болото и выходе из него должны быть рассчитаны на дополнительные воздействия, обусловленные изгибом трубопровода на этих участках (что особенно важно для глубоких болот).
9.1.1. Подготовительные и земляные работы
Перед основным циклом работ выполняется подготовка трассы: выемка торфа, отсыпка песчаного грунта, устройство песчаных свай (для повышения несущей способности болот), осушение, промораживание, устройство лежневой дороги для прохождения тяжелых строительных машин и на период эксплуатации (на болотах I и II типа). На устройство лежневой дороги требуется 1500 м3 древесины на 1 км дороги.
В зависимости от несущей способности болота разработку траншей осуществляют:
• на болотах с несущей способностью более 0,01 МПа — болотными
Рисунок 9.1. Схема разработки траншей экскаватором с салазок: 1 — одноковшовый экскаватор с обратной лопатой; 2 — салазки; 3 — трос; 4 — бульдозер (тягач)
одноковшовыми экскаваторами или обычными одноковшовыми экскаваторами, установленными на перекидных щитах или еланях (рис. 9.1);
• на болотах с несущей способностью менее 0,01 МПа — экскаваторами, установленными на понтонах или пеноволо-кушах (рис 9.2).
При глубине торфяного слоя до 1 м с подстилающим основанием, имеющим высокую несущую способность, разработка траншеи осуществляется с предварительным удалением торфа бульдозером или экскаватором. При этом глубина траншеи должна быть на 0,15—0,2 м ниже проектной
358
Технология сооружения газонефтепроводов
отметки (учитывается обрушение траншеи).
На болотах большой протяженности с низкой несущей способностью траншею рекомендуется разрабатывать зимой после предварительного промораживания, что обходится дешевле.
При прокладке трубопровода через межболотные озера шириной до 50 м и глубиной до 1 м траншеи разрабатывают одновре
Рисунок 9.2. Схема разработки грунта экскаватором на понтоне: 1 — траншея; 2 — плавучий понтон; 3 — экскаватор; 4 — якорь
менно с двух противоположных
берегов одноковшовыми экскаваторами с дамбы. Для этой цели с каждого берега устраивают пионерным способом дамбы (насыпи), по которым перемещаются экскаваторы, разрабатывающие траншеи на дне озера.
Дамба также используется для проезда трубоукладчиков при монтаже и укладке трубопровода. На озерах шириной более 50 м или глубиной более 2 м траншеи по дну этих водоемов разрабатывают одноковшовыми экскаваторами, установленными на понтонах. При этом понтоны якорятся.
Засыпку трубопроводов, уложенных в траншею на болотах в летнее
время, осуществляют с помощью:
• бульдозеров на болотном ходу,
• одноковшовых экскаваторов на уширенных гусеницах, перемещающихся вдоль трассовой дороги;
• одноковшовых экскаваторов на еланях с перемещением непосредственно вдоль траншеи;
• легких передвижных гидромониторов путем смыва грунта в траншею;
• в зимнее время после промерзания грунта применяют бульдозеры, одноковшовые экскаваторы и роторные траншеезасыпатели.
9.1.2. Укладка, балластировка и закрепление трубопровода
Укладка является наиболее ответственной технологической операцией при строительстве трубопроводов на болотах.
Подземная прокладка трубопроводов в зависимости от времени года, методов производства работ, степени обводненности, несущей способно-
359
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
ста грунта и оснащенности строительного участка оборудованием осуществляется следующими способами:
• укладка с бермы траншеи или лежневой дороги (как в нормальных условиях);
• в специально создаваемую в пределах болота насыпь;
• сплавом;
• протаскиванием по дну траншеи (аналог строительства подводных переходов).
Укладка сплавом (рис. 9.3) имеет несколько разновидностей, но суть всех одинакова: трубопровод выводят в траншею на плаву, перемещая
его с одного из сухопутных участков,
Рисунок 9.3. Схемы укладки сплавом: а — с использованием трубоукладчиков; б — с использованием роликовых опор; 1 — траншея; 2 — трубопровод; 3 — секция труб; 4 — трактор-тягач; Тt и Т^трубоукладчики; 5, 6, 7, 8 —роликовые опоры; Тр, и Тр2 — тракторы
примыкающих к болоту [5].
Этот метод очень эффективен на труднопроходимых болотах при условии, что траншея подготовлена заранее, например, в зимнее время одноковшовым экскаватором.
Завершающим этапом процесса укладки является балластировка или закрепление трубы в проектном положении.
Закрепляют в основном трубы, имеющие положительную и нулевую плавучесть. Иногда закрепляют трубы с отрицательной плавучестью. Это делается только в том случае, когда возможно образование на каком-либо участке газовых пузырей или требуется обеспечить пригрузку труб для предотвращения выпучивания под воздействием продольных сил. Трубопровод закрепляют путем утяжеления его или с помощью анкеров.
Устойчивость подземного трубопровода в проектном по
360
Технология сооружения газонефтепроводов
Ложении должна обеспечиваться выбором варианта прокладки, глубиной заложения, производством укладочных и земляных работ, выбором балластирующих и закрепляющих устройств и их расстановкой по длине трубопровода, а также объемным весом грунта обратной засыпки при прокладке трубопроводов на обводненных участках.
Тип и способ балластировки трубопровода при подземной прокладке должны обеспечивать его проектное положение в траншее, как в процессе строительства, так и в течение всего периода его эксплуатации.
Методы расчета балластировки трубопроводов должны быть основаны на требованиях действующих общероссийских нормативов и отраслевых стандартов [19] и должны распространяться на магистральные трубопроводы, прокладываемые в обводненной и заболоченной местности, на переходах через болота различных типов, в вечномерзлых грунтах, а также на переходах через водные преграды.
Устойчивость положения трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках трассы, должна проверяться для отдельных участков в зависимости от конкретных грунтовых условий, технологии строительства и эксплуатации.
Основные конструктивные решения балластировки и закрепления трубопроводов на болотах, обводненных, заболоченных или подводных участках трассы включают [19]:
• кольцевые утяжелители: чугунные, железобетонные;
• сплошное бетонное покрытие;
• железобетонные утяжелители охватывающего типа;
• железобетонный утяжелитель опирающегося (седловидного) типа;
• анкерные устройства;
• полимерно-контейнерные балластирующие устройства;
• контейнеры текстильные.
Срок службы конструкций балластирующих и закрепляющих устройств и их составных элементов должен быть не меньше срока службы трубопровода.
В зонах соприкосновения изоляционного покрытия трубопровода с пригрузами или анкерными устройствами должны использоваться прокладки (футеровка деревянной рейкой, скальный лист, защитные коврики или обертки из негниющих материалов необходимой толщины и плотности и т. д.), обеспечивающие сохранность изоляции трубопровода. Ширина прокладки должна быть больше ширины балластирующего устройст
361
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
ва не менее чем на 200 мм и выступать с каждой стороны не чем на 100 мм (табл. 9.1).
Уплотняющие коврики под кольцевые утяжелители представляют собой лист из нетканых синтетических материалов с пришитыми к нему лентами, уложенными в несколько слоев. Изделие пропитывают карбамидо-формальдегидной смолой с отвердителем.
Выбор балластирующих устройств следует осуществлять в соответствии с приложением 3 (табл.3.1, 3.2).
Балластировку трубопровода осуществляют железобетонными грузами, бетонированием труб, грунтом. Навеска грузов выполняется трубоукладчиками с лежневой дороги, кранами с салазок или с понтона. Рассмотрим эти операции более подробно.
Таблица 9.1.
Применение футеровочных материалов
Футеровка Кольцевые утяжелители Железобетонные утяжелители Железобетонные утяжелители опирающегося типа ПКБУ Анкеры
Деревянной рейкой +
Скальным листом + + +
Защитными (уплотняющими) ковриками + + + +
Обертки из негниющих материалов +
Примечания.
1. Характеристики футеровочных материалов приводятся в ТУ на данный вид продукции.
2. Скальный лист изготовляют из нетканых синтетических материалов, пропитанных карбамидоформальдегидной смолой с отверждением. Скальный лист используют для защиты изолированной поверхности трубопроводов до 1420 мм при их подземной прокладке в скальных и вечномерзлых грунтах, а также в минеральных грунтах с включением дресвы, гальки, отдельных каменных глыб. Количество слоев скального листа определяет проектная организация, исходя из свойств грунтов и диаметра трубопровода.
362
Технология сооружения газонефтепроводов
Для перемещения трубоукладчика вдоль траншеи при слабой несущей способности болота часто отсыпают песчаную насыпь или устраивают лежневую дорогу. При навеске грузов краном с салазок (рис. 9.4, а) на последних устраивают площадку и устанавливают на нее автокран. Вдоль траншеи салазки протаскивают тракторами или лебедками с помощью тягового троса. После навески на трубопровод грузов, находившихся на грузовой площадке, салазки возвращаются к месту погрузки. Таким образом, работа осуществляется челночным способом. Челночный способ развозки и навески грузов целесообразен при ширине болот до 500 м, когда наибольшая длина хода (при работе с двух берегов) не превышает 250—300 м. По этой схеме за одну рабочую смену (7 ч) можно пригрузить 250—300 м трубопровода.
В сильно увлажненных болотах II
Рисунок 9.4. Схема навески грузов: а — с салазок; б — с понтона: 2 — грузовая площадка; 5 — трубопровод; 7 — траншея; 8 — понтон; 5 — пригрузы; 6 — тяговый канат; 1 — тяговое средство (трактор или лебедка); 3 — салазки; 4 — автокран; 9 — пригруз
и III типов при навеске грузов
может быть использован понтон с установленным на нем грузоподъемным оборудованием для перемещения грузов. Размеры понтона и его грузоподъемность должны обеспечивать одновременно подъем нескольких утяжеляющих грузов. Понтон обычно изготовляют из труб диаметром 1020—1420 мм. Навеску грузов на плавающий трубопровод выполняют по схеме, показанной на рис. 9.4, б. У одного из примыкающих к болоту сухопутных участков со склада на понтон устанавливают пригрузы. После их погрузки понтон перемещают по траншее к месту навески грузов. При навешивании грузов понтон все время находится над плавающим (непригруженный) участком трубопро
вода, так как после навески каждого последующего груза он отступает назад.
На рис. 9.5 приведена схема организации работ и рабочих мест при балластировке трубопровода утяжелителями типа УБО.
363
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 9.5. Схема организации работ и рабочих мест при балластировке трубопровода утяжелителями типа УБО: 1, 2, 3 — краны-трубоукладчики; 4 — транспортное средство; 5—площадка для складирования деталей утяжелителей типа УБО; 6 — штабель бетонных блоков; 7 — контейнеры с деталями утяжелителей; 8 — собранный утяжелитель; 9 —утяжелитель, установленный на трубопровод; 10 — трап-мостик; 11 — место сборки утяжелителей; 4 —рабочее место исполнителя. Исполнители: Му М2. М3 — машинисты кранов-трубоукладчиков, Су С2 — такелажники; Ту Т2 — трубоукладчики
В отдельных случаях при соответствующем обосновании при пересечении болот можно использовать наземную прокладку в насыпи (рис. 9.6, 9.7, табл. 9.4) или надземную прокладку на опорах.
Таблица 9.4. Конструктивные параметры валика
Диаметр трубопровода Dy, мм 1 : m В, м h, м Н, м
500 1:1,25 1,5 0,8 1,5
700 1:1,25 1,5 0,8 1,7
800 1:1,25-1,5 1,5 0,8 1,9
1000 1:1,25-1,5 1,7 1,0 2,2
364
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 9.6. Схема наземной прокладки трубопровода по поверхности болота: 1 — трубопровод; 2 — торфяная или хворостяная подготовка; 3 — обвалование из песчаного грунта или торфа; 4 — лежневая дорога; 5 — противопожарная канава
9.2. Строительство трубопроводов через сильно пересеченные местности
Как показывает практика, строительство трубопроводов в условиях сильно пересеченной и горной местности-весьма сложная в инженерно-техническом и организационном отношениях задача [4; 5; 7; 73; 87; 90; 99; 112; 118], осложняющими факторами при этом являются:
• значительное число горных рек и ручьев;
в продольные склоны местности, достигают схп=30°
Рисунок 9 7. Конструкция валика при наземной прокладке трубопровода по поверхности болота: а — для случая, когда степень разложения торфа более 30 %; б—для случая, когда степень разложения торфа менее 30 %; 1 — минеральная обсыпка; 2 — уплотненный торф; 3 — хворостяная выстилка
и более на участках большой протяженности;
косогорные участки с поперечными уклонами ак = 40° и более;
• наличие скальных пород;
• заселенность трассы на значительном протяжении;
• наличие селевых потоков и оползней.
В зависимости от перечисленных факторов прокладку трубопроводов осуществляют открытым или закрытым способом.
365
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Закрытый способ (бестраншейная проходка) применяют обычно без ограничений инженерно-геологическими гидрологических условий, но необходимо учитывать его высокую стоимость. Этот способ широко распространен в мировой практике трубопроводного строительства, в России также все большее применение получают бестраншейные методы прокладки, такие как микротоннелирование и тоннельная проходка.
Микротоннелирование используется не только при прокладке трубопроводов в сильнопересеченной и горной местности, но и при строительстве переходов через другие естественные и искусственные препятствия. Более подробно этот метод рассмотрен в последующем разделе.
При строительстве коллекторов для подземных городских инженерных коммуникаций г.Москвы успешно применяется отечественный горнопроходческий комплекс «Топаз» (разработка Мосинжстроя).
При строительстве Стройтрансгазом трубопровода «Голубой поток», в частности, при сооружении двух тоннельных переходов через хребты Кобыла и Безымянный протяженностью 2082 и 988 м соответственно, субподрядная организация ООО «НПО Мостовик» применила тоннельный щитовой комплекс «Lovat».
Тоннельную проходку осуществляют с применением различных марок отечественных и зарубежных горнопроходческих комбайнов с возведением сборной или монолитной железобетонной обделки. Например, при строительстве трубопровода «Голубой поток» было привлечено ОАО «Тоннельный отряд № 44» для проходки 196-метрового тоннеля через отроги хребта Безымянный.
Другим примером тоннельной проходки является тоннель длинной 3,3 км, диаметром 5,2 м, соединяющий нефтебазы «Грушовая» и «Шесхарис» в котором проложена система 10 различных трубопроводов.
Для разработки технических и организационно-технологических решений, связанных со строительством сложных горных участков, генподрядная организация может привлечь к участию подрядную организацию, специализирующуюся на выполнении указанных работ.
При установлении границ работы смежных строительных подразделений (потоков) учитывают влияние взаимосвязанных и отдельных факторов, обеспечивающих наиболее рациональный выбор этих границ: совместимость принимаемого разграничения с общей транспортной схемой, обеспеченность их увязки с предполагаемой схемой испытаний, предпочтительное наличие в этом месте или поблизости естественного или искусственного рубежа (реки, дороги и т. п.).
366
Технология сооружения газонефтепроводов
При разработке организационно-технологической проектной документации отдельно выделяют особо сложные горные участки (например, с уклоном более 35°), приравнивая их к переходам. Их строительство должно осуществляться специализированными бригадами, оснащенными дополнительными машинами и технологическим оборудованием, предназначенным для сооружения участков в границах осуществления данного проекта.
Специализированные подразделения (бригады) могут не входить в состав линейных технологических потоков, а находиться в непосредственном подчинении генподрядчика.
Такие подразделения оснащены (наряду с традиционной трубопроводостроительной техникой) специальным оборудованием: лебедками, якорными устройствами, гидравлическими наружными центраторами (для монтажа захлестов), грейферами, специальной такелажной оснасткой.
Так или иначе, увязка плана работ специализированной бригады с общим графиком строительства должна производиться проектной организацией при разработке ПОС. При этом должны учитываться такие факторы, как прогноз погодных и гидрогеологических условий, предполагаемая схема (включая сам метод) испытаний, протяженность и взаимное расположение отдельных особо сложных участков, а также ряд других конструктивных особенностей трубопровода.
При выполнении работ в горах все строительные подразделения должны быть обеспечены:
• надежной радиосвязью с руководителем потока;
• средствами экстренной медицинской помощи (аптечками, носилками);
• средствами индивидуальной защиты (шлем, спецобувь);
• запасом питьевой воды;
• дополнительным комплектом огнетушителей.
Работы в горных условиях должны выполняться в период наименьшей вероятности появления селевых потоков, горных паводков, камнепадов, продолжительных ливней и снежных лавин.
В случае появления оползневых процессов или обнаружения несоответствия характеристик грунтов проектным данным во время строительства все работы должны быть прекращены и на место вызваны представители проектной организации и заказчика для принятия соответствующего решения.
367
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рассмотрим более подробно технологическую последовательность производства отдельных видов работ, выполняемых открытым способом, которая в принципе остается такой же, как и в нормальных условиях.
9.2.1. Подготовительные работы
Выделяют три последовательно выполняемые операции: обследование трассы, расчистку трассы, устройство подступных путей.
В обследование трассы входит обязательная аэрофотосъемка в полосе 200—500 м, визуальное изучение трассы, инструментальные измерения.
В результате выполнения этих работ устанавливают:
• состояние грунтов к моменту начала работ;
• оползневые участки, их конфигурацию, размеры, состояние (активное, спокойное), возможности активизации, а также переноса трассы;
• варианты транспортирования труб и других материалов по трассе;
• участки, пересеченные селевыми потоками;
возможность перемещения техники по крутым подъемам, спускам,
косогорам;
• характеристику лесокустарникового покрытия трассы.
На участках с ап> 15° валку деревьев следует производить только вер
шиной к подошве склона.
На уклонах с ап>22°, а в зимнее время с ап>15° тролевку хлыстов
Рисунок 9.8. Конструкция участках трассы
полок на косогорных
вдоль склона тракторами не допускают.
При строительстве трубопроводов на косогорных участках с поперечными уклонами осп>8° необходимо устраивать полки (рис. 9.8) со съездами и въездами на нее не реже, чем через 100 м.
368
Технология сооружения газонефтепроводов
Наиболее экономичными являются полки в виде полувыемов-полуна-сыпи (рис. 9.8 а, б), при этом насыпной грунт полки используется для устройства проезда на период производства строительно-монтажных работ и последующей эксплуатации трубопровода.
Критерием устойчивости отвала является угол поперечного уклона, не превышающий угла внутреннего трения насыпного (разрыхленного)
грунта.
Расчет устойчивости насыпной части полки выполняют с учетом воздействия не нее работающих машин [112].
Ширину полки необходимо назначать из условий производства работ, возможности устройства траншеи и механизированной прокладки кабеля связи с нагорной стороны породы, а также с учетом местных условий. При прокладке двух параллельных ниток раздельные полки или прокладка на одной полке (неф-тепродуктопроводы) — расстояние между нитками 3 м.
Допускается прокладка двух нефтепроводов (нефтепродукто-проводов) IV класса в одной траншее (диаметр 300 мм и менее).
Разработку грунта (не требующую предварительного рыхления)
Рисунок 9.9. Схема разработки полок на склонах поперечными проходами бульдозера
Рисунок 9.10. Схема разработки полок на склонах продольными проходами бульдозера:
I, II, III, IV— призмы разработанного грунта
369
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
при сооружении полок на косогорах с поперечным уклоном оск=8—18° следует производить бульдозерами (рис. 9.9, 9.10).
Разработку грунта при устройстве полок на участках с поперечным уклоном до 15° можно выполнять также продольными проходами бульдозера по схеме (рис. 9.10). Бульдозером вначале производят срезку и разработку грунта у линии перехода полувыемки в полунасыпь. После срезки в призме I и перемещения его в насыпную часть полки разрабатывается грунт в призме II, а затем в призмах III и IV до полной разработки профиля полувыемки.
На поперечных уклонах ак>18° разработка полок бульдозером про
дольными ходами малопроизводительна, а поперечными ходами невозможна из-за сползания бульдозера под откос. Поэтому полки устраивают одноковшовым экскаватором, оборудованным прямой лопатой или экскаватором совместно с бульдозером.
Экскаватором (тип Э-505) полку отрабатывают за один проход при высоте забоя до 6 м и за два прохода при большей высоте забоя (рис. 9.11, а). Такая схема разработки целесообразна при крутизне косогора 45° и больше.
На уклонах оск-18—40° применяют другую схему работ: разработку полки осуществляют экскаватором и бульдозером (рис. 9.11, б). Экскаватор разрабатывает за один проход часть полки на наибольшую высоту забоя для прямой лопаты, а оставшийся грунт снимает бульдозер попереч-
Рисунок 9.11. Схема устройства полки- а — экскаватором; 1 — первый проход экскаватора, 2 — второй проход экскаватора; б—экскаватором и бульдозером; 1 — часть полки, отрабатываемой экскаватором; 2 — часть полки, отрабатываемой бульдозером
ними ходами.
При разработке полки одним экскаватором необходима планировка подошвы полки бульдозером, так как после экскавации поверхность получается неровной, с большими не разрыхленными глыбами (в скальных грунтах). По такой поверхности не могут проходить даже тракторы, не говоря уже об экскаваторах.
На поперечных и продольных уклонах разработка полки имеет некоторые особенности.
На участках с продольными (не превышающими апр) и
370
Технология сооружения газонефтепроводов
поперечными (до 25—30°) уклонами отработку полки можно осуществлять с помощью бульдозеров продольными ходами без закрепления. Если продольный уклон не превышает 8°, а поперечный — 25—30°, то бульдозер может работать и поперечными ходами. Однако в этом случае резко возрастает изнашиваемость ходовой части. Следует отметить, что вообще при работе на скальных грунтах ходовая часть (особенно гусеницы) тракторов, бульдозеров изнашиваются очень быстро. Гусеницы рвутся, края башмаков их стираются и ломаются.
На продольных (больше предельных, но не превышающих 30°) и поперечных (до 15°) уклонах полки можно разрабатывать бульдозерами продольными ходами послойно без закрепления.
Если поперечные уклоны больше 15—16°, а продольные больше апр, то разработка полок бульдозерами становится крайне сложной. В таких условиях полки разрабатывают экскаватором, который закрепляют одним или двумя тракторами (или бульдозером).
Земляные работы по разработке траншей следует вести с опережением вывозки труб на трассу. Землеройные машины при разработке траншей должны перемещаться по тщательно спланированной полке; при этом одноковшовые экскаваторы, оборудованные обратной лопатой, могут перемещаться так же, как и при сооружении траншей в скальных грунтах на равнинной местности, по настилу из металлических или деревянных щитов.
Отвал грунта из траншеи необходимо размещать у бровки откоса лувыемками с правой стороны полки по ходу разработки траншеи. Если отвал грунта располагается в зоне поезда, то грунт планируют по полке и утрамбовывают бульдозерами.
9.2.2. Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы
При разработке схемы доставки труб на труднодоступные горные участки предусматривают промежуточную перевалку труб с автотрубовозов на высокопроходимый гусеничный транспорт.
На объектах большой протяженности и при наличии отдельных особо сложных участков может предусматриваться организация специальной горно-спасательной службы; ее численный состав и оснащение необходимым оборудованием должен определяться при разработке проекта с учетом специфики конкретного объекта. Необходимость создания такой службы устанавливается на стадии формирования задания на проектирование.
371
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
При разработке транспортной схемы для горных участков трассы и при ее реализации в процессе строительства предусматривают установку по маршруту следования трубовозов специальных информационных щитов и дорожных знаков, в частности ограничивающих скорость, указывающих места разъездов, предупреждающих об опасных поворотах, уклонах и сужениях дороги.
До наступления неблагоприятного по метеоусловиям строительства вдоль маршрута следования трубовозов предусматривается развертывание дополнительной системы радиосвязи.
Строительство в горных условиях ведется преимущественно из одиночных труб длиной 12 или 18 м с заводским противокоррозионным покрытием; это обусловлено трудностью доставки на трассу длинномерных секций.
Трубы и гнутые отводы в зависимости от профиля дороги могут транспортироваться автомобильными или тракторными трубовозами, коники которых должны быть оборудованы устройствами для перевозки труб с
противокоррозионным покрытием.
Рисунок 9.12. Основные размеры полосы криволинейного движения транспортных средств при проезде прямоугольных поворотов: а — габаритная полоса движения плетевоза на повороте; 1— траектория движения тягача; 2 — траектория движения прицепа; Ввх Ввых — ширина соответственно входного и выходного проезда; б — номограмма для определения ширины полотна дороги на прямоугольном повороте
На участках с уклонами ап до 15° работы выполняются трубовозами на колесном ходу," при этом важно в зависимости от рельефа определить вертикальную и горизонтальную вписываемость, без касания трубы о грунт и возможности поворота (рис. 9.12,9.13).
На участках с уклонами ап>15° применяются машины на гусеничном ходу.
На участках трассы с крутизной склона осп>20° трубы и секции, как правило, транспортируют по объездным или специаль
372
Технология сооружения газонефтепроводов
но сооруженным подъездным дорогам; на особо труднодоступных участках трассы и пересеченной местности необходимо предусматривать дежурные трактора-тягачи или тракторные самоходные лебедки.
На участках с сильно пересеченной местностью трубы транспортируются с перевалкой. Для этого организуется промежуточная площадка для перегрузки труб с автотрубовоза на тракторный трубовоз (площадка перевалки).
На крутых уклонах транспортировка труб может осуществляться двумя или тремя соединенными друг с другом тракторами. При этом вместо колесных прицепов могут быть использованы салазки (в особенности на спусках).
На продольных уклонах свыше 35°
Рисунок 9.13. Зависимость допускаемой величины свеса от профиля дороги: hn — погрузочная высота; hn=l,3; 1,5; 1,9; 2,1 м соответственно кривым ЗИЛ-157-MA3-537
трубы укладывают на салазки и транспортируют лебедками.
При больших длинах уклонов для доставки труб сверху-вниз или снизу-вверх могут быть использованы канатные подъемники с подвеской труб на несущем канате.
На участке, где весьма затрудняется футеровка труб на берме траншеи или в траншее, трубы могут доставляться в зафутерованном виде.
При погрузке труб на трубовозы и особенно их разгрузке на горных участках трассы с повышенной требовательностью относятся к мерам, на
правленным на исключение самопроизвольного скатывания транспортного средства (тягача и прицепа-роспуска) под уклон; для обеспечения надежной фиксации колесной техники на уклоне пользуются стопорными башмаками или специальными инвентарными упорами.
9.2.3. Разработка траншей
Разработку траншей на участках трассы с продольными уклонами до 15°, если нет поперечных косогоров, следует выполнять одноковшовым экскаватором без специальных мероприятий. При работе на продольных уклонах от 15 до 36° должна быть осуществлена предварительная анке
373
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
ровка экскаватора. Число анкеров и метод их закрепления следует определять расчетом в соответствии с проектом производства работ
На продольных уклонах до 22° разработка грунта одноковшовым экскаватором допускается в направлении как снизу-вверх, так и сверху-вниз по склону.
На участках с уклоном более 22° допускается вести работы при прямой лопате только в направлении сверху-вниз по склону ковшом вперед по ходу работ, а при обратной лопате-только сверху-вниз по склону ковшом назад по ходу работ (рис. 9.14).
Разработку траншей на продольных уклонах до 36° в грунтах, не требующих рыхления, следует производить одноковшовым или роторным экскаваторами; в предварительно разрыхленных грунтах одноковшовыми экскаваторами.
Работа роторных экскаваторов разрешается на продольных уклонах до 36° при движении их сверху-вниз. При уклонах от 36 до 45° применяется анкеровка экскаваторов.
Рисунок 9 14 Разработка грунта одноковшовым экскаватором сверху-вниз с якорением
374
Технология сооружения газонефтепроводов
Экскаватор к каждому анкеру крепится отдельным тросом. Диаметр троса подбирается по расчетному усилию, равному весу экскаватора. Например, для экскаватора весом 30 т диаметр троса принимается 26—30 мм. Анкерные тросы прикрепляют к тумбе (раме) экскаватора или к балкам его ходовой части в специально предусмотренных для этих целей местах.
При перемещении якорей экскаватор анкерят ковшом и начинают разработку траншеи после постановки якоря-
Рисунок 915. Разработка траншеи лотковым способом: 1 — работающий бульдозер Д-27, 2 — анкерный трос; 3 — якорящий бульдозер или трактор, I, II, III—последовательно разрабатываемые слои грунта
щих тракторов на тормоза.
При использовании бульдозера в качестве подвижного анкера его устанавливают отвалом в сторону уклона и для увеличения стопорящей способности отвал бульдозера внедряют в грунт.
Работу одноковшовых экскаваторов при продольном уклоне свыше 22° и роторных экскаваторов при уклоне свыше 45° следует выполнять специальными приемами согласно проекту производства работ.
Работа бульдозера разрешается на продольных уклонах до 36°.
Засыпку трубопровода скальным грунтом в случае, если грунт распланирован по полке, необходимо производить бульдозером или роторным тран-шеезасыпателем, оставшийся грунт разравнивать по полосе строительства.
В том случае, если грунт находится у бровки со стороны откоса полу
выемки, то допускается использование одноковшового экскаватора.
Засыпку трубопровода на продольных склонах необходимо производить с помощью бульдозера, который перемещается вдоль или под углом к траншее, а также можно осуществлять сверху вниз по склону траншееза-сыпателем с обязательным его якорением на уклонах свыше 15°.
Для предотвращения смывания грунта при засыпке трубопровода на крутых продольных склонах (свыше 15°) необходимо устраивать перемычки.
375
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 9.16. Разработка траншеи скреперной установкой: 1 — лебедка скреперная; 2 — тяговый трос; 3 — ковш; 4 — вспомогательный канат; 5 — поворотный блок; 6 — отвал грунта
При продольных уклонах ап>36° на практике получил широкое распространение лотковый способ устройства траншей бульдозером (рис. 9.15), при этом ширина траншеи по дну равна ширине ножа бульдозера. Слой грунта — 0,4—0,6 м на всю длину.
Разработка траншеи ведется сверху-вниз. Для подъема работающего бульдозера вверх используется буксирный трактор, размещаемый на верхней площадке. Буксирный трактор находится в постоянной сцепке с работающим бульдозером и перемещается синхронно с ним.
Разработанный грунт у по
дошвы уклона дополнительным бульдозером перемещается в отвал.
При ап>36°, если уклон длиной 100 м и более, целесообразно устрой
ство траншей выполнять канатными скреперными лебедками, например серии ЛС (рис. 9.16), широко использующимися при разработке подводных траншей, лебедочный блок-диаметром 0,4—0,6 м, тяговый канат — 24—26 мм, вспомогательные — диаметром 16—18 мм.
Рисунок 9.17. Схема расположения скважин на крутых склонах
В скальных грунтах перед разработкой траншеи одноковшовыми экскаваторами необходимо предварительно рыхлить грунт взрывным способом. Рыхление осуществляется группой небольших зарядов, помещенных в шпуры — цилиндрические полости диаметром до 85 мм и длиной до 5 м. В качестве взрывчатых веществ (ВВ) применяют
ся зерногранулиты, игданиты, гранулиты, аммониты.
Технология сооружения газонефтепроводов
Расстояние между шпурами в ряду а обычно составляет (0,5—l,0)«hT. При ширине траншеи по дну до В < 2 м заряды располагаются в один ряд, при большей ширине — в два ряда.
В процессе устройства полок часто производят взрывы на выброс, получая профиль полки, близкий к проектному. Заряды размещают в один, два или три ряда в зависимости от крутизны косогора и ширины полки. Для размещения зарядов используют как шпуры, так и скважины цилиндрические полости диаметром 85—200 мм и длиной до 20 м. Расстояние между рядами назначается таким образом, чтобы воронки взрывов смежных рядов перекрывали друг друга.
На крутых склонах от 45 до 60° все скважины бурят веером с одной стоянки буровой машины, для прохода которой вначале устраивают тропу шириной Z>T=4,5 м, используя шпуровые заряды (рис. 9.17).
В табл. 9.5 приведены данные буровзрывных работ при устройстве полок на косогорных участках с углами ак, равными 45 и 60°. Диаметр скважины принят 105 мм, расстояние между скважинами в ряду 3—4 м.
На продольных уклонах до 35° и поперечных уклонах до 8° бурение шпуров под ВВ производится буровыми станками с якорением.
При более крутых уклонах шпуры бурят перфомолотками, работающими от компрессоров.
Шпуры бурят вертикально, горизонтально и наклонно в зависимости от крутизны уклона. На уклонах до 45° рациональнее применять вертикальные шпуры, на уклонах свыше 45°-горизонтальные.
Разработка полки производится бульдозерами, одноковшовыми экскаваторами или в сочетании бульдозера с экскаватором, с предваритель-
Таблнца 9.5.
Параметры буровзрывных работ
Параметр ак=45°: Нп= 15 м; Н = 6,4 м ак=60; Н п= 30м;Н=11м
Ряды зарядов
Угол наклона
скважины, градус 72 90 72 80 90 80
Длина скважины, м 9,5 7 7,5 12,8 11,4 12.4
Длина перебура, м 2,8 0,6 0,66 1,7 0,9 1,3
Длина заряда, м 4,85 5,0 6,1 6,5 8,2 9,5
Величина заряда, кг 38 39 48 51 64 74
377
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
ным рыхлением грунтов взрывом. Рыхление крупных валунов, кусков породы и перемычек в скальных грунтах на дне траншеи производится накладными зарядами.
Мягкий и мелкофракционный грунты при разработке полки и траншеи рекомендуется укладывать отдельно с тем, чтобы их использовать впоследствии для устройства постели траншеи и присыпки уложенного трубопровода.
Разработка полки выполняется в такой последовательности:
• снятие гумусного и рыхлого слоев почвы;
• рыхление грунта буровзрывными или механическими способами;
• разработка разрыхленного грунта;
• повторное рыхление грунтов (при необходимости)
• разработка разрыхленного грунта;
• формирование полки (планировка подошвы и откосов, уплотнение насыпной части полки)
Разработка траншеи в скальных породах выполняется в последовательности:
• очистка полосы от поверхностных крупных валунов;
• снятие плодородного и рыхлого слоев земли (если они имеются);
• рыхление коренного скального грунта;
• планировка разрыхленного грунта для проезда экскаватора;
• разработка траншеи в разрыхленном грунте;
• рыхление оставшихся крупных кусков породы и перемычек.
Для каждого объекта буровзрывных работ разрабатывается индивидуальный проект взрыва, состоящий из рабочих чертежей и ППР. Рабочие чертежи буровзрывных работ разрабатывает проектная организация, а ППР буровзрывных работ разрабатывает специализированная проектная организация, ведущая буровзрывные работы, или по ее заказу специализированная проектная организация.
Организации, разрабатывающие ППР буровзрывных работ, должны иметь лицензии Ростехнадзора России.
При взрывании грунтов на рыхление для последующей разработки одноковшовым экскаватором предельные размеры кусков в основной массе взорванной породы должны составлять 50—60% от вместимости ковша экскаватора.
Для разработки взорванной породы бульдозерами основная масса ее должна быть раздроблена на куски размером, не превышающим половины высоты отвала бульдозера.
378
Технология сооружения газонефтепроводов
Если разрыхленный грунт используется для обваловки наземного трубопровода, то размеры кусков не должны превышать 30 см.
Мерзлые глинистые грунты, предназначенные для возведения насыпей временных дорог и обвалования трубопровода, должны быть раздроблены на куски размером не более 20 см.
В скальных грунтах на уклонах с большой крутизной во избежание вымывания грунта подсыпки и присыпки, которое может привести к повреждению его изоляции, следует устраивать перемычки в траншее с шагом 3—5 м из пенополимерных материалов, мешков с песком, глины.
В скальных грунтах при укладке трубопровода в траншею с бермы допускается поверхность трубопровода покрывать защитной противоударной оберткой из синтетического материала.
В рабочих чертежах буровзрывных работ указываются безопасные расстояния по разлету взорванной породы, сейсмическому действию взрыва, действию воздушной волны и ядовитых газов, а также по детонации. Эти параметры рассчитываются по методикам, изложенным в «Единых правилах безопасности при взрывных работа».
В необходимых случаях для предотвращения повреждений близлежащих строений, сооружений, коммуникаций и других объектов устраиваются вокруг них укрытия, щиты, ограждения и т. п.
На каждом прорабском участке ведется журнал взрывных работ с указанием: пикетажа трассы, даты и времени суток взрыва, числа взорванных скважин (шпуров), количества ВВ, дальности разлета отдельных кусков породы, оценки результатов взрыва (качество дробления, процент негабаритов), отказов взрыва, характера и причины повреждения ближайших сооружений.
Данные журнала используются для корректировки параметров взрывных работ.
Персонал, занятый на буровзрывных работах, должен пройти обучение, иметь соответствующее удостоверение и допуск работам на конкретном объекте.
9.2.4. Сварочно-монтажные и укладочные работы
При производстве работ на продольных уклонах с крутизной свыше 15°, а также на косогорах с крутизной свыше 3° должны приниматься меры, исключающие самопроизвольные смещения труб, секций и трубных плетей.
379
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Штабель труб должен располагаться на горизонтальных участках; допускается укладка труб на площадках, имеющих уклон не более 3°, при этом трубы в нижнем ряду должны быть скреплены между собой.
При производстве работ в горной местности соблюдают минимально возможные разрывы во времени между сваркой нитки трубопровода и ее укладкой в траншею. Невыполнение этого условия может привести к тому, что возникнут дополнительные трудности, связанные с обеспечением вписываемое™ трубопровода в габариты траншеи (увеличится количество захлесточных стыков, потребуется уширение траншеи, усложнится технология укладочных работ).
К любому месту на трассе во время производства работ должен быть обеспечен подъезд с двух сторон, что обусловлено необходимостью иметь возможность беспрепятственной эвакуации людей и техники в случае возникновения угрожающей ситуации.
Сварку труб в плети осуществляют с использованием инвентарных монтажных опор, при этом часть из них должна быть специальной конст-рукции-«анкерные», исключающие самопроизвольное сползание трубопровода на поверхность строительной полосы или в траншею.
«Анкерные» монтажные опоры применяют на горизонтальных поворотах трассы и возле технологических разрывов в нитке трубопровода.
На участках, где косогорность рельефа местности не превышает 8° (т.е. где устройство полки не предусмотрено), монтажные и укладочные работы выполняют, используя обычные технологии. При этом предусматривается проведение ряда дополнительных мероприятий по обеспечению устойчивости на полосе строительства труб (секций) и сваренных плетей, а также мер, направленных на предупреждение поперечного скольжения строительной техники.
Отдельные трубы (секции) и плети надежно фиксируют на лежках или монтажных опорах с помощью клиньев.
Гусеничные машины, используемые при монтаже укладке трубопровода, снабжают грунтозацепами.
На участках, где полка имеет ограниченную ширину, применяют метод протаскивания плети, выбирая для ее заготовки (на полную длину или с учетом последовательного наращивания) прилегающие участки трассы с более благоприятными условиями.
При наличии участков со сложной конфигурацией оси трубопровода монтаж плетей ведут над осью разработанной траншеи, используя поперечные лежки.
380
Технология сооружения газонефтепроводов
На уклонах более 18°, когда невозможно использовать полунасыпь, полки для проезда техники, сварку труб (секций) в плеть производят на соседних косогорах на удобных участках с последующей доставкой плети к месту укладки.
Вывозка труб (секций) на полки до разработки траншеи не допускается.
Во всех случаях для сборки кольцевых стыков применяется внутренний центратор, который перемещается лебедкой, установленной на анкерной площадке. Для «насадки» очередной трубы на штангу тяговый трос отцепляется от штанги. Для удержания центратора от смещения вниз перед отсоединением тягового троса, он стопорится о торец трубы поперечным засовом (стопором). Стопорный засов упирается в кромки трубы, защищенной защитным металлическим кольцом.
После пристыковки трубы и центровки ее с помощью внутреннего центратора производят сварку корневого и двух заполняющих слоев шва, затем центратор передвигается к зоне следующего стыка, а стык доваривают и контролируют.
После монтажа трубопровода производят работы по изоляции стыков, укладке его на подготовленное дно траншеи.
Строительно-монтажные работы на участках с продольным уклоном свыше 20° производятся в следующем порядке:
• обустраивают монтажную площадку;
• завозят зафутерованные трубы, строительные материалы и оборудование;
• отрывают траншею;
• устанавливают в рабочее положение строительные машины и оборудование;
• производят сварочно-монтажные работы в траншее методом наращивания.
Некоторые схемы строительно-монтажных работ на продольных склонах приведены на рис. 9.18—9.20.
В зависимости от крутизны склонов (уклонов) применяют различные схемы производства сварочно-монтажных работ:
• сварку плети на берме траншеи из одиночных труб или секций и укладку ее в траншею;
• сварку плети в траншее из одиночных труб или трубных секций;
• сварку на верхних площадках одиночных труб или секций с протаскиванием плети по мере наращивания по траншее сверху-вниз;
381
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 918. Схема наращивания трубопровода снизу вверх с доставкой труб на уклон трубоукладчиком. 1— трубопровод; 2 — стыкуемая секция, 3 — якорящий трос, Т — трубоукладчик, Тр —трактор
Рисунок 9.19. Схема наращивания трубопровода с доставкой труб на уклон лебедкой: 1 — доставляемая секция, 2 — трос; 3 — лебедка
Рисунок 920 Схема наращивания трубопровода сверху вниз
• сварку на нижних площадках одиночных труб или секций с протаскиванием плети по мере наращивания по траншее снизу-вверх.
Сварка плети на берме траншеи из одиночных труб или секций и ее укладка в траншею колонной трубоукладчиков применяется на продольных уклонах до 15°. При этом техника работает без анкеровки.
С целью обеспечения удобства работ, улучшения процесса сборки стыка работы ведут снизу-вверх (на уклонах 5—15°). Труба или секция подается на стреле трубоукладчика сверху-вниз. Сварка плети в траншее из одиночных труб или трубных секций производится на уклонах от 15 до 20°, при этом работы ведутся снизу вверх с подачей труб (секций) сверху-вниз на стреле трубоукладчика и техника анкерится.
Учитывая, что на больших уклонах (свыше 15°) сборка и сварка кольцевых стыков в траншее весьма трудоемкие и опасные операции, сварку плетей на таких уклонах ведут из 2-х трубных секций. Их сварка организуется на вершине уклона, на площадке с малым уклоном с применением инвентарных подкладок и внутреннего центратора. К месту монтажа секция подается одним трубоукладчиком.
Труба (секция) при перемещении на стреле трубоукладчика стопорится анкерной лебедкой от раскачива
382
Технология сооружения газонефтепроводов
ния на продольном уклоне. В свою очередь, трубоукладчик также страхуется анкерной лебедкой.
Сборка и сварка стыка в траншее ведется с помощью двух трубоукладчиков. Трубоукладчики находятся в гибкой сцепке (при необходимости можно удлинять или укорачивать) и страхуются анкерным трубоукладчиком или трактором с лебедкой.
Для удержания анкерного трубоукладчика (трактора) в свою очередь, используется якорящий бульдозер.
Строительство в горных условиях ведется из труб с заводским проти
вокоррозионным покрытием, что позволяет исключить выполнение опас
ной операции на уклонах — трассовой изоляции.
Укладку трубопровода, смонтированного из предварительно заизолированных труб (в заводских или базовых условиях), допускается производить колонной трубоукладчиков на уклонах до 20°.
На продольных кулонах до 10° работы выполняются без соединения трубоукладчиков друг с другом. На уклонах 10—15° для страховки трубоукладчики последовательно или попарно соединяются друг с другом стальными канатами.
Если движение колонны трубоукладчиков происходит по сильно увлажненным глинистым грунтам, то страховочное их соединение между собой необходимо на уклонах 8—15°.
На уклонах 10—20° при движении колонны вверх первый трубоукладчик страхуется бульдозером, который перемещается вверх задним ходом с опущенным до земли отвалом. При движении колонны вниз последний трубоукладчик страхуется бульдозером, который перемещается вперед с опущенным до земли отвалом.
На уклонах свыше 30° количество трубоукладчиков в колонне должно быть на единицу больше (рис. 9.21).
Рисунок 9.21 Укладка трубопровода снизу-вверх
383
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Монтаж трубопровода с протаскиванием сверху—вниз производится на крутых уклонах и исключает работу техники на уклоне. Сборка и сварка кольцевых стыков производятся на гребне клона, а протаскивание плети в траншее — по мере ее наращивания. Труба или секция доставляется к площадке сварки объездными дорогами.
После сварки стыка производится контроль качества, изоляция стыка и футеровка и затем протаскивание. Все операции выполняются последовательно на одной и той же позиции, что снижает темп работ. Поэтому сварку плети, по возможности, производят из длинномерных, предварительно зафутерованных секций.
В процессе производства сварочных и изоляционных работ плеть непрерывно анкеруется верхней лебедкой; протаскивание плети по траншее осуществляется нижней лебедкой.
Сборка стыков ведется внутренним центратором, который удерживается анкером. На время подачи трубной секции на стыковку с плетью анкерный трос отцепляется от центратора, и он удерживается стопором.
Для удержания трубной плети от самопроизвольного сползания по склону во время ее наращивания (при использовании метода протаскивания) применяют специальные разъемные хомуты, устанавливаемые в зоне сваренных кольцевых стыков (для предотвращения порчи изоляционного покрытия).
Монтажные работы на продольном склоне, если они выполняются непосредственно на дне траншеи, должны производиться с использованием приямков (уширенной траншеи), их размеры должны обеспечивать нормальные условия для работы сварщиков и их безопасность в случае поперечного смещения плети.
В качестве монтажных опор в этом случае могут быть использованы кладки из деревянных брусьев, гибкие пневматические опоры («домкраты»), мешки с песком или другие легко монтируемые конструкции, отвечающие требованиям безопасности.
На участках, где предусмотрено использовать протаскивание плетей по грунту, применяют дополнительную монтажную футеровку труб из деревянных реек.
9.3. Строительство трубопроводов в условиях пустынь и полупустынь
Специфика сооружения магистральных трубопроводов в пустыне заключается, прежде всего, в том, что трасса проходит по безлюдным, без-
384
Технология сооружения газонефтепроводов
водным и бездорожным районам с сыпучими песчаными грунтами или по скалистым грунтам, покрытым толстым слоем пыли. Строительство же в районах хорошо освоенных поливных земель связано с другими трудностями. Поливные земли обычно пересечены густой сетью оросительных каналов, канав и арыков, что вызывает необходимость сооружать большое количество переходов. Кроме того, через каналы и арыки должны устраиваться проезды и мосты [4; 5].
В связи с необычными климатическими условиями пустынь (летом температура достигает 45—50°С в тени при относительной влажности воздуха 6—10 %, а зимой — до 35°С, почти непрерывные горячие сухие ветры и песчаные бураны) одной из важнейших задач трубопроводного строительства является организация труда и быта работающих, что связано с выполнением следующего комплекса мероприятий:
1. При расстановке жилых вагонов-домиков учитывают преимущественное направление ветров и особенно пыльных буранов.
2. Для уменьшения прогрева вагонов над ними оборудуют брезентовотканевые тенты. В вагонах-домиках у всех спальных мест устанавливают вентиляторы.
3. Вагоны окрашивают в светлые тона.
4. Городки окапывают кольцевой траншеей для защиты от проникновения на их территорию ядовитых насекомых и змей. Для защиты от насекомых применяют марлевые пологи. На случай укусов ядовитых змей в здравпунктах должны быть сыворотки.
5. Одно из наиболее важных мероприятий — обеспечение городков доброкачественной водой для приготовления пищи и питья. За ее качеством необходим постоянный контроль медицинских работников линейных здравпунктов и врачей местных санитарно-эпидемиологических станций. Перед употреблением воду необходимо отстаивать, хлорировать и обязательно кипятить.
Трудности в строительный период возникают в обеспечении водой машин. Приходится организовывать непрерывную доставку ее для повседневных нужд и для создания аварийного запаса на случай, если сообщение между колонной и базой окажется временно прерванным (например, при сильных песчаных бурях).
При строительстве трубопроводов в песках весьма сложными из-за пыльных буранов оказываются организация доставки на трассу материалов (битум, трубы), защита машин и механизмов, а также нанесение изоляционного покрытия. Проникающая во все узлы машин мельчайшая
385
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
пыль вызывает ускоренный их износ. В связи с этим первостепенное значение приобретает защита машин от пыли и песка.
Линейные работы в условиях пустыни выполняют расчленно-спе-циализированным методом с соблюдением одного важного условия: все операции, начиная от подготовки трассы и кончая засыпкой уложенного трубопровода, выполняются на протяжении не более 2—5 км в зависимости от погоды и состояния песков. Это требование диктуется в основном тем, что часто дующие в пустыне ветры перемещают большие массы песка, как по воздуху, так и по поверхности земли, засыпая все искусственные нарушения микрорельефа местности, восстанавливая естественное равновесное состояние поверхности пус
тыни.
Технологическая схема' выполнения комплекса работ показана на рис. 9.22.
Земляные работы при подземной схеме прокладки включают планировку бархан (срезку их в полосе до 25 м), разработку траншей и засыпку уложенных в них труб.
В барханных и грядовых песках по всей ширине строительной полосы необходимо выполнять планировку с целью удаления подверженных выдуванию частей барханов до уровня межгрядовых понижений, а также для обеспечения беспрепятственного прохода строительных колонн и транс
портных средств.
Барханы пустынно-песчаной местности образуют волнистую поверхность грядового характера в виде отдельных беспорядочно расположенных холмов высотой до 12 м и в ряде случае встречаются образования высотой до 20 м.
Барханы, возникающие в пустынях в результате движения песчаных
масс, подразделяются на грядовые, грядо-ячеистые
180-220 м mm 500 м 500-1000 м
До 5 км
и ячеистые.
Грядовые барханы имеют вытянутую форму и расположены параллельными рядами. Высота грядовых бар-
Рисунок 9.22. Технологическая схема выполнения комплекса работ в условиях пустыни:
I—профилировка; II—рытья траншеи; III— монтаж и сварка; IV—укладка
ханов составляет обычно от 2 до 12 м, ширина от 15 до 150 м. Они имеют
386
Технология сооружения газонефтепроводов
пологие откосы с наветренной стороны и крутые, обрывистые с подветренной.
Грядо-ячеистые и ячеистые песчаные образования представляют собой беспорядочно расположенные барханы с наличием ячеек в межбарханных впадинах.
По характеру пересечение барханных участков трассой трубопровода, а также по типу барханов участки местности можно классифицировать на:
• участки грядовых барханов, пересекаемые трассой перпендикулярно направлению гряд, под углом к ним или вдоль их по склонам;
• участки грядо-ячеистых и крупноячеистых образований;
• участки со смешанным расположением барханов и мелких песчаных образований, которые могут пересекаться трассой трубопровода в любом направлении.
В зависимости от типа барханных образований срезку проводят по одному из трех методов:
• по средней линии — в ячеистых закрепленных песках, как правило, не подвергающихся глубокому выдуванию;
• по линии естественного изгиба трубопровода — для закрепленных
грядо-ячеистых и грядовых барханов;
• по отметкам надгрядовых (межбарханных) понижений — для подвижных барханов, подверженных выдуванию и перемещению.
Последний метод в наибольшей степени гарантирует надежность эксплуатации трубопровода и потому является наиболее распространенным.
Глубина срезки барханов и метод срезки устанавливаются проектом.
Началу работ по срезке барханов должна предшествовать тщательная разработка фронта работ. Нивелирной съемкой определяются границы разработка грунта, глубина срезки и ширина срезаемой полосы. Результаты съемки закрепляются на местности вешками, устанавливаемыми на характерных точках рельефа, с указанием на них параметров выемки.
Срезка барханов с планировкой образуемой строительной полосы осуществляется группой мощных высокопроизводительных бульдозеров, количество которых меняется в зависимости от величины барханов и, следовательно, объемов работ.
Удаляемую часть барханов складывают в межгрядовых понижениях вне строительной полосы. Объем планировки устанавливается проектом.
387
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
Направление перемещения грунта и рабочего хода бульдозеров на каждом бархане определяется по месту в зависимости от характера бархана, его конфигурации и положения относительно оси трассы трубопровода.
• На участках грядовых барханов, расположенных перпендикулярно оси трассы, срезка выполняется продольными проходами бульдозеров с послойной разработкой грунта. Вершину бархана, как показала практика, на глубину до 1,0—1,5 м целесообразно разработать поперечными проходами с перемещением грунта вверх по склону срезки. По мере заглубления забоя и тело бархана поперечное перемещение разработанного грунта все более затрудняется из-за необходимости преодоления откоса выемки и должно быть заменено на продольное перемещение (рис. 9.23);
• На участках грядовых барханов, расположенных под углом в оси трассы трубопровода, работы по срезке производятся косопродольными проходами бульдозеров с послойной разработкой грунта от вершины бархана и перемещением его за пределы полосы в насыпь (рис. 9.24);
Рисунок 9.23. Принципиальная схема организации работ по срезке грядовых барханов, расположенных перпендикулярно оси трассы: 1 — направление движения бульдозеров; 2 — места отсыпки срезанного грунта; а — участок готовой срезки; б — основная работа по срезке бархана продольными проходами бульдозеров; в — срезка вершины бархана поперечными проходами
388
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 9.24. Принципиальная схема организации работ по срезке грядовых барханов, расположенных под углом к оси трассы: 1 — направление движения бульдозеров; 2 — места отсыпки срезанного грунта; а — участок готовой срезки; б — основная работа по срезке бархана косопродольными проходами бульдозеров; в — срезка вершины бархана проходами по гребню бархана
• на участках грядовых и грядоячеистых барханов, расположенных параллельно оси трубопровода, работы по срезке выполняются поперечными проходами бульдозера. Срезка барханов производится послойно с разработкой грунта сверху вниз по склону бархана и укладкой грунта в отвал в понижение места (рис. 9.25).
Разравнивание и планировка полосы, образуемой в результате срезки барханов, во всех случаях производится продольными проходами бульдозеров. Ликвидируют гребешки и валики проходами бульдозера задним ходом с опущенным отвалом.
Если продольный профиль трубопровода составляют таким образом, что верх трубы должен быть расположен на 1,5—2 м ниже отметок межгрядовых понижений, то барханы планируют сразу до проектной отметки заложения труб.
Одна из возможных схем производства земляных работ, выполняемых мощными бульдозерами, приведена на рис. 9.26. На первой стадии бульдозеры перемещают грунт в поперечном направлении (рис. 9.26, а), а затем в продольном — с отвалом песка в межгрядовые углубления (9.26, б).
389
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
I
Рисунок 9.25. Принципиальная схема организации работ по срезке грядовых и грядоячеистых барханов, расположенных параллельно оси трассы: 1 — направление движения бульдозеров; 2 — места отсыпки срезанного грунта; а —участок готовой срезки; б — срезка бархана поперечными проходами бульдозеров; в —участок последующей срезки бархана
При этом объем земляных работ увеличивается. Однако оголение трубопровода исключается. Использование мощных бульдозеров позволяет обеспечить необходимый темп линейных работ.
Одновременно с планировкой бархан бульдозерами или экскаваторами отрывают траншею. При рытье одноковшовыми экскаваторами траншею для одной укладочной колонны подготавливают 2—3 экскаватора, работающих одновременно со сменой мест работы по ходу движения (рис. 9.27, а). В песчаных грунтах весьма эффективна разработка траншеи двумя бульдозерами, один из которых работает вдоль траншеи, в другой поперечными ходами перемещает грунт, доставляемый первым бульдозером, в сторону от траншеи.
Схема разработки траншеи бульдозерами показана на рис. 9.28, б. Бульдозер 1 срезает грунт слоями толщиной до 10 см на участке длиной 30—40 м и перемещает срезанный грунт к месту работы бульдозера 2, который транспортирует его в сторону.
Значительный эффект в повышении производительности дает применение открылков, удлинителей и уширителей.
390
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 9.26. Схема разработки грунта бульдозерами: а — перемещение грунта в поперченном направлении; б — перемещение грунта в продольном направлении; 1 — отвал грунта; 2 — барханная гряда; 3 — проектная отметка планировки; 4 — бульдозеры; 5 — ось трассы; 6 — ось барханной оси; 7 — ось межгрядного понижения; 8 — подошва бархана; 9 —дно траншеи.
Рисунок 9.27. Схема разработки траншей: а —экскаватором: 1 —участок 1-го экскаватора; 2 —участок 2-го экскаватора; 3 —участок 3-го экскаватора; б — бульдозером
391
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков. Г.Г. Васильев
Рисунок 9.28. Схема выполнения земляных работ на насыпи: I — устройство насыпи: а — отсыпка насыпи с «головы» при отсутствии проезда; б-отсыпка насыпи при наличии проезда; в — о тсыпка насыпи колесными скреперами; I — слой грунта (0,2—0,5 м), срезаемый бульдозерами; 2 — направление движения бульдозеров; 3 — направление отсыпки; 4 — отвал; П— засыпка; I — низ трубы; 2 — верх насыпи; 3 — верх трубы
Открылки, устанавливаемые по бокам отвала под углом к его плоскости, откатывают с боков призму волочения и не дают возможность ухода грунта. Применение открылок способствует росту производительности на 5—15 %.
Уширители с жестким креплением к отвалу применяют при работе в легких грунтах, где они могут обеспечить повышение производительности на 20—30 %.
При разработке закрепленных песков в ряде случаев целесообразно применять роторные экскаваторы.
В сухих сыпучих песках по избежание заносов траншей их рытье следует производить с заделом не более чем на одну смену.
392
Технология сооружения газонефтепроводов
На поливных землях работы, как правило, производят в периоды полного прекращения поливов, в другие промежутки времени — по согласованию с землепользователем.
До начала работ по сооружению трубопроводов на поливных землях должны быть проведены мероприятия по предохранению строительной полосы от поливных вод, а также по пропуску через нее воды, поступающей из каналов и других сооружений пересекаемой оросительной системы.
При укладке трубопровода на так называемых сорах, т. е. засоленных грунтах насыпи следует возводить в два этапа: сначала отсыпают часть насыпи на высоту до отметки низа трубы с обеспечением сквозного проезда по насыпи, а затем после укладки трубопровода в траншейное положение, досыпают оставшуюся часть насыпи и одновременно с этим засыпают трубопровод (рис. 9.28). Земляные работы можно выполнять бульдозерами и скреперами (самоходными и прицепными).
9.4. Сооружение трубопроводов на участках с высокой сейсмичностью
Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6-ти баллов для надземных и свыше 8-ми баллов для подземных трубопроводов, необходимо производить с учетом сейсмических воздействий [87; 90; 99; 112].
Сейсмостойкость трубопроводов должна обеспечиваться:
• выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс и площадок строительства;
• применением рациональных конструктивных решений и антисейсмических мероприятий;
• дополнительным запасом прочности, принимаемым при расчете прочности и устойчивости трубопроводов.
При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает 9 баллов.
При пересечении трубопроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования трубопровода.
393
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г Г. Васильев
При подземной прокладке трубопровода на таких участках рекомендуется устройство траншей с пологими откосами и засыпка трубопровода крупнозернистым песком, торфом и т.д.
На дне траншеи делают подсыпку из песка толщиной 200 мм.
При прокладке трубопровода в сильно пересеченной местности, а также в заболоченных местах допускается укладка трубопровода в специально возводимые земляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. При пересечении водотоков в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропускные отверстия.
Обсыпку трубопровода следует выполнять измельченным грунтом или песком. В грунте обсыпки не должно бать крупных включений с острыми кромками, которые могут повредить антикоррозионное покрытие провода или его защитную полиэтиленовую оболочку при прокладке с тепловой изоляцией.
После засыпки грунт должен быть утрамбован.
Откосы траншеи для районов с сейсмичностью менее 8 баллов рекомендуется выполнять в соотношении 1:1,25.
При подземной прокладке трубопровода на территории с сейсмичностью более 8 баллов и тектоническими разломами основными параметрами требования к геометрическим размерами траншеи следующие: заглубление трубопровода должно быть минимально допустимым; толщина подсыпки не менее 200 мм; уклон стенок траншеи 1:2; засыпка измельченным, несвязным грунтом выполняется толщиной не менее 200 мм.
На участках пересечения трассой трубопровода активных тектонических разломов необходимо применять надземную прокладку.
Конструкции опор надземных трубопроводов должны обеспечивать возможность перемещения трубопроводов, возникающих во время землетрясения.
Для гашения колебаний надземных трубопроводов следует предусматривать в каждом пролете установку демпферов, которые не препятствовали бы перемещениям трубопровода при изменении температуры трубы и давлении транспортного продукта.
На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы должна быть предусмотрена автоматическая система контроля и отключение аварийных участков трубопровода.
В сейсмически активных районах в процессе строительства должно вестись наблюдение за измерениями свойств грунтов в зоне строительства
394
Технология сооружения газонефтепроводов
трубопровода и сопутствующих объектов. С этой целью на объекте организуются заказчиком особая служба сейсмобезопасности (бригада) или привлекаются по договору специализированные подразделения соответствующего профиля. В задачу такой службы входит:
• организация контрольно-измерительных постов;
• контроль соответствия геологических и гидрогеологических условий по трассе и на площадках данным проектных изысканий;
• анализ этих данных и составление прогноза;
• выработка предложений по изменению проекта;
• выработка предложений для осуществления дополнительных антисейсмических мероприятий в районах с повышенной сейсмической активностью, с целью повышения безопасности строительства, сохранности техники и персонала в случаях землетрясения;
• регулярный осмотр (обход) трассы с целью своевременного выявления опасных ситуаций.
При расчистке трассы от леса деревья рекомендуется спиливать как можно ниже и по возможности пни не корчевать (за исключением зоны разработки полки на косогорах и разработки траншеи на продольных уклонах). На этих участках следует избегать применения взрывных методов для корчевки пней и рыхления грунтов.
Оощая дтна т частха с мероприятиями по уменьшению воздействия разюма
1-1 2-2 УзелА
Рисунок 9.29. Схема прохождения проектируемого трубопровода через активный тектонический разлом: I—I— трапециевидная траншея; II—II— траншея с песчаным экраном
395
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
При установке свай и шунтов, возведении подпорных гравитационных и контрфорсных стенок не допускается применять взрывные и вибрационные методы; грунтовые основания следует послойно и тщательно уплотнять.
В случае обвала и осыпи грунта и камней на полках, дорогах и проездах они должны быть незамедлительно ураны для освобождения проезда и прохода.
При сооружении временных дорог должно выполняться уположивание откосов выемок и насыпей, чтобы их крутизна была не больше 1:1,8 — 1:2 в зависимости от физико-механических характеристик грунтов. При увеличении крутизны откосов необходимо устройство подпорных стенок и парапетов, рассчитанных на восприятие динамических нагрузок. Насыпи дорог должны послойно уплотняться, не допуская обводнения их основания. Для насыпи подбираются крупно-скелетные грунты, пески и гравий крупных фракций.
После землетрясения или подвижек грунтов на оползневых участках, где трубопровод уже проложен, должно быть проведено обследование трассы с целью выявления возможных повреждений. В местах наличия трещин в грунте, провалов или смещений валика трубопровод вскрывают для обследования. При обнаружении повреждений (гофр, вмятин, трещин, разрывов труб и сварных стыков, повреждения изоляции или футеровки) трубопровод ремонтируют или заменяют поврежденный участок. Если стихийные процессы произошли после испытания трубопровода, то он после проведения перечисленных выше восстановительных мероприятий должен повторно подвергнуться испытаниям на прочность и герметичность.
Сваренная плеть на берме траншеи должна быть закреплена от перемещений.
При сооружении надземных трубопроводов должны быть предусмотрены меры, исключающие в процессе монтажа падение монтируемого трубопровода с опор.
При прекращении работ или длительном перерыве (более одних суток) строительная техника должна быть отведена от края траншеи (котлована) на расстояние не менее 5 м.
Складирование труб должно осуществляться на специально подготовленных площадках. Во избежание раскатки труб их следует надежно закрепить. Высота штабеля должна быть не более двух рядов для труб диаметром 1020—1420 мм и трех рядов — для труб меньших диаметров.
Строительство трубопровода через активные тектонические разломы осуществляется с применением мероприятий по уменьшению воздействия
396
Технология сооружения газонефтепроводов
разлома. Общая длина участка с мероприятиями по уменьшению воздействия разлома определяется в соответствии с рабочими чертежами в зависимости от угла пересечения и типов грунтов. Типовой переход трубопровода через активную тектоническую зону отображен на рис. 9.29 и делится на зону, в которой устраивается трапециевидная траншея, и зону, в которой устраивается траншея с песчаным экраном.
Все монтажные работы сварные соединения трубопроводов, прокладываемых в районах с сейсмичностью согласно п. 5.31 [87], должны подвергаться радиографическому контролю вне зависимости от категории трубопровода или его участка.
Не допускается жесткое соединение трубопроводов к стенам зданий, сооружений и оборудованию.
В случае необходимости таких соединений следует предусматривать устройство криволинейных вставок или компенсирующие устройства, размеры и компенсационная способность которых должна устанавливаться расчетом.
Ввод трубопровода в здание (в компрессорные, насосные и т.д.) следует осуществлять через проемы, размеры которого должны превышать диаметр трубопровода не менее чем на 200 м.
9.5. Строительство трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов
Многолетнемерзлые (вечномерзлые) грунты занимают сравнительно большую территорию — 23 % земной поверхности (в России — 47 % — это районы Крайнего Севера, Кавказ, Южный Урал и др.).
Особенностями строительства и эксплуатации трубопроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов, определяющими технологические и конструктивные решения, являются отрицательные температуры окружающей среды (воздух, грунт) и резкое изменение физикомеханических свойств большинства грунтов при их оттаивании [4; 17; 52; 78; 86; 87; 90; 99; 112; 118].
Грунты всех видов называются мерзлыми, если они имеют отрицательную или нулевую температуру и содержат в своем составе лед; эти грунты называются многолетнемерзлыми (вечномерзлыми), если они находятся в мерзлом состоянии в продолжение многих (от трех и более) лет.
В районах распространения многолетнемерзлых грунтов поверхностей (деятельный) слой грунта, подвергающийся сезонному промерзанию и от
397
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
таиванию, называется сезоннопромерзающим — оттаивающий летом и промерзающий зимой, но без слияния с толщей многолетнемерзлого грунта; сезоннооттаивающим — оттаивающий летом и промерзающий зимой до полного слияния с толщей многолетнемерзлого грунта.
В многолетнемерзлых грунтах естественны, например, такие особенности:
• наледь — выход в зимнее время речной или другой воды на поверхность земли;
• солифлюкция — медленное вязкое течение грунта по склону рельефа, вызванное процессом сезонного его промерзания-оттаивания;
• термокарст — провальные формы рельефа, образующиеся вследствие оттаивания подземного льда и льдистых вечномерзлых грунтов;
• пучение — увеличение в объеме слоя влажного грунта в процессе его промерзания, проявляющееся в подъеме поверхностного слоя;
• морозобойные трещины — вертикальные трещины в грунте, образующиеся вследствие его сезонного промерзания или резких и больших температурных колебаний в зимнее время.
Глубина сезонного оттаивания изменяется от 0,2 до 3,5 м (максимально — супесь без растительного покрова), сезонного промерзания — от 0,6 до 5 м.
Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах вечномерзлых грунтов, следует осуществлять в соответствии с требования СНиП 2.02.04—88 [86], при этом выбирая трассу следует избегать участки с подземными льдами, наледями и буграми пучения, проявлений термокарста, косогоров с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами. Первый принцип, при котором вечномерзлые грунты (ВМГ) следует использовать в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего заданного периода эксплуатации трубопровода.
При укладке трубопроводов на косогорах с поперечным уклоном более 8° следует предусматривать срезку или подсыпку грунта и устройство полок. При этом срезку ВМГ допускается предусматривать только на непросадочных или малопросадочных участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ВМГ, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо предусматривать устройство полок только путем подсыпки грунта с проведением специальных мероприятий по повышению устойчивости полок.
398
Технология сооружения газонефтепроводов
Прокладку подземных трубопроводов в районах распространения грунтов II типа просадочности следует осуществлять с учетом требований СНиП 2.02.04—88 [86].
Для грунтов I типа просадочности прокладку трубопроводов необходимо вести, как для непросадочных трубопроводов.
Если невозможно избежать возникновения просадки основания под трубопроводами, при расчете трубопровода на прочность и устойчивость должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.
На участках, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо проводить предварительные инженерные изыскания в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07—87.
Выбор принципа использования ВМГ как оснований следует проводить в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04—88 с учетом мерзлотно-грунтовых условий, способа и конструктивного решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, прогноза локальных и общих изменений инженерно-геокрилогических условий и свойств грунтов основания и мероприятий по охране окружающей среды.
От выбранного принципа использования ВМГ, способа прокладки и конструктивного решения зависят работоспособность и ремонтопригодность трубопроводов в течение всего периода эксплуатации.
При пересечении участков пучинистых грунтов расчет на прочность, устойчивость и деформативность производят с учетом дополнительных воздействий, вызванных морозным пучением грунтов.
В случае прокладки трубопроводов с использованием грунтового основания по II принципу согласно СНиП 2.02.04—88 при расчете трубопроводов на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномерной осадкой основания.
При проектировании трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах все участки трассы подразделяют на «горячие» (t > 0 круглый год), «теплые» (tcp год = 0), «холодные» (t < 0).
При пересечении участков пучинистых грунтов для расчета «холодных» трубопроводов определяют размеры зоны промерзания вокруг трубопровода, параметры пучения в зависимости от положения фронта промерзания и оценку прочности и устойчивости трубопровода вследствие его взаимодействия с грунтом.
399
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
С целью уменьшения воздействия морозного пучения на трубопроводы или на их опоры заменяют грунт, устраивают компенсационные участки, проводят техническую мелиорацию грунтов, прокладку трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применяют противопучинистые устройства для обеспечения устойчивости положения трубопроводов.
Выбор конструктивной схемы прокладки на участках многолетнемерзлых грунтов во многом будет предопределяться просадочностью этих грунтов при оттаивании.
Категории трубопроводов, прокладываемых на ВМГ, принимают в зависимости от категории просадочности ВМГ при оттаивании и способа прикладки трубопроводов в соответствии с табл. 9.6.
Таблица 9.6.
Категории участков трубопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах
Категории просадочности ВМГ Категории участков
нефтепроводов водоводов
подземной надземной подземной надземной
I III III III III
II II III II III
III II III II III
IV I II II II
V — II — II
Категории просадочных однородных грунтов необходимо принимать в зависимости от относительной осадки грунта при оттаивании в соответствии с табл. 9.6. При отсутствии характеристики относительной осадки грунта допускается принимать категорию просадочности грунта в зависимости от величины суммарной влажности грунтов по табл. 9.7.
В табл. 9.8. приведены рекомендованные типы прокладки в зависимости от характеристики многолетнемерзлых грунтов.
При прокладке трубопроводов на косогорах с поперечным уклоном более 8° предусматривают срезку или подсыпку грунта и устройство полок. При этом срезку ВМГ допускается осуществлять только на непросадочных или малопросадочных участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ВМГ, где возможно развитие мерзлотных процессов,
400
Категории просадочных грунтов
Таблица 9.7.
Грунт по просадочности Категория просадоч ных однородных грунтов Относи тельная осадка при отта- Суммарная влажность грунта, дол. ед Наиболее часто встречается Рекомендуемый способ в зоне прокладки
песок мелкозернистый ивании песок пылеватый, супесь супесь, суглинок, глина легкая торф, заторфо-ванный грунт
Непросалочный (без ледяных включений) I 0,00-0,01 Менее 0,18 Менее 0,20 Менее 0,20 — Островного распространения ВМГ Подземная
Мелкопросадочный (малольдистый) II 0,01-ОДО 0,18+ 0,25 0,20+ 0,40 0,20+ 0,40 Менее 2,0 Островного и массивно-островного распространения Наземная с теплоизоляцией
Просадочный (льдистый) III 0,1-0,40** Более 0,25 Более 0,40 0,40+ 1,10 2,0+ 12,0 Прерывистого распространения ВМГ Надземная на опорах
Сильнопросадочный (сильнольдистый) IV 0,4-0,60 — — Более 1,10 Более 12,0 Сплошного распространения ВМГ »
Чрезмернопросадочный (с крупными включениями подземного льда) V Более 0,60** Более 1,10* Более 12,0 Сплошного распространения ВМГ »
Примечания:
* - Влажность грунта крупными ледяными включениями.
** - Для минерального грунта просадочность без нагрузки, для торфа-под нагрузкой 0,04 МПа.
Технология сооружения газонефтепроводов
402
Таблица 9.8.
Типы прокладки трубопроводов в зависимости от характеристики многолетнемерзлых грунтов
Характеристики геокриологических условий (характеристики участков трассы и грунтов) Тип тпрокладки
Подземная без теплоизоляции Подземная с теплоизоляцией Надземная на сваях Надземная на сваях с термостабилизацией Подземная с устройством свайных опор
ММГ хорошо дренированные малопросадочные, не теряющие при оттаивании несущей способности (скала, гравий, горные породы, песчаные, супесчаные, с невысокой льдистостью при отсутствии линз льда), ММГ, подстилаемые с глубины 3-4 м коренными породами, на участках без ММГ (горные склоны, оползневые участки, поймы рек) +
На просадочных, пучинистых, сильнольдистых грунтах, дающих при оттаивании значительные осадки, на пылеватых грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность + +
В местах прохода животных, в местах перехода от подземной прокладки к надземной и наоборот + + +
На нестабильных ММГ, на участках ММГ, температура которых приближается к 0 °C; в поймах рек + +
Талые грунты с островной мерзлотой (в том числе с защитой мерзлоты) Тип прокладки определяется на оснований расчета напряжений при прокладке
+ +
Мерзлота преимущественно сплошного распространения с отдельными таликами +
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Технология сооружения газонефтепроводов
необходимо для устройства полок обязательно проводить подсыпку грунта с проведением специальных мероприятий по повышению устойчивости полок.
С целью уменьшения напряжений в трубопроводе при его непрерывных осадках обязательно предусматривают специальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замену грунта, укладку трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксации положения трубопровода, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладку по типу «труба в трубе» и др.
9.5.1. Организация производства работ
Линейные трассовые работы при сооружении трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах производится в зимнее время с использованием мерзлых грунтов в качестве оснований. Работы на трассе начинаются после промерзания деятельного слоя на глубину не менее 0,6 м во избежании повреждения мохорастительного покрова.
После промерзания деятельного слоя многолетнемерзлых грунтов выполняются следующие трассовые работы:
• расчистка и планировка строительной полосы;
• сооружение временных дорог и технологических проездов;
• развозка вдоль трассы трубных секций, блоков, свай, других конструкций и материалов, предназначенных для монтажа линейной части;
• бурение скважин;
• установка и монтаж свайных опор, включая выполнение противо-пучинных и противопросадочных мероприятий;
• разработка траншей и засыпка трубопровода;
• монтаж линейной части трубопровода, включая изоляционные и теплоизоляционные работы;
• укладка и закрепление трубопровода в проектном положении;
• монтаж крановых узлов;
• устройство систем ЭХЗ и линий связи;
• очистка полости и испытание трубопровода на прочность и герме-
тичность;
• осушка полости трубопровода;
403
Ф.М. Мустафин, Л И. Быков, Г.Г. Васильев
• техническая и биологическая рекультивация земель в пределах строительной полосы;
• окончательное формирование валика над трубопроводом земель в пределах строительной полосы.
В летний период, при потере несущей способности деятельного слоя земли:
• разрешается выполнять работы на отсыпных площадках;
• допускается выполнение работ вне отсыпных площадок только с применением специальных технологий и технических средств, обеспечивающих минимальное давление на грунт и сохранность мохорастительного покрова.
В летний период в базовых условиях и на отсыпанных площадках выполняются следующие внетрассовые работы:
• формирование запасов материально-технических ресурсов;
• заготовка и осушка грунта в карьерах;
• сварка и противокоррозионная изоляция трубных секций;
• изготовление скользящих и неподвижных опор для надземных трубопроводов, фасонных частей, конструктивных элементов для теплоизоляции стыков и монтажа компенсаторов;
• подготовка торцов труб под сварку и их консервация;
• изготовление кривых вставок и их изоляция;
• теплоизоляция труб и деталей;
• укрупнительная сборка, изоляция и испытание крановых узлов, трубных блоков;
• ремонт и подготовка строительной техники и автотранспорта к эксплуатации.
Жилые городки, склады материалов, трубозаготовительные базы, места стоянки и ремонта техники на затопляемых территориях располагаются либо за пределами зоны возможного заведения, либо на отсыпанных незатопляемых площадках.
Строительство трубопроводов осуществляется с использованием строительных и транспортных машин, технической оснастки в северном исполнении с применением специальных сортов горюче-смазочных материалов, гидротормозных, охлаждающих и других эксплуатационных жидкостей. Организованные стоянки строительных и транспортных машин оборудуются средствами группового обогрева.
404
Технология сооружения газонефтепроводов
Организационно-технологические схемы производства работ стараются строить на принципах индустриализации строительства с целью оптимизации работ, выполняемых на открытом воздухе.
Индустриализация строительства реализуется за счет применения типовых конструктивных элементов трубопроводов повышенной технологической готовности, в т. ч. изолированных в заводских или базовых условиях труб, а также укрупненных узлов, блоков, модулей заводского или базового изготовления (крановых узлов, камер пуска-приема очистных устройств, трубных блоков и секций различного назначения, неподвижных и скользящих опор надземных трубопроводов, облегченных строительных конструкций и т. п.).
Объемы поставок труб сварочных, изоляционных и иных материалов, конструкций для закрепления трубопроводов и других изделий, равномерно потребляемых при сооружении трубопровода при возможности круглогодичной их доставки по железной дороге определяются исходя из формирования текущих и страховых запасов, размеры которых должны исключить простой строительных подразделений.
Оптимальные размеры сезонных, текущих и страховых запасов определяются производительностью линейных подразделений, продолжительностью предполагаемых перебоев в системе снабжения по погодным условиям, а также минимальными размерами транзитных норм поставок. Минимально допустимый уровень запасов определяется, исходя из гарантированного обеспечения непрерывного функционирования линейных подразделений в условиях воздействия экстремальных климатических факторов.
Организация конвейерной части комплексного линейного технологического потока должна обеспечивать максимально сжатый фронт производства работ. Это достигается тем, что отдельные виды работ (специализированные потоки) должны производиться при минимальных, обусловленных только технологией, сближениях (минимальных технологических заделах) при жесткой синхронизации темпов ведения отдельных работ. Технологический задел не должен превышать производительность потока за одну смену, что позволяет избежать заноса траншеи снегом, промерзания дна траншеи и отвала грунта.
В условиях многолетнемерзлых грунтов нефтепроводы, как правило, прокладываются надземно (на сварных опорах) в тепловой изоляции с Целью предотвращения загустения нефти, что затрудняет ее транспортировку.
405
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
9.5.2. Подготовка строительства
Общая подготовка к строительству объекта предусматривает:
• определение рациональных размеров сезонных, текущих и страховых запасов труб, сварочных, изоляционных и других материалов;
• подготовка причалов, пристаней, железнодорожных станций к приему грузов, особенно в период речной и морской навигации;
• определение размеров участков для хранения сезонных запасов труб и материалов и согласование их размещения с местной администрацией;
• оформление отвода земель во временное пользование для производственных баз, складских помещений, жилых городков, строительства трубопровода;
• согласование с местной администрацией мест водозабора для производственных и бытовых нужд, а также мест сброса сточной и отработанной в результате производственной и бытовой деятельности воды.
При подготовке строительных организаций на стадии разработки ППР учитывается сезонный характер выполнения линейных работ и неравномерная загрузка рабочего персонала, а также неодинаковый уровень использования производственных ресурсов по календарным периодам года.
При подготовке к производству строительно-монтажных работ выполняются:
• сооружение временных дорог;
• заготовка грунта в карьерах;
• технологическая подготовка труб, узлов и деталей на производственных базах;
• ремонт техническое обслуживание и подготовка техники к работе в зимний период;
• формирование страховых, текущих и сезонных запасов труб, материалов и оборудования;
• устройство полевых жилых городков;
• монтаж производственных баз;
• сооружение складских помещений;
• размещение пунктов обогрева вдоль трассы;
• организация радиосвязи между бригадами;
406
Технология сооружения газонефтепроводов
• организация и подготовка мобильных средств освещения в трассовых условиях.
В летний период перед началом строительных работ производится визуальное обследование трассы с целью ознакомления с характером местности, а также осуществляется инструментальное обследование для уточнения гидрологических и мерзло-геологических характеристик грунтов (в частности, группы грунтов, типа и протяженности болот и заболоченных участков, протяженности участков с льдонасыщенными грунтами, наличия ледяных линз и погребенных льдов); оценивается возможность применения местных грунтов для сооружения дорог, подсыпки и присыпки трубопроводов, а также проверяется глубина оттаивания грунтов, залесен-ность, глубина и ширина зеркала воды на переходах.
Результаты обследования сравнивают с проектными данными, и если отклонения существенные (более 5%), то корректируют объемы работ и уточняют отдельные технологические решения, заложенные в проектах организации строительства и производства работ, и разрабатывают дополнительные мероприятия по выполнению неучтенных видов строительно-монтажных работ.
В процессе инженерной подготовки строительной полосы выполняются следующие работы:
• проведение (в зависимости от местных условий) различного рода противоэрозионных и других мероприятий, которые определены проектом;
• сооружение технологических проездов;
• расчистка строительной полосы от мелколесья и кустарников;
• промораживание или осушение заболоченных и переувлажненных плохозамерзших участков;
• подготовка оснований под насыпи.
Ширина полосы отвода земель во временное пользование на период строительства подземных и надземных трубопроводов не должна превышать значений, установленных СН 452—73 [85].
Расчистка строительной полосы должна выполняться с сохранением растительного покрова и корневой системы.
После проведения инженерной подготовки строительной полосы выполняются геодезические работы, которые являются составной частью работ по инженерной подготовке трассы.
Временные реперы на вечномерзлых грунтах при проведении геодезических разбивочных работ устраивают в виде забуренных в мерзлоту ме
407
Ф.М. Мустафин, Л И Быков, Г.Г Васильев
таллических трубок или стержней. Глубина заложения и конструкция временных реперов на пучинистых грунтах должны исключать их вертикальные перемещения.
Инженерная подготовка строительной полосы проводится специализированными бригадами и увязана во времени с началом производства основных видов работ.
На участках с повышенным снегозаносом осуществляются мероприятия по снижению заносимости строительной полосы. Снижение снегозаноса достигается путем установки щитовых снегоуловителей или устройства снежных валов. Защиту строительной полосы от снежных заносов, расчистку или задержание снега осуществляют на основании данных о розе ветров и объемах снегопереноса.
Для расчистки снега могут быть использованы шнекороторные машины, бульдозеры, грейдеры, прицепные к трактору снегоочистительные угольники-рамы.
Планировку монтажной полосы для прохода строительной техники осуществляют, как правило, за счет устройства грунтовых насыпей из привозного грунта. Планировка микрорельефа со срезкой неровностей допускается только на полосе будущей траншеи. Допускается планировка микрорельефа формированием уплотненного снежного покрова. Уплотнение насыпного грунта выполняют путем многократных проходов колесных или гусеничных транспортных средств, а снега — поливом водой.
Промораживание плохо замерзающих участков строительной полосы осуществляют проминкой мохорастительного покрова гусеничной техникой с давлением на грунт не более 0,025 МПа и удалением оседающего на полосе отвода снежного покрова. При этом убираемый снег разравнивают. Снежные отвалы высотой более 1 м рекомендуется устраивать с откосом 1:6.
На участках тундрового мелколесья и кустарников корчевка пней производится только в зоне полосы траншеи.
9.5.3. Строительство и эксплуатация временных дорог и технологических проездов
Подъездные и вдольтрассовые дороги и технологические проезды могут сооружаться из привозного грунта (грунтовая дорога) или снега и льда (снеголедовые дороги-автозимники).
Для предохранения автозимников от снежных заносов необходимо:
408
Технология сооружения газонефтепроводов
• использовать конструкции автозимников продуваемого профиля;
• устанавливать переносные щиты и другие средства снегозадержания;
• использовать снег для постепенного наращивания проезжей части дороги до уровня максимальной высоты снежного покрова (плюс 0,3 м), что обеспечивает ослабление заносимости дороги или полную ее защиту от заносов.
Для строительства и эксплуатации автозимников организуется специальная дорожная служба, оснащенная соответствующей техникой.
Строительство временных дорог и технологических проездов осуществляется без снятия мохорастительного покрова, с целью сохранения мерзлотного режима грунтов.
Автозимники сооружаются либо в нулевых отметках, либо со снеголедовым основанием. В нулевых отметках дорога сооружается на участках, где величина снегопереноса не превышает 600 м3/м. На участках с повышенным снегопереносом до 1000 м3/м сооружаются снеголедовые дороги с продуваемым профилем (выпуклые).
Прокладку автозимников на открытой ровной местности осуществляют, как правило, прямыми участками.
Прокладка автозимника по поверхности болот допускается при их промерзании на глубину не менее 0,6 м.
Прокладку автозимника по поверхности плотностью промерзающих рек и озер осуществляют после тщательной проверки состояния ледяного покрова. При резкой извилистости русла, наличия наледей, многослойного льда, крупных камней, торосов прокладку автозимника осуществляют в пойме реки.
На плесах реки автозимник рекомендуется прокладывать в зоне фарватера (место наибольших глубин), где ледяной покров более ровный и устойчивый. Если фарватер подходит к обрывистым берегам, где возможны снежные заносы и обвалы, зимник отодвигают в сторону более безопасную.
Прокладку зимника на перекате осуществляют по протокам реки, если они более выгодны по направлению, достаточно глубоки и если это не вызовет промерзание водотока и образование речных наледей.
Трассу автозимника по возможности прокладывают на не заносимых снегом участках. Если трасса должна пересекать снегозаносимые участки,
409
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г. Васильев
то ее направление совмещают, как правило, с направлением господствующих ветров или располагают под углом к нему не более 20°.
Расположенные вдоль трассы автозимника глубокие балки и овраги обходят с подветренной стороны.
Снежно-уплотненные дороги в районах со снегопереносом более 200 м на погонный метр дороги сооружают с полотном в виде насыпи из снега. При этом плотность снега в нижних слоях насыпи должна быть 0,45—0,5 г/см3, а в верхних слоях — 0,5—0,55 г/см3.
Снежноуплотненные автозимники сооружают после накопления на полотне дороги слоя снега толщиной 15—20 см, при этом снегозадерживающие щиты устанавливают в зоне полосы отвода дороги.
Для ускорения уплотнения снежной массы при температурах окружающего воздуха ниже 10—12 °C, и недостаточной естественной влажности снега проводится его искусственное увлажнение.
Автозимники со снего-ледовым покрытием должны иметь минимальную высоту снежной насыпи 0,3—0,4 м. Плотность снега в насыпи — 0,15—0,55 г/см3. Толщина снеголедового покрытия должна быть не менее 0,12 м, а плотность снеголедового покрытия — 0,65—0,7 г/см3.
Для ускорения ввода в эксплуатацию зимних дорог движение автотранспорта по ним может быть начато после завершения уплотнения насыпи до плотности 0,55 г/см. При этом по мере выпадения снега проводят планировочные работы с применением бульдозера или плужного снегоочистителя. После планировки производится полив полотна дороги водой.
При плотности зимних дорог 0,55 г/см3 скорость движения автотранспорта принимается до 30 км/ч и осевая нагрузка 40 кН. При увеличении плотности до 0,7 г/см скорость движения увеличивается до 50 км/ч и осевая нагрузка до 9,0 кН.
При этом минимальная ширина дороги должна быть Юм, наибольший уклон (продольный) — 10, наименьший радиус поворота — 250 м.
При сооружении перехода дороги через овраг используют привозной, обезвоженный, хорошо уплотняемый грунт.
В процессе эксплуатации снеголедовых дорог осуществляются мероприятия до их расчистке и защите от снегозаноса.
На участках протяженных подъемов и спусков (более 20 м) во избежание скольжения и пробуксовки транспортных средств дорогу посыпают песком или используют гусеничные буксировщики.
410
Технология сооружения газонефтепроводов
Расстояние между снегозадерживающим забором (щитом) и краем дороги принимается равным 15—25 высотам забора и выбирается в зависимости от направления господствующих ветров и рельефа местности.
Большее расстояние принимают в тех случаях, когда направление ветра составляет с осью дороги угол, близкий к 90°, и прилегающая местность имеет уклон от забора к дороге. Меньшее расстояние назначают тогда, когда угол между осью дороги и направлением ветра острый и прилегающая территория относительно ровная. Если по местным условиям указан
ное расстояние нельзя выдержать, то допускается принимать его равным 10 высотам забора при условии уменьшения зазора между штакетниками
до 30 %.
Расстояние между бровкой дороги и ближним к ней рядом забора (при установке заборов в два ряда и более) должно быть равным 15 высотам забора, а между рядами 25—30 высотам.
При строительстве технологических проездов в нулевых отметках, ог
раничиваются промораживанием поверхности грунта с последующим уплотнением снежного покрова до плотности не ниже 0,6 г/см.
Ширину проезжей части технологических проездов определяют исхо
дя из ширины колеи строительных машин, передающихся по этим проездам при производстве строительно-монтажных работ.
При строительстве и эксплуатации ледовых переправ через реки, ручьи, озера несущая способность льда определяется в соответствии с «Инструкцией по проектированию, строительству и содержанию зимних автомобильных дорог на снежном и ледяном покрове в условиях Сибири и северо-востока России № ВСН 137—77 (Минтрансстрой)».
При толщине льда меньше минимально допустимой усиление его проводится армированием или намораживанием. Толщина намороженного слоя льда не должна превышать 40 % от толщины естественного слоя.
Для перевозки труб и секций используют автомобильные и тракторные трубовозы.
Для перевозки труб по зимникам допускается использовать сани.
Движение транспортных средств осуществляется только по дорогам и технологическим проездам. Движение транспорта вне дорог и проездов во избежание повреждения мохорастительного покрова запрещается.
На участках транспортировки грузов со спусками и подъемами Ю 20° применяют дежурные гусеничные тракторы, с помощью которых транспортные средства преодолевают эти участки.
411
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
При эксплуатации транспортных средств в зимний период для повышения тягово-сцепных свойств рекомендуется применять шины с шипами противоскольжения.
На конец труб перед их транспортировкой устанавливают инвентарные заглушки, которые снимают непосредственно перед выполнением монтажных работ.
Транспортировка трубных блоков, элементов крановых узлов осуществляется на прицепах и полуприцепах-тяжеловозах. Крепление трубных блоков и элементов крановых узлов выполняют с использованием прокладок, предохраняющих изоляционное покрытие от повреждений.
В зимнее время перевозка грузов на дальние расстояния (свыше 20 км) осуществляется только колоннами транспортных средств, для взаимовыручки при возникновении экстремальных ситуаций.
Для перевозки труб, материалов запорной арматуры, людей, продуктов, запчастей используют вертолеты и легкие самолеты.
9.5.4. Земляные работы
Разработка грунта в карьерах производится преимущественно в теплое время года.
Зимой разработка грунта осуществляется с рыхлением мерзлой породы буровзрывным методом или механическими разрыхлителями.
Летом разработка грунта выполняется без предварительного рыхления, послойно по мере естественного оттаивания.
При послойном оттаивании грунт перемещают бульдозерами в промежуточные бурты для обезвоживания, а затем в накопительные отвалы.
Промежуточные бурты из оттаивающего грунта возводят высотой до 2,6 м, шириной по низу не более 6 м и выдерживают для обезвоживания в зависимости от вида грунта:
• песка средней крупности — 1—2 сут;
• песка пылеватого с содержанием пылеватых и глинистых частиц до 5 % — 4—6 сут, от 5 до 13 % — 6—7 сут;
• супеси — 10—12 сут.
Предварительно подсушенные пылеватые пески с содержанием пылеватых и глинистых частиц от 5 до 13 % и супеси укладывают в накопительные отвалы тонкими слоями (до 0,5 м) для последующего просыхания.
При уменьшении влажности до 5—17 % грунт считается подготовленным для использования в возводимых насыпях строящихся объектов.
412
Технология сооружения газонефтепроводов
Отвалы, предназначенные для использования в зимний период, отсыпают высотой, превышающей глубину их возможного сезонного промерзания, и защищают теплоизолирующими покрытиями из местных (мох, торф, снег и др.) или искусственных (полимерные пены) материалов.
Немерзлый грунт со дна реки заготавливается летом гидронамывом. При этом площадки для накопления грунта должны иметь уклон в сторону реки.
Способ разработки траншеи выбирается в зависимости от структуры грунта и степени его промерзания.
При выборе способа разработки траншеи стремятся к уменьшению ширины траншеи с целью сужения повреждаемой полосы земли, снижения трудоемкости и стоимости разработки траншеи.
Разработку траншеи рекомендуется выполнять преимущественно роторными экскаваторами без откосов на полную глубину. При отсутствии мощного роторного экскаватора разработка траншеи производится дифференцированным способом, т. е. постепенным расширением и углублением траншеи проходом нескольких роторных экскаваторов.
При разработке траншеи на эрозионно-опасных участках (овраги, урезы рек) предварительно выполняют работы по стабилизации и закреплению грунта в полосе траншеи. Эти работы выполняются в летний период.
Закрепление и стабилизация грунта осуществляется:
• химическими методами поверхностного закрепления;
• армированием поверхности грунта неткаными, резинотканевыми, георешетками или другими долговечными материалами;
• залужением особо опасных участков с использованием биогранул (гранулы почвы с семенами быстрорастущих трав).
Во избежание заноса траншеи снегом и смерзания отвала грунта при работке зимой темп разработки траншей должен соответствовать темпу изоляционных и укладочных работ при минимальном технологическом заделе.
При разработке траншеи в зимнее время в сезоннооттаивающем поверхностном слое грунта при сливающейся мерзлоте применяют следующие схемы производства работ:
• при прочности грунта на поверхности до 25 ударов по плотномеру ДорНИИ траншея отрывается одним роторным экскаватором сразу на всю глубину;
• при прочности грунта на поверхности до 300 ударов по плотномеру ДорНИИ одним роторным траншейным экскаватором отрыва
413
±м Мустафин, Л И Быков, ГГ Васильев__________________________
ется узкая «пионерная» траншея, затем вторым экскаватором траншея расширяется в два раза, после чего третьим экскаватором траншея разрабатывается до проектного профиля;
• при прочности грунта на поверхности более 300 ударов по плотно-меРУ ДорНИИ в указанную выше схему должны включать два-три стоечных рыхлителя для предварительного рыхления верхнего слоя мерзлого грунта.
При разработке траншей в сезоннопромерзающем поверхностном слое грунта при несливающейся мерзлоте при глубине деятельного слоя до 1 м возможны следующие схемы производства работ:
• при плотности грунта на поверхности до 25 ударов по плотномеру ДорНИИ роторным экскаватором разрабатывают траншею на полную глубину, либо вначале роторным экскаватором разрабатывают верхний слой грунта и далее другим роторным или одинаковым экскаватором разрабатывают грунт до проектного профиля;
при плотности грунта на поверхности более 25 ударов по плотно-меРУ ДорНИИ верхний слой (до 40 см) рыхлится стоечными рыхлителями с последующей разработкой роторным или одноковшовым экскаваторами.
При разработке траншей в сезоннопромерзающем поверхностном слое грунта при несливающейся мерзлоте при глубине деятельного слоя до 1 см возможны следующие схемы производства работ:
при плотности грунта на поверхности до 25 ударов по плотномеру ДорНИИ роторным экскаватором разрабатывают траншею на полную глубину, вначале роторным экскаватором разрабатывают верхний слой грунта и далее другим роторным или одноковшовым экскаватором разрабатывают грунт до проектного профиля;
• при плотности грунта на поверхности более 25 ударов по плотно-меРУ ДорНИИ верхний слой (40 см) рыхлится стоечными рыхлителями с последующей разработкой роторным или одноковшовым экскаваторами.
Разработка траншей в многолетнемерзлых грунтах с крупными каменистыми включениями выполняется гидравлическими одноковшовыми экскаваторами с вместимостью ковша 1,5 м, осуществляя предварительное рыхление грунта механическим или буровзрывным способом. При промерзании деятельного слоя до 1,0 м рыхление грунта выполняют мощ
414
Технология сооружения газонефтепроводов
ным бульдозерами-рыхлителями. При большой глубине промерзания рыхление грунта выполняют буровзрывным способом.
Параметры взрывных работ должны обеспечить качественное рыхление мерзлого грунта и безопасность для расположенных вблизи объектов и техники.
После взрыва производится планировка грунта бульдозерами для прохода экскаватора. Разработка грунта в траншее после взрыва производится одноковшовыми экскаваторами.
Очистку снега траншеи осуществляют одноковшовым экскаватором (драглайном) или обратной лопатой, снабженной кривой стрелой.
Практикуется очистка траншеи от снега зарубежными экскаваторами-грейферами; для этого отвал грунта сразу после рытья траншеи планируют. Экскаватор с грейфером перемещается по спланированному отвалу грунта и очищает траншею от обвалившихся грунтов и снега.
За рубежом очистку траншеи выполняют бульдозером, передвигающимся по дну траншеи.
Во избежании повреждения изоляционного покрытия труб на участках, где траншея разрабатывается с применением одноковшового экскаватора, ее дно выравнивают подсыпкой песка, покрытием дна вспененными полимерами (ППМ).
Подготовка дна траншеи не проводится на участках, где траншея разрабатывается роторными экскаваторами.
Засыпка трубопровода грунтом из отвала производится после выполнения мер по защите изоляционного покрытия уложенного трубопровода от механических повреждений.
Защита изоляционного покрытия уложенного в траншею трубопровода осуществляется присыпкой грунтом, установкой на него защитных скорлуп или покрытий, выполненных из полимерных материалов, а также нанесением на трубопровод в траншее вспененных пенополимерных материалов.
Присыпка производится мелкими фракциями грунта с трамбовкой его в пазухах в целях исключения овализации и уменьшения осадки засыпанного грунта после его оттаивания. При заносе траншеи с уложенным трубопроводом снегом перед засыпкой его необходимо удалить. Удаление снега над верхом трубы производят экскаватором, оборудованным грейфером; а по боками от трубы воздушной струей с температурой не более плюс 50 °C.
Запрещается вести засыпку трубопровода в заснеженной траншее.
415
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Трубопровод засыпают сразу после его укладки, балластировки и закрепления проектных отметок несмерзшимся грунтом из отвала. Грунт подают на засыпку роторным траншеезасыпателем или бульдозером после завершения присыпки.
При разработке смерзшегося грунта в отвале с глубиной промерзания до 0,5 м засыпку целесообразно выполнять роторным траншеезасыпателем, который, двигаясь по отвалу, разрабатывает грунт и осуществляет присыпку трубопровода, подготавливая тем самым фронт работы бульдозеру, засыпающему оставшуюся часть траншеи.
Засыпку трубопровода выполняют с образованием валика высотой не менее 30 % от глубины траншеи для компенсации осадки грунта в период его оттаивания.
Засыпать траншею следует бульдозером поперечными или косопоперечными проходами.
Засыпку трубопровода выполняют роторным экскаватором. Для проезда экскаватора отвал грунта должен быть спланирован бульдозером.
Засыпку трубопровода возможно выполнять и одноковшовыми экскаваторами с предварительным рыхлением грунта.
Насыпи для наземных трубопроводов и грунтовые призмы для надземных трубопроводов устраиваются из привозного грунта, добываемого в карьерах. Запрещается брать грунт для насыпи на полосе строительства трубопровода.
Насыпь возводится в два этапа. Вначале грунт отсыпают до уровня нижней образующей трубы, затем монтажа засыпают трубопровод и возводят насыпь до требуемых размеров.
Размеры насыпи определяются проектом в зависимости от характеристики грунтов, находящихся в основании насыпи, а также от вида грунта, которым выполняется обвалование. Ширина насыпи по верху должна быть не менее 1,8 м, а откосы не круче 1:1,5.
Грунты, предназначенные для устройства насыпей, обвалования трубопровода и создания грунтовых опор, должны обеспечивать необходимую устойчивость трубопровода.
Насыпи и грунтовые опоры из талых мелкопесчаных и глинистых грунтов возводятся преимущество в теплое время года.
Насыпи и грунтовые опоры отсыпают из однородных грунтов на всю их ширину. Не следует отсыпать насыпь и грунтовые опоры различными по своим свойствами грунтами во избежание образования внутри насыпи водяных линз и плоскостей скольжения.
416
Технология сооружения газонефтепроводов
Грунт отсыпают равномерными горизонтальными слоями толщиной 01—0,2 м с послойными их уплотнением.
Не допускается возводить и уплотнять насыпи из несвязных грунтов при интенсивном выпадении осадков.
Обваловку трубопровода производят на высоту не менее 0,2 м над верхом трубы незамерзшим грунтом, а затем либо незамерзшим, либо мерзлым грунтом. В противном случае должны быть приняты меры против повреждения изоляции мерзлым грунтом (защитные обертки, скорлупы и т. п.).
Толщина слоя грунта над трубопроводом после его осадки в уплотненном состоянии должна быть не менее 0,8 м.
9.5.5. Установка свайных опор для надземных трубопроводов
Установка свай для надземных участков должна производиться в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04—88 [86] и СНиП 3.02.01—87 [88]. Работы следует выполнять, как правило, методами, исключающими растепление вечномерзлых грунтов в процессе строительства.
В зависимости от характеристики грунтов могут быть применены следующие способы:
• забивка свай в предварительно пробуренные скважины меньшего диаметра (буро-забивной способ);
• установка свай в скважины большего диаметра (буроопускной способ) с заливкой зазоров специальными растворами;
• забивка свай непосредственно в пластично-мерзлые грунты (забивной способ);
• установка свай с одновременным бурением скважины и ее погружением (бурообсадной способ).
Сваи, поставляемые заводом, должны иметь паспорт, в котором указываются наименование завода-изготовителя и его адрес, номер и дата выдачи паспорта, номер ГОСТ или чертежа, по которому изготовлена свая, дата изготовления. На сваях должны быть написаны несмываемой краской марка и дата изготовления сваи.
Верхний торец сваи должен быть перпендикулярным ее продольной оси. Наружная поверхность сваи должна быть гладкой и не иметь впадин глубиной более 5 мм.
Допустимые отклонения размеров сваи не должны превышать следующих значений:
417
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• по длине сваи:
, — при номинальном размере до 10 м: ± 30 мм;
— при номинальном размере более 10 м:± 50 мм;
• по диаметру: 5 мм; — 0 мм;
• по кривизне (максимальная стрелка): 10 мм;
• по смещению острия сваи от геометрического центра сечения: 10 мм.
Бурение скважин диаметром от 150 до 600 мм глубиной до 12 м под установку свайных опор в грунтах любой прочности и состава производят машинами механического бурения.
Технологические схемы бурения скважин и установки свай, а также необходимый набор машин выбираются в зависимости от гранулометрического состава вечномерзлых грунтов, их температурного режима, наличия в грунте крупнообломочных включений, времени (сезона) установки свай и их конструкции.
Диаметр свай и глубина их установки определяются на основе данных геологических изысканий о несущей способности грунтов и их склонности к пучению. Диаметр скважин определяется по СНиП 2.02.04—88 [86].
Перед установкой свай они должны подвергаться испытаниям в соответствии с ГОСТ 25546—81. По результатам испытания должен быть оформлен акт испытания свай пробной нагрузкой.
При установке свай бурозабивным методом в лидерные скважины диаметр последних должен быть на 10—20 мм меньше, чем диаметр сваи.
При установке свай методом спуска в отдельно пробуренные скважины диаметр последних должен быть на 50 мм больше, чем диаметр сваи.
При установке свай методом забивки в лидерные скважины диаметр последних должен быть на 50 мм меньше, чем диаметр сваи.
Бурообсадной способ установки свай: погружаемые в грунт путем его разбуривания в забое через полость сваи следует применять в сложных геокриологических условиях и при наличии межмерзлотных подземных вод.
При наличии в грунтах крупнообломочных включений применяется буроопускной способ.
При выполнении работ буроопускным способом должны быть приняты меры, обеспечивающие полное и качественное заполнение скважин раствором.
Длительность процесса смерзания сваи с многолетнемерзлым грунтом зависит от сезона производства работ, характеристик ММГ, температуры
418
Технология сооружения газонефтепроводов
грунта, конструкции сваи и других факторов и должна быть указана в технологической карте.
Установка свай в скважины опускным способом производится стандартными грузоподъемными машинами, оборудованными специальной грузозахватной оснасткой.
После установки сваи следует выверять ее высотное положение. В некоторых случаях целесообразно также «добить» сваю до проектной отметки сваебойными агрегатами: виброкопром или вибропогружателем.
Интервал времени между бурением скважин и установкой в них свай не должен превышать трех часов.
Технологическая последовательность операций при опускном способе производства работ следующая:
• устройство площадки в строго горизонтальной плоскости для установки на ней бурового агрегата;
• доставка горячей воды, необходимой для желонирования, к передвижным емкостям или подогрев ее в процессе производства работ;
• подготовка бурового раствора непосредственно на трассе в передвижных котлах с использованием для этой цели бурового шлама с добавкой мелкозернистого песка в количестве 30—40% от объема смеси; для приготовления, сохранения и подогрева песчано-глинистого раствора оборудуется подогреваемый смеситель или применяется передвижной битумный котел-термос емкостью 0,6 м3;
• бурение скважины;
• заливка скважины подогретым до температуры 30—40 °C песчано-глинистым раствором в объеме примерно 1/3 от объема скважины (из расчета полного заполнения пространства сваей и стенкой скважины);
• установка сваи в скважину краном-трубоукладчиком или другим механизмом.
При погружении сваи на проектную отметку раствор должен выжиматься на поверхность земли, что служит свидетельством полного заполнения раствором пространства между стенками скважины и поверхностью сваи.
Технология устройства опор должна обеспечивать надежную заделку свай в многолетнемерзлые грунты после замерзания раствора. Длитель
419
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
ность процесса смерзания сваи с грунтом зависит от сезона производства работ, характеристик грунта, температуры гранта, конструкции сваи, состава песчано-глинистого раствора и других факторов и должна быть указана в проекте производства работ. При строительстве надземного нефтепровода в республике Коми американская фирма «Conoco» межтрубное пространство вокруг сваи заполняла полиуретаном. Глубина погружения сваи составляла 8 м.
В твердомерзлых глинистых, мелкозернистых, пылеватых, а также песчаных грунтах при средней температуре грунтов в зоне заделки сваи минус 1,5 °C и ниже, сваи допускается погружать методом пропаривания грунта.
После погружения сваи выверяют ее высотное положение. В некоторых случаях целесообразно также «добить» сваю до проектной отметки сваебойными агрегатами-виброкопром или буропогружателем.
Погружение сваи в скважины после пропаривания грунта производят немедленно, до начала его смерзания.
Установка свай с применение пропаривания грунта должна опережать укладку на них трубопровода от трех до четырех месяцев в зависимости от характера грунта, продолжительности и площади пропаривания для смерзания сваи с грунтом.
При установке свайных опор в многолетнемерзлых грунтах должна быть обеспечена стабилизация отрицательного температурного поля вокруг сваи путем установки сезонно-действующих охлаждающих устройств (СОУ) и укладки теплоизолирующего экрана вокруг свайного куста.
Технологические схемы бурения скважин и необходимый набор машин должны выбираться в зависимости от типа грунтов, их температурного режима, наличия в грунте крупнообломочных включений, времени (сезона) установки свай и их конструкции.
9.5.6. Монтаж и укладка подземного трубопровода
Монтаж трубопровода в нитку должен производиться до разработки траншеи и осуществляться из труб, изолированных в базовых или заводских условиях.
Раскладка труб (секций) по трассе осуществляется на инвентарных лежках, оснащенных эластичными накладками.
420
Технология сооружения газонефтепроводов
Сборка и сварка кольцевых неповоротных стыков производится с применением монтажных опор. Применение для этой цели снежных опор запрещается.
Очистка полости труб от снега и наледи, как правило, производится на трубосварочной базе до сварки одиночных труб в секции. Очистка может осуществляться либо механическим способом, либо с применением элект-роимпульсного или теплового воздействий.
Полость секций труб после их сварки на трубосварочной базе защищается от загрязнений установкой инвентарных внутритрубных заглушек. Инвентарными внутритрубными заглушками защищаются также полости укрупненных трубных блоков и крановых узлов.
После окончания сварочно-монтажных работ в свободный конец монтируемого трубопровода устанавливают инвентарную внутритрубную заглушку для предохранения от попадания снега в период между рабочими сменами.
Сварка стыков трубопроводов осуществляется по специальной технологической инструкции, учитывающей природно-климатические условия (низкая температура атмосферного воздуха).
Гнутые отводы изготавливают на станках холодного гнутья при положительной температуре металла труб. Трубы с заводским изоляционным покрытием подвергаются гнутью только при условии оборудования трубогибочного станка эластичными прокладками и внутренним дорном. После гнутья труб проверяется сплошность покрытия и выборочно его адгезия.
При разработке траншеи с применением взрыва трубы (секции), разложенные по трассе (или сваренные в плети), трубы защищают щитами.
Укладка трубопровода производится в очищенную от снега и льда траншею и на подготовленное дно, исключающее механические повреждения изоляционного покрытия.
Обвалование подземного трубопровода должно выполняться с запасом с учетом его осадки после оттаивания грунта. При засыпке в летнее время высота обвалования увеличивается на 15 %, а при засыпке зимой (мерзлым грунтом) — на 30 %.
На грунтах, подверженных морозобойному растрескиванию, необходимо исключить непосредственный контакт покрытия трубопровода с грунтом за счет использовании дополнительных защитных оберток или за счет применения поверх изоляционного покрытия труб защитного покрытия из тонкого пескобетонного слоя (20—30 мм), армированного метал
421
Ф.М, Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
лической сеткой; сварка таких труб в нитку производится непосредственно в траншее во избежание их упругого изгиба в процессе укладки плетей.
На участках с пучинистыми грунтами целесообразно осуществлять обсыпку трубопровода (подсыпку и присыпку) привозным сухим грунтом (песком).
На участках пучинистых грунтов после засыпки трубопровода устраивают поверхностный теплозащитный экран, обеспечивающий сохранение грунта в мерзлом состоянии вокруг трубопровода до его пуска в эксплуатацию.
Закрепление трубопровода на проектных отметках на обводненных и заболоченных участках производится балластными грузами или вмораживаемыми анкерами.
9.5.7. Монтаж надземного трубопровода
Типовая организационно-технологическая схема строительства надземного трубопровода приведена на рис. 9.30.
Монтаж надземного трубопровода производится либо на раскладочных лежках рядом со сварными опорами с последующим подъемом плетей на опоры, либо непосредственно на опорах с использованием передвижных монтажных опор (рис. 9.31, 9.32).
Монтаж трубопровода из труб с тепловой изоляцией целесообразно выполнять на эксплуатационных опорах «с колес» без раскладки труб на строительной полосе.
Монтаж надземного трубопровода целесообразно осуществлять из труб или секций с заводским или базовым изоляционным покрытием, а теплоизолированного трубопровода — из одиночных труб с тепловой изоляцией, нанесенной в базовых условиях.
Монтаж ригелей и опорных элементов выполняется после оформления акта приемки свайных опор, которым подтверждается их соответствие проекту.
Монтаж надземного трубопровода выполняется методами, исключающими прямой контакт с твердыми предметами: металлическими частями транспортных и грузоподъемных машин, а также монтажных средств (с этой целью перечисленное оборудование должно быть оснащено эластичными прокладками, обшивкой из мягких материалов и т. п.).
Монтаж нитки трубопровода начинают от анкерных опор в сторону компенсаторов.
422
Технология сооружения газонефтепроводов
Направление строительного потока
Расчистка полосы строительства от снега, устройство вдольтрассового проезда
Строительство переходов через ручьи,овраги
Развозка, раскладка свай, установка свай
Базовая подготовка элементов свайных опор
Сварочная база
Установка опорных элементов на подвижных опорах, подводка ригелей под трубопровод
Изоляция и теплоизоляция стыков
Монтаж компенсатора и замыкающего стыка, изоляция и теплоизоляция стыков компенсатора
Очистка Монтаж
полости средств
испытание ЭХЗ трубопровода
Рисунок 9.30. Типовая организационно-технологическая схема линейного потока по сооружению надземных трубопроводов в условиях вечномерзлых грунтов: 1 — бульдозер; 2 — подъемный кран; 3 —устройство перехода под дорогой методом продавливания; 4 — буровая установка; 5 — пробуренные скважины; 6 — плодородный грунт; 7 — трубовоз; 8 — трубоукладчик; 9 — буровая установка; 10 — забивка свай СП-49; 11 — ригели; 12 — установленные ригели на опорах; 13 — секция трубопровода; 14 — источник тока; 15 — вагончик для обогрева; 16 — трактор; 17 — компрессор; 18 — домкрат
423
Ф М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
Рисунок 9.31. Монтаж плетей на опорах: а —сборка стыка; б—перемещение центратора; в — подготовка трубы к стыковке; 1 — опора; 2 — смонтированный трубопровод; 3 — монтажная опора; 4 — передвижная опора штанги; 5—штанга; б—центратор; 7— трубоукладчик; 8 — трубы
В процессе сварки прилегающие к стыку поверхности труб защищают термостойкими экранами (фартуками), предотвращающими попадание на покрытие труб брызг расплавленного металла.
Перед варкой компенсаторов в нитку они подвергаются предварительной растяжке для компенсации температурных деформаций при транспортировке теплого продукта. Величина растяжки компенсатора зависит от температуры, при которой фактически,
осуществляется
замыкание стыков.
Антикоррозионная изоляция зон кольцевых сварных соединений труб осуществляется термоусаживающимим лентами, а гидроизоляция наружной поверхности теплоизоляционного материала — термоусаживающи-мися манжетами.
Работы по монтажу и укладке надземного трубопровода из теплоизолированных труб должны выполняться после оформления акта приемки
424
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 9.32. Монтаж компенсационного трапецеидального слабои-зогнутого участка: 1 — трубы на трассе; 2 — трубоукладчик; 3 — сани с кислородом и пропаном; 4 — сварочный агрегат; 5 — вагон-домик; 6 — опоры трубопровода; 7 — смонтированный трубопровод: 8 — неподвижная опора; 9 — внутренний центратор; 10 — инвентарная передвижная опора; 11 — криволинейная вставка; 12 — общая ось трубопровода
свайных опор, монтажа ригелей и опорных элементов и составления исполнительной (фактической) схемы расстановки опор с указанием межцентровых расстояний.
При монтаже надземного трубопровода из теплоизолированных труб должны быть приняты меры, исключающие повреждение тепловой изоляции труб (вмятины, пробоин защитного кожуха), а также концов труб (вмятин, забоин и деформаций торцов). С этой целью монтажные операции должны производиться с применением строповочных и технологических средств, покрытых эластичными или мягкими прокладками; при погрузке и разгрузке труб должны использоваться торцевые захваты с крюками, снабженными мягкими капроновыми накладками, при подъеме теплоизолированных труб и плетей должны применяться мягкие полотенца; лежки для раскладки труб и монтажные опоры должны иметь седловидные гнезда с покрытием из мягких материалов (резины, нетканых синтетических материалов, войлока и т. д.).
При применении лежек, мягких полотенец максимально допустимое удельное давление на поверхности теплоизолированной трубы не должно превышать 0,6 МПа.
Монтаж надземного трубопровода из теплоизолированных труб должен производиться либо на раскладочных лежках рядом со свайными
425
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
опорами с последующим подъемом плетей на эксплуатационные опоры (при высоте опор более 1,5 м), либо непосредственно на эксплуатационных опорах (при высоте опор менее 1,5 м) с использованием передвижных монтажных опор. Предпочтительно монтаж трубопровода из труб с тепловой изоляцией выполнять на эксплуатационных опорах «с колес» без раскладки труб на строительной полосе.
Монтаж надземного трубопровода должен производиться, как правило, методом наращивания из одиночных труб или двухтрубных секций.
При надземной прокладке магистральных трубопроводов скользящие и неподвижные опоры изготавливаются в заводских условиях. Теплоизоляция неподвижных опор выполняется в заводских условиях, скользящие опоры теплоизоляции не подлежат.
Скользящая опора представляет собой ложемент, выполненный по профилю, сопрягаемому с поверхностью теплоизолированной трубы, опирающийся на плиту, укрепленную на свайном основании.
Площадь опоры сопрягаемой поверхности ложемента с теплоизолированной трубой рассчитывается, исходя из нагрузки на опору и допустимого давления на теплоизоляционную конструкцию.
Ложемент скользящей опоры соединен с теплоизолированной трубой хомутами, изготовленными из листовой стали. Для трубопроводов диаметром до 530 мм предусматривается 2 хомута на скользящих опорах, для нефтепроводов диаметром свыше 530 мм — 3 хомута. Ширина хомутов — не менее 80 мм. Усилие затяжки хомутов определяется прочностью теплоизоляционного материала.
Для облегчения скольжения опоры по плите необходимо применять прокладку из антифрикционного материала (фторопласт), не теряющего свои свойства при низких температурах до минус 60 °C или наносить слой графитовой или другой смазки, соответствующей условиям прокладки нефтепровода.
Поверхность стальных элементов скользящей опоры должна быть покрыта антикоррозионным покрытием — краской из материалов, прошедших испытания и включенных в Реестр ТУ и ТТ на основные виды материалов и оборудования.
Теплоизолированные неподвижные опоры заводского изготовления должны быть щитового типа или других инструкций, обеспечивающих надежное закрепление трубопровода на участке прокладки нефтепровода.
426
Технология сооружения газонефтепроводов
Неподвижная опора должна быть электроизолирована от трубопровода. Минимальная величина электрического сопротивления изоляция должна быть не менее 3x10’ Ом*м2.
Термическое сопротивление тепловой изоляции неподвижной опоры не должно быть ниже термического сопротивления теплоизолированных труб.
После установки теплоизолированной в заводских условиях неподвижности опоры на свайное основание, элементы крепления неподвижной опоры должны быть теплоизолированы в трассовых условиях совместимо с сопрягаемыми элементами свайного основания.
Теплоизоляция элементов крепления неподвижной опоры при надземной прокладке выполняется из напыляемого пенополиуретана или мине
раловатных материалов с последующим нанесением защитного слоя из оцинкованной стали. Термическое сопротивление тепловой изоляции элементов крепления неподвижной опоры должно быть не ниже термического сопротивления тепловой изоляции теплоизолированных труб.
Наносить тепловую изоляцию на элементы крепления теплоизолированной в заводских условиях неподвижной опоры при подземной прокладке не следует.
Схема продольно-подвижной опоры при надземной прокладке трубопроводов представлена на рис. 9.33.
Монтаж трубопровода следует начинать от неподвижных опор в сторону компенсаторов. Последователь
Рисунок 9.33. Продольно-подвижная опора трубопровода: 1 — трубопровод; 2 — защитная оболочка теплоизоляции из оцинкованной стали; 3 — заводская теплоизоляция из ППУ; 4 — регулировочный болт; 5 — свая; 6 — ригель; 7 — комплект прокладок; 8 — подставка-ложемент; 9 — антифрикционный элемент; 10 — боковой упор
ность и технология выполнения работ должны быть установлены в технологических картах с учетом высот опор. При этом производство работ должно выполняться методами, исключающими наруше
427
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
ние принятой расчетной схемы трубопровода. Неподвижная опора, включающая патрубок с приваренными к нему кольцевыми упорами, подставку с ложементом и хомутами, плиту-фланец, антикоррозионную и тепловую изоляцию с защитным кожухом, должна быть изготовлена в заводских условиях.
Возможны два варианта монтажа неподвижной опоры с патрубком:
• установка неподвижной опоры на свайный фундамент, закрепление ее и последующая пристыковка к патрубку неподвижной опоры одиночных труб с двух сторон;
• монтаж секции из 2—4 труб с варкой патрубка неподвижной опоры посередине плети с последующим подъемом плети и укладкой ее на свайный фундамент.
Первый вариант применяется для низких опор, второй вариант - для высоких опор.
Сборку и сварку стыковых соединений труб кроме замыкающих стыков компенсаторов и переходов следует осуществлять на внутреннем центраторе.
В процессе сварки прилегающие к стыку поверхности труб должны быть защищены термостойкими экранами, предотвращающими попадание на покрытие труб брызг расплавленного металла.
Компенсатор должен быть сварен на земле и затем уложен на опоры. В местах монтажа компенсаторов надземных трубопроводов необходимо оставлять технологические разрывы. Сварочные работы при монтаже компенсаторов должны выполняться с применением наружных центраторов.
Вварка компенсаторов в нитку трубопровода производится без его предварительной растяжки. Температура окружающего воздуха при сварке замыкающего стыка устанавливается проектом.
Замыкающий стык не должен находиться в границах компенсатора и не должен выполняться на концах патрубков неподвижных опор. Поэтому стыковать компенсатор непосредственно с плетью запрещается. К компенсатору с обоих концов должны быть пристыкованы одиночные трубы, которые в свою очередь, стыкуются с плетью, смонтированной от неподвижной опоры.
При монтаже трубопровода на опорах методом наращивания, а также при укладке на опоры смонтированной на земле плети и компенсаторов сварные стыки должны быть вынесены за пределы опорной части трубопровода на расстоянии не менее 500 мм. С этой целью при монтаже над
428
Технология сооружения газонефтепроводов
земного трубопровода дая выполнения данного требования следует производить селекцию труб по длине.
В случае если не представляется возможным осуществить подбор труб, из целой теплоизолированной трубы изготовляется трубная вставка путем резки послойно: металлического кожуха (шлифмашинкой), тепловой и антикоррозионной изоляции (зубчатой пилой), металлической трубы (газовой резкой).
Зона освобождения стальной трубы от изоляции должна быть не менее 450 мм.
При газовой резке должны быть приняты меры по защите торцов изоляции труб от повреждения пламенем резака, искрами и каплями расплавленного металла.
Перед сборкой стыков теплоизолированных труб на один из концов труб необходимо заранее надвинуть гидрозащитную муфту из оцинкованной стали, которая после сварки стыка, контроля качества сварного соединения, нанесения антикоррозионного покрытия на стык устанавливается на соединение для создания тепловой изоляции.
При монтаже трубопровода на низких (высотой менее 1,5 м) эксплуатационных опорах все работы по сборке, сварке, контролю качества сварного стыка, заделке стыковых сварных соединений (включающие пескостройную обработку стыка, подогрев и нанесения антикоррозионной изоляции, теплоизоляцию и гидроизоляцию) производят по месту укладки трубопровода.
При монтаже плети трубопровода (или компенсатора) на земле весь комплекс работ по получению товарного стыкового соединения теплоизолированных труб должен быть выполнен до укладки плети на эксплуатационные опоры.
Антикоррозионная изоляция зон кольцевых сварных соединений труб осуществляется термоусаживающимися манжетами.
Нагрев зоны сварных стыков перед нанесением антикоррозионной изоляции следует производить ТВЧ с помощью индуктора, кольцевых или одиночных газовых горелок. Температура предварительного подогрева поверхности стыка определяется соответствующей технической документацией на применяемый термоусаживающийся материал. Контроль температуры осуществляется контактной термопарой.
При нагреве зоны сварного стыка торцы слоя тепловой изоляции и поверхности выступающей антикоррозионной изоляции должны быть за
429
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
щищены от прямого воздействия подогревающего пламени или струи горячего воздуха с помощью экранов.
При монтаже теплоизолированного трубопровода на затопляемых территориях необходимо обеспечить герметичную заделку стыков во избежание проникновения влаги в теплоизоляционное покрытие.
Укладка трубных плетей на эксплуатационные опоры осуществляется колонной трубоукладчиков. Характеристики трубоукладчиков (грузоподъемность, момент устойчивости, высота подъема) должны быть согласованны с параметрами укладываемой плети и высотой эксплуатационных опор.
Используемые при укладке технологические схемы должны обеспечивать как сохранность самого трубопровода от возможных изломов, так и неповреждаемость теплоизоляционного покрытия за счет использования специальной монтажной оснастки и контроля фактического высотного положения петли, подверженной монтажному изгибу. При укладке не допускается соударений укладываемой плети с металлоконструкциями эксплуатационных опор.
Конструкция перехода от надземного участка трубопровода к подземному (и наоборот) должна определяться проектом.
Монтаж перехода производят в направлении от неподвижной опоры надземного участка трубопровода к подземному участку.
Криволинейный переход, состоящий из угловых отводов заводского изготовления и прямолинейных труб, изготовляется на земле. К отводам перехода по концам должны быть пристыкованы целые трубы. Допускается отводы в переходе стыковать между собой без варки патрубка, если герметические размеры перехода удовлетворяют требованиям проекта. При варке патрубка его длина должна быть не менее 250 мм.
Пристыкованный к надземному трубопроводу криволинейный (z-об-разный) переход в дальнейшем стыкуется с подземным трубопроводом в траншее.
На косогорных участках, где предусмотрена надземная прокладка нефтепровода в пределах расчетной ширины полки (12 м), строительномонтажные работы должны производиться в следующем порядке:
• устройство временных подъездов к трассе с интервалом не более 800 м;
• разработка полки заданных размеров с учетом уширений в местах будущего размещения компенсаторов;
430
Технология сооружения газонефтепроводов
• устройство дренажного лотка;
• установка свай и монтаж несущих металлоконструкций опор;
• устройство временных помостей («клетей») вдоль проектной оси нефтепровода из расчета: две «клети» на каждый пролет;
• доставка труб (секции) соединительных деталей к месту монтажа с помощью трубоукладчика, оснащенного труботранспортным ложементом, с их разгрузкой на «клети» и эксплуатационные опоры (в первую очередь доставляют патрубки, предназначенные для размещения на неподвижных опорах);
• сборка и сварка труб (секции) на опорах и «клетках» (т. е. в проектном положении), начиная от неподвижной опоры;
• сборка и сварка труб и отводов, входящих в состав компенсатора (плюс по одной трубе с каждой стороны компенсатора);
• монтаж замыкающих стыков (в 10—12 м от компенсатора);
• разработка временных «клетей» с перехватом смонтированной плети трубоукладчиком.
В целях предупреждения повреждений гидро- и теплоизоляционного покрытия труб краны-трубоукладчики оснащаются только мягкими полотенцами. Ширина и количество лент в каждом мягком полотенце определяются, исходя из максимальных нагрузок на краны-трубоукладчики и прочностных свойств теплоизоляционного покрытия.
После завершения монтажа трубопровода на опорах выполняется подводка ригелей под трубопровод с заданным усилием, величина которого указывается в рабочих чертежах.
Закрепление трубопроводов в проектном положении на эксплуатационных опорах следует осуществлять с учетом его перемещений при температурных перепадах, определяемых проектом.
Фиксация ложементов на подвижных опорах с помощью стяжных хомутов осуществляется со смещением от центра опор с учетом последующих продольных перемещений трубопровода в процессе эксплуатации.
Расчетные величины продольных смещений хомутов (монтажные смещения), принимаемые при закрепления, следует определять в зависимости от максимального повышения температуры стенок труб (положительной температуры эксплуатации), внутреннего давления, приводящего к удлинению трубопровода, температуры, при которой производится замыкание монтажного стыка и расстояния между каждой конкретной подвижной и неподвижной опорами.
431
Ф.М Мустафин, Л И. Быков, Г Г Васильев
Величины смещения ложементов относительно оси скользящей опоры в зависимости от температуры замыкания стыка должны быть отражены в проекте или ППР.
Закрепление вылета компенсатора следует производить со смещениями от края фрикционной пластины. Величины смещений должны быть указаны в проекте или ППР.
Перед закреплением трубопровода на опорах необходимо выполнить регулировку высотного положения опор с целью устранения остаточных монтажных напряжений в трубопроводе. Это достигается выравниванием нагрузок на опорах от веса трубопровода. Для этого кран-трубоукладчик, используемый на этой операции, оснащается динамометром.
Закрепление трубопровода на подвижных опорах производится прижатием труб к опорным ложементам с помощью металлических хомутов.
Наземные трубопроводы во избежание загустения продукта (поддержания запроектированных температур перекачки) могут оснащаться системой попутного электроподогрева. Греющий электрокабель прокладывается в трубе диаметром 50 мм, которая крепится к транспортной трубе снизу.
При монтаже надземного теплоизолированного трубопровода с попутным электронедогревом крепление трубы-спутника (обогревающей трубы) к транспорту трубопроводу в зависимости от давления перекачиваемого продукта осуществляют сплошной приваркой односторонним швом, приваркой прерывистым двусторонним швом или с помощью хомугов. Крепление сваркой осуществляется при давлении в транспортном трубопроводе до 0,1 МПа. Если же давление выше указанного значения, то крепление осуществляется с применением хомутов.
Монтаж системы электроподогрева выполняют протяжкой греющего кабеля внутри трубы-спутника с последующим подключением его к источнику питания.
Испытание системы электроподогрева проводят после ее монтажа в два этапа. На первом этапе необходимо испытать работоспособность и электробезопасность самого нагревателя, а на втором — эффективность работы всей нагревательной системы. Нагреватель подлежит испытанию на нескольких режимах изменения тока от минимального значения до максимального.
432
Технология сооружения газонефтепроводов
Для участков с погребенными льдами трубопроводы целесообразно сооружать на подвижных и неподвижных опорах.
Фундаменты опор — железобетонные плиты. Между подошвой фундамента и слоем подземного льда создается прослойка из уплотненного природного грунта (ее толщина — 0,25% от ширины железобетонного фундамента). Грунтовая насыпь выполняется с откосами, которые закрепляются сотовой конструкцией (георешеткой) из синтети-чиских материалов. Под насыпью неподвижных опор укладывается теплоизолирующий экран, предотвращающий растеплепие грунта и таянье льда.
433
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
ГЛАВА 10. СТРОИТЕЛЬСТВО ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДОВ
ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ
Магистральные трубопроводы (МТ), являясь линейно-протяженными сооружениями, пересекают на своем пути, как правило, большое число естественных и искусственных препятствий.
К естественным относятся препятствия, сформировавшиеся на земной поверхности без участия человека (реки, озера, болота, овраги и т.п.). Под искусственными понимают препятствия, появившиеся в результате деятельности человека (железные и автомобильные дороги, каналы, водохранилища и т.п.).
Участки линейной части МТ на пересечениях препятствий называются переходами.
Преодолеть данные препятствия можно по воздуху (воздушные переходы), под землей (переходы под железными и автомобильными дорогами) и под водой (подводные переходы).
Переходы через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги и другие инженерные коммуникации, которые не могут быть выполнены по ходу работы передвижными механизированными колоннами или комплексами поточным методом, должны быть закончены строительством ко времени подхода этих колонн.
Существует много методов прокладки трубопроводов через естественные и искусственные препятствия и конструкций таких переходов. Выбор метода (или конструкции) в каждом конкретном случае должен основываться на рассмотрении совокупности условий прохождения и требований к переходу — технических, экономических, экологических и др. Основные методы прокладки переходов, области их применения и технические ограничения на их применение рассмотрены в табл. 10.1.
Наиболее часто встречаемыми на трассах являются переходы МТ через водные преграды, которые по способу прокладки подразделяются на подводные и надводные (воздушные).
10.1. Подводные переходы трубопроводов через водные преграды
10.1.1. Общие положения
К подводным переходам относятся участки трубопроводов, пересекающих естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохрани-
434
Таблица 10.1.
435
Область применения методов прокладки трубопроводов через естественные и искусственные препятствия ..
Область применения Ограничения применения
и достоинства метода
Метод прокладки перехода трубопровода_________________
Траншейные методы: в грунте, в защитном кожухе, в канале, под защитными плитами, со специальной засыпкой, с бетонным покрытием и др. Бестраншейные методы: прокол, продавливание, горизонтальное бурение, наклонно-направленное бурение, тоннельная проходка
Надземная прокладка (воздушные переходы): самонесущие, на опорах, подвесные переходы и т. п. Наземная прокладка: по поверхности грунта в насыпи или в другой защитной оболочке
Прокладка по дну водоема с механической защитой или без нее
и недостатки метода
Переходы через водоемы, дороги, существующие коммуникации
Переходы под водоемами, дорогами и другими природными объектами, а также через горные участки. Методы применяются > при необходимости избежать нарушения поверхности земли в ходе строительства и при невозможности применения других методов Переходы через водоемы, дороги, сооружения, овраги, ущелья и другие объекты. Методы применяются при устройстве временных переходов, при невозможности или нецелесообразности заглубления (например, переходы через действующие коммуникации, через глубокие и узкие ущелья), при нестабильной поверхности дна, берегов или грунтовой толщи или при необходимости периодического доступа к переходу в период эксплуатации____________________________
Методы применяются при пересечении широких и глубоких водоемов, либо по дну морей
В ходе строительства нарушается поверхность и грунтовая толща, возникают воздействия на пересекаемый объект Ограниченная длина перехода. Ограничения, связанные с геологическими условиями
Возникает надземное (наземное) сооружение, нуждающееся в обслуживании. Переход подвержен внешним воздействиям
Должна быть обеспечена защита перехода от контактов с судами, якорями, рыболовецкими снастями и др., либо глубина, на которой невозможны такие воздействия
Технология сооружения газонефтепроводов
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г Г Васильев
пища),уложенные ниже поверхности воды при ширине по зеркалу воды в межень более 10 м и глубиной свыше 1,5 м.
Подводные переходы магистральных трубопроводов (ППМТ) являются наиболее ответственными элементами в составе линейной части, как правило, высоких категорий В и I (Приложение В) и к ним предъявляются повышенные требования в отношении прочности труб, контроля качества монтажных сварных соединений, предварительного испытания и на
значения типа изоляционного покрытия.
ППМТ через водные преграды проектируются на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее постро-
енных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротех-
нических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте пере-
хода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды, требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды [3; 4; 5; 10; 14; 19; 50; 60; 87;
Рисунок 10.1. Конструкции подводных трубопроводов: a — при отрицательной плавучести труб; б, в — при положительной плавучести труб; 1 — противокоррозионная изоляция; 2 — футеровка; 3 — пригруз чугунный; 4 — пригруз из сплошного железобетона
90; 96; 99; 105; 108; 109; 112].
По расположению относительно естественной поверхности дна водоема, трубопроводы можно укладывать ниже дна (заглубленный трубопровод), на дне (неза-глубленный трубопровод) и выше дна (погруженный трубопровод). Наиболее распространенной является укладка труб по заглубленной схеме, позволяющей надежно защитить их от внешних силовых воздействий.
На рис. 10.1, а показана схема укладки труб, защищенных противокоррозионной изоляцией 1. Защита от всех видов воздействий, кроме химических, обеспечивается слоем грунта h. Такая
436
Технология сооружения газонефтепроводов
схема применима только при отрицательной плавучести труб.
На рис. 10.1, б, в показан вариант схемы при положительной плавучести труб. Труба, покрытая противокоррозионной изоляцией, защитным покрытием из деревянной рейки или иного материала (футеровка) 2, утяжелена металлическими (чугунными) пригрузами 4 для придания ей отрицательной плавучести.
Конструкция типа «труба в трубе» с заполнением межтрубного пространства цементным раствором приведена на рис. 10.2. Внутренняя труба 1 помещается в трубу 2, и пространство между ними заполняется жидкостью, обладающей хорошими антикоррозионными свойства-
Рисунок 10.2. Двухтрубная конструкция с заполнением межтрубного пространства цементным раствором: 1 — внутренняя труба; 2 — наружная труба; 3 — цементно-песчаный раствор
ми, или цементно-песчаным раствором 3. Во втором случае обе трубы работают с отвердевшим раствором как одно целое, что почти в два раза увеличивает несущую способность трубопровода; кроме того, такая кон-
струкция, как правило, не нуждается в утяжелении.
На рис. 10.3, а, б, в показаны конструкции подводной схемы прокладки по дну с защитой от механических воздействий. Каменная наброска 1 отсыпается на мягкое грунтовое обвалование 2 трубы 3; в другом случае, показанном на рис. 10.3, б, основным защитным покрытием является железобетонный короб из отдельных блоков или покрытие из шарнирно соединенных плит 5 (рис. 10.3, в).
Существуют другие виды конструкций, но все они являются более детально разработанными аналогами приведенных конструкций.
Запорная арматура на подводном переходе должна отвечать классу I по ГОСТ 9544—93 и устанавливаться в соответствии с конструктивными требованиями к размещению запорной и другой арматуры на трубопроводах.
В случае отсутствия стационарных КПП очистных и диагностических устройств на основной нитке подводного перехода, она обслуживается узлами пуска-приема магистрали ( при равных диаметрах).
Подводные переходы подразделяются:
• по числу ниток — на одно и многониточные;
437
Ф.М Мустафин, Л И. Быков, Г Г Васильев
• по способу строительства — построенные траншейным способом, методом наклонно-направленного бурения, микротоннелирова-ния, тоннелирования с использованием щитовой проходки, методом протаскивания в трубу-футляр («труба в трубе»).
Границами подводного перехода магистрального трубопровода (ППМТ), определяющими длину перехода, являются (рис. 10.4):
а — для однониточного перехода и основной нитки многониточного
перехода — участок, ограниченный
Рисунок 10.3. Конструкции подводной прокладки труб по дну с защитой от механических воздействий: а — каменной наброской; б — из железобетонных шарнирно-соединительных плит; в — из железобетонных блоков; 1 — каменная наброска; 2 — грунтовое обвалование; 3 — трубопровод с изоляцией; 4 — бетонные блоки; 5 — железобетонные плиты
запорной арматурой, установленной на берегах;
b — для однониточного перехода, не имеющего запорной арматуры, установленной на берегах, — участок ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10%-ой обеспеченности;
с — для резервной нитки многониточного перехода — участок, ограниченный затворами камеры пуска и камеры приема средств очистки и диагностики (СОД), установленных на этой нитке.
В составе подводного перехода выделяются русловый участок и пойменные участки.
Русловый участок перехода — участок, ограниченный горизонтом низких вод 95% обеспеченности (рис. 10.4).
Пойменные участки перехода — участки, ограниченные с одной стороны горизонтом низких вод (ГНВ) 95% обеспеченности, с другой стороны — границами перехода.
Подводные переходы трубопроводов строятся и эксплуатируются на основании требований строительных норм и правил, а
438
Технология сооружения газо
неФтепР°водов
также ряда руководящих документов, утвержденных в соответствующем порядке.
В состав подводного перехода входят (рис. 10.5):
• участок основной и резервных ниток;
ГВВ 10% ГВВ 95%
Рисунок 10.4. Границы подводного нередОда
берегоукрепительные сооружения, служащие для предохранения трубопроводов от размывов, оползней и т.п.;
сооружения для регулирования русловых деформаций в районе перехода;
защитные сооружения от аварийного разлива перекачиваемого продукта;
информационные знаки ограждения охранной зоны трубопроводов на сплавных и судоходных водных путях;
• вертолетные площадки;
• специальные защитные сооружения от повреждения тормозными
устройствами плотов, якорями на судоходных и сплавных водных путях;
• плановые магистрали (базисные линии для наблюдения за размывом берегов, базисы, по концам которых устанавливаются угломерные инструменты, контрольные отводы и другие устройства закрепленные на местности долговременными опорными знаками — реперами):
• совокупность подводных переходов трубопроводов разного назначения, пересекающих водную преграду в одном техническом коридоре с расстояниями между осями, определяемыми по СНиП 2.05.06- 85* [87].
Створы переходов через реки выбираются на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими не размываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода, как правило, предусматривают перпендикулярным дИ. намической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.
439
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
При выборе створа перехода трубопровода следует руководствоваться методом оптимального проектирования с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоема и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.
При определении оптимального положения створа и профиля перехода расчет необходимо производить по критерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности и устойчивости трубопровода и охране природы.
При прокладке подводных переходов предусматривается его заглубле-
Рисунок 10.5. Схема подводного перехода: 1 — колодец с отключающим устройством; 2 — основная нитка перехода; 3 —резервная нитка перехода (дюкер);4 — каменная наброска; 5 — берегоукрепительное покрытие
ние в дно пересекаемых водных преград. Величину заглубления устанавливают с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.
Проектную отметку верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов необходимо назначать на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла рек, определяемого на основании инженерных изысканий с учетом возможных деформаций русла в течение 25-ти лет после окончания строительства перехода, но не менее 1-го м от естественных отметок дна водоема.
При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода необходимо принимать не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.
При бестраншейной прокладке (способами ННБ или МТ) за
440
Технология сооружения газонефтепроводов
глубление трубопровода (или МТ) до верхней образующей принимается не менее 6 м от самой низкой отметки дна на участке перехода и не менее 3 м от линии возможного размыва или прогнозируемого дноуглубления русла.
Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб.
При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагать переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в табл. 4* [87], при этом разрабатываются дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы и пожарную безопасность подводных переходов.
Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при прокладке их ниже по течению от мостов, пристаней и других аналогичных объектов и от оси подводных переходов трубопроводов до указанных объектов принимают по табл. 4* [87] как для подземной прокладки.
При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными нефтепроводами назначаются, исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть:
— не менее 30 м для газопроводов диаметром до 1000 мм включительно;
— 50 м для газопроводов диаметром свыше 1000 мм.
На многониточном переходе нефтепровода и нефтепродуктопровода, на котором предусмотрена одновременная прокладка нескольких основных трубопроводов (основных ниток) и одного резервного (резервной нитки), допускается прокладка основных ниток трубопровода в одной траншее. Расстояние между параллельными нитками, прокладываемыми в одной общей траншее, и ширина траншеи назначаются в проекте исхо-
441
i.M. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Я из условий производства работ по устройству подводной траншеи и озможности укладки в нее трубопровода.
Расстояние в плане между осями параллельных ниток нефтепроводов, фокладываемых на русловых участках переходов, должно быть не менее двойной ширины раскрытия подводной траншеи в самой глубокой ее части, но во всех случаях не менее 20 м. Расстояние нефтепроводов от кабелей связи — не менее 10 м.
Минимальное расстояние между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части трубопровода.
Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1% обеспеченности необходимо рассчитывать с учетом предотвращения всплытия, при этом, если результаты расчета подтверждают возможность всплытия трубопровода, следует предусматривать:
на русловом участке перехода — сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, конструкция которых должна обеспечивать надежное их крепление к трубопроводу для укладки трубопровода способом протаскивания по дну;
на пойменных участках — одиночные грузы или закрепление трубопроводов анкерными устройствами.
Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допускаемого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельный профиль размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой нагрузки и способов укладки подводного трубопровода.
Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях. Применение сварных отводов русловой части не допускается, при этом кривые искусственного гнутья на переходах следует располагать за пределами прогнозируемого размыва этих участков, или они должны находиться под защитой специального крепления берегов.
Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах трубопроводов, размещают на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10 %-ой обеспеченности и выше отметок ледохода.
На участках категории «В» запорная арматура кроме больших рек устанавливается и на малых реках (за исключением рек каньонного типа и пересыхающих ручьев). Задвижки, установленные на ППМН должны быть электрифицированы, телемеханизированы и находиться в режиме
телеуправления. Предусматривается электроснабжение от двух независимых источников питания приводов задвижек, оборудования телемеханики, связи и сигнализации, установленных на переходе, с автоматическим включением на резервный источник при выходе из строя основного. Береговые задвижки и узлы пуска и приема СОД должны относиться к потребителям не ниже первой категории надежности электроснабжения.
Проектом предусматриваются решения по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройство нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).
Крепление откосов берегов на участке перехода предусматривается до отметки, возвышающейся не менее чем на 0,5 м над расчетным горизонтом высоких вод повторяемостью один раз в 50 лет.
На затопляемых берегах кроме откосной части должен укрепляться пойменный участок, прилегающий к откосу, длина которого определяется в зависимости от гидрологических условий, но не менее 5 м.
Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектом в зависимости от геологических и гидрологических условий, но не менее ширины раскрытия траншеи в урезе с запасом по 10 м в каждую сторону от оси.
Инженерная защита трубопровода в пределах береговых участков водотоков в районе распространения талых грунтов и грунтов, оттаявших в результате эксплуатации трубопровода, осуществляется с помощью армирования поверхности грунтов обратной засыпки специальными материалами.
При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах, где их пересекает трубопровод, должна быть предусмотрена прокладка резервной нитки с учетом следующих замечаний:
• при ширине заливаемой поймы выше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10 %-й обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте (например, труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку допускается предусматривать при пересечении горных рек и водных преград шириной до 75 м;
• диаметр резервной нитки определяется проектом;
• допускается предусматривать прокладку перехода через водную преграду шириной свыше 75 м в одну нитку при условии тщательного обоснования такого решения в проекте;
44
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
• при необходимости транспортирования по трубопроводу вязкой нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи которых не допускается, предусматривают прокладку нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды шириной менее 75 м в две нитки.
При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более, необходимо производить проверку устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.
Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетом продольной жесткости труб, обеспечения закрепления перехода против всплытия па береговых неразмываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.
Участки и створы подводных переходов располагают за пределами первых поясов зон санитарной охраны источников питьевого водоснабжения.
Переходы конструкции «труба в трубе» оборудуются системой контроля избыточного давления в межтрубном пространстве. Датчики контроля избыточною давления устанавливаются на обоих концах перехода и подключены к системе телемеханики, обеспечивающей автоматическое отключение перехода при срабатывании системы защиты.
Датчики контроля избыточного давления должны иметь класс точности не более 0,1, диапазон измерения в пределах от 0 до 2,0 атм.
Торцевые уплотнения конструкции перехода должны гарантировать сохранение необходимого для надежной работы датчиков избыточного давления в межтрубном пространстве. Кожух должен выдерживать рабочее давление трубопровода при его разрыве.
В проекте разрабатываются технические решения, исключающие попадание нефти в реку при нарушении герметичности торцевых уплотнений.
В скальных и полускальных породах подводный переход может прокладываться в микротоннеле. При этом стены тоннеля обкладываются железобетонными кольцами расчетной прочности, а торцы обустраиваются замками герметичности.
На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами предусматриваются сигнальные знаки согласно Правилам плавания по внутренним судоходным путям, утвержденным Минречфлотом РФ, и Правилам охраны магистральных трубопроводов.
444
Технология сооружения газонефтепроводов
10.1.2. Методы строительства подводных трубопроводов на переходах
Способы и сроки производства работ при сооружении подводных переходов в пределах русла реки или водоема, согласованные проектной организацией с организациями, эксплуатирующими речные и озерные пути сообщения, органами рыбоохраны и другими заинтересованными организациями, должны быть указаны в проекте перехода.
Строительство переходов нефтепроводов через водные преграды должно выполняться специализированными организациями, имеющими соответствующую аккредитацию.
Строительство трубопроводов через водные преграды осуществляют:
• открытым (траншейным) способом, в том числе типа «труба в трубе», с укладкой трубопроводов в подводные и береговые траншеи, разработанные в границах переходов плавучей и наземной землеройной техникой;
• закрытым способом, с протаскиванием трубопроводов в наклонные скважины, выполненные методом наклонно-направленного бурения, или методом микротоннелирования.
При выборе способа прокладки переходов должны учитываться данные по грунтовым условиям, рельефу, ширине и глубине водной преграды, сейсмоактивности района строительства.
10.1.2.1. Траншейный способ строительства ППМТ
Подготовительные работы
В составе подготовительных работ на подводном переходе подрядчик должен выполнить строительство и установку временных сооружений в соответствии со СНиП 12-01-2004 [93] и временных причалов для доставки грузов водным путем.
Конструкция причала определяется проектом, с учетом режима водного потока (скорости течения, волнения, колебания уровней воды), ледовых нагрузок в холодное время года, осадки судов, вида и веса перевозимых грузов.
Временные причалы оснащаются грузоподъемными кранами для выгрузки секций труб с бетонным покрытием, специальной техники и оборудования.
До начала разработки траншей на подводных переходах необходимо:
• проверить и закрепить проектные створы и реперы;
445
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• измерить глубины водоема и определить соответствие фактического профиля дна реки проектному;
• выполнить обследование участка реки или водоема на проектную ширину подводной траншеи поверху для выявления случайных препятствий.
Если контрольными промерами будет установлено, что фактические отметки дна выше черных отметок, указанных в проекте, глубину подводной траншеи следует увеличить для укладки трубопровода на проектные отметки.
Если фактические отметки дна ниже черных отметок, указанных в проекте, и при этом разность между фактическими отметками дна и проектными отметками верха трубопровода будет меньше 1 м, проектные отметки, на которые должен укладываться трубопровод следует пересчитать.
Кроме указанных геодезических и гидрометрических работ выполняются подготовка спусковой дорожки, трубной плети (футеровка, балластировка), устройство анкерной опоры для лебедки протаскивания и ряд других, специфических для подводных трубопроводов работ.
Спусковая дорожка в зависимости от длины укладываемой на нее плети трубопровода, его диаметра и массы, а также рельефа прибрежного участка может быть устроена в виде:
• спусковой дорожки с роликоопорами на спланированном участке территории в створе перехода (рис. 10.6);
• рельсового узкоколейного пути с тележками (рис. 10.7; 10.8);
• береговой траншеи, заполняемой водой.
Протаскивание отдельных плетей трубопроводов по спланированной грунтовой дорожке без специальных спусковых устройств допускается только при обязательной тщательной планировке берегового участка и принятии необходимых мер к предупреждению повреждения изоляционного покрытия.
Выбор балластирующих устройств осуществляется в соответствии с рекомендациями [10; 19; 90; 104].
На переходах через водные преграды шириной в межень более 30 м предусматривается балластировка в русловой части трубопровода сплошным бетонным покрытием (рис. 10.9, табл. 10.2), на береговых участках — сплошным бетонным покрытием или кольцевыми чугунными утяжелителями (рис. 10.10, рис. 10.11, табл. 10.3), на пойменных участках — железобетонными утяжелителями, типа УБОм или УБКм (рис. 10.12 — 10.14, табл. 10.4—10.6).
446
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 10.6. Спусковая дорожка: 1 — рельсовый путь из секций; 2 — тележка; 3 — плеть трубопровода, подвешенная к тележкам; 4 — кран; 5 — тормозное устройство
Рисунок 10.7. Секция рельсового пути
На переходах через водные преграды шириной в межень до 30 м балластировку на береговых участках допускается производить групповым способом на основе проверочных расчетов.
В зонах соприкосновения изоляционного покрытия трубопровода с пригруза-ми используются прокладки (футеровка из пластмассовых реек, скальный лист, защитные коврики или обертки из не гниющих материалов необходимых толщины и плотности и т.д.), обеспечивающие сохранность изоляции нефтепровода. Ширина прокладки должна быть больше ширины балластирующего устройства не менее чем на 200 мм и выступать с каждой стороны не менее чем на 100 мм. При протаски
Рисунок 10.8 Тележка: 1 — ферма; 2 — траверса;
3 — колесо; 4 — тормоз; 5— грузовой строп; 6 — кронштейн; 7 — кронштейн с откидным крюком
вании плети она дополнительно футеруется пластмассовыми рейками из полиамида ПА6, полиэтилена ПЭ63 или ПЭ80.
447
00 Параметры обетонированных труб с покрытием типа ПЖУ Таблица 10.2.
Размеры Вес Плавучесть Плотность бетона, кг/м3
труб, стальной стальной 2300 3000
диаметр трубы с трубы Нормат. Диметр Толщина Плаву- Нормат. Диаметр Толщина Плаву-
и тол- изоля- С изо- балласти- бетони- бетонно- честь баллас обетони- бетон- честь
щина, цией, ляцией, ровка рованной го пок- заглушеШ тировка рованой ного заглушен
ММ кН/м кН/м трубы (в о трубы, рытия, ной обе- трубы трубы, покры- ной обе-
воздухе), мм мм тониро- (в воз мм тия. тониро-
кН/м ванной Духе), мм ванной
трубы, кН/м трубы,
кН/м кН/м
720x9 1,59 2,45 6,78 952 114,0 -1,38 5,50 873 74.5 -1,22
720x10 1,76 2,28 6,41 941 108.5 -1,34 5,20 866 71,0 -1.19
720x12 2,09 1,94 5.65 918 97,0 -1,25 4,59 850 63.0 -1.12
720x14 2.43 1,60 4.90 895 85.5 -1,17 3.98 834 55.0 -1.05 ,
720x16 2.77 1,27 4,17 871 73,5 -1,08 3.38 819 47,5 -0,98
820x10 2.00 3,22 8,90 1087 131,5 -1,81 7,22 996 86,0 -1,59
820x12 2,39 2,84 8,04 1064 120,5 -1,71 6,53 980 78,0 -1,51
820x14 2,78 2,45 7,18 1041 108,5 -1,61 5,83 965 70,5 -1,44
820x16 3,16 2,07 6,33 1018 97,0 -1,51 5,14 949 62,5 -1,36
820x18 3,54 1,69 5,49 994 85,0 -1,41 4,46 934 55,0 -1,28
820x20 3,91 1,31 4,66 970 73,0 -1,32 3,78 918 47,0 -1,21
1020x12 2,98 5,09 13,99 1356 166,0 -2,82 11,36 1241 108,5 -2,48
1020x14 3,47 4,61 12,92 1333 154.5 -2,69 10.49 1226 101,0 -2,38
1020x16 3,94 4,13 11,86 1311 143,5 -2,57 9,63 1210 93,0 -2,29
1020x18 4,42 3,65 10,80 1288 132,0 -2,45 8,77 1195 85.5 -2,19
1020x20 4,89 3,18 9,75 1264 120,0 -2,33 7,92 1179 77,5 -2,10
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 10.9. Конструкция монолитного бетонного покрытия: a —для трубопроводов диаметром 700—1400 мм; б—для трубопроводов диаметром 500 мм и меньше; 1 — труба с изоляционным покрытием; 2 — первый слой арматурной сетки;
3 — бетон толщиной 50—70 мм; 4 — второй слой арматурной сетки; 5 — защитный слой бетона толщиной 20—25мм; 6 — арматурная сетка; 7 — бетон
При установке железобетонных утяжелителей на трубопровод допускается отклонение от вертикальной оси не более 5°. Взаимное смещение утяжелителей вдоль оси трубопровода допускается до 10% от проектного; при этом общее количество балластных грузов по длине участка 50 м не должно отличаться от проектного.
Допускается навеска на плавающий трубо-
Рисунок 10.10. Конструкция чугунных грузов и положение их на трубопроводе: I — полу груз; 2— болт; 3 — гайка; 4 — шайба; 5 — футеровка
провод балластных грузов типа УБО на коротких участках при наличии технологического разрыва в начале и в конце участка. При этом технологические разрывы (захлесты) должны ликвидироваться только после окончания засыпки на длине всего забалластированного участка.
Утяжелители типа УБКм применяются на трубопроводах, прокладываемых на обводненных участках и поймах рек при уровне воды в траншее во время строительства не более половины диаметра трубы, через бо-
449
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 10.11. Схема организации работ по балластировке трубопровода кольцевыми чугунными грузами: а — развозка грузов вдоль плети трубопровода; б—укладка плети трубопровода на нижние полукольца груза; в — навеска верхних полуколец груза; 1 — склад чугунных грузов; 2 — трубоукладчик; 3 — плеть трубопровода; 4 — нижний элемент груза; 5 — верхний элемент груза; 6 — трубоукладчик; 7 — отверстие для болтов; 8 — монтажные петли; 9 — полотенце мягкое ПМ
Рисунок 10.12. Железобетонный утяжелитель типа 2 — УТК: 1 — утяжелитель 2 — УТК; 2 — шпилька МС; 3 — шайба МС; 4 — гайка М20; 5 — футеровка
Рисунок 10.13. Общий вид утяжелителя типа УБОм : 1 — ж/б блок утяжелителя; 2 — соединительный пояс; 3 — монтажная петля; 4 — футеровочный материал
450
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 10.3.
Чугунные кольцевые пригрузы для балластировки трубопровода
Диаметр трубопровода, мм Масса груза (полукольца), кг Высота (полукольца), мм Ширина, мм Длина, мм Болт
325 250 250 589 464 М 20-120
377 300 275 636 546 М 20-130
426 350 302 694 490 М 20-130
530 450 355 800 530 М 20-170
720 1100 455 1000 910 М 24-180
820 1100 505 1100 820 М 24-180
1020 1100 605 1330 705 М 24-180
1220 2000 725 1536 884 М 30-260
1420 2000 825 1770 810 М 38-280
Таблица 10.4.
Марки железобетонных утяжелителей и их основные размеры
Марка утяжелителя Размеры утяжелителей, лм Масса Масса
полу- КОМП-
кольца, кг лекта, кг
R Н 5 b 1
2-УТК325-12 200 320 125 180 85 276 558
2-УТК377-12 225 345 125 185 80 299 604
2-УТК426-12 250 370 125 190 75 322 650
2-УТК530-12 305 425 125 190 75 368 742
2-УТК720-24 400 555 175 250 75 1380 2776
2-УТК820-24 450 610 180 250 70 1587 3190
2-УТК 1020-24-1 550 690 160 270 120 1621 3259
2-УТК 1020-24-2 550 725 195 300 70 2035 4087
2-УТК 1220-24-1 655 825 190 370 120 2303 4621
2-УТК 1220-24-2 655 870 235 410 70 2938 5893
2-УТК 1420-24-2 755 1015 280 500 80 4068 8151
451
Ф.М. Мустафин, Л И Быков, Г.Г Васильев
Рисунок 10.14. Железобетонный утяжелитель типа УБКм
лота различных типов, заболоченные и периодически затопляемые водой участки, а также в вечномерзлых грунтах.
Утяжелители типов УБГ и УБОм размещаются на трубопроводе, как групповым методом, так и раздельно. Установка указанных утяжелителей производится на уложенный в проектное положение трубопровод.
При групповом методе балластировки группа утяжелителей устанав-
ливается на отдельных участках вплотную друг к другу; при этом общее
Рисунок 10.15. Схема производства работ по установке тяговой лебедки и анкерной опоры: а — разработка котлована для установки анкера и планировка площадки под тяговую лебедку; б — установка тяговой лебедки и анкерной опоры; в —крепление тяговой лебедки к анкерной опоре и засыпка котлована; 1 — бульдозер; 2 —дорожка для якорного каната; 3 — экскаватор; 4 — котлован; 5 — тяговая лебедка; 6—вертикальная стенка из шпал; 7 — анкер; 8 — щит; 9 — трубоукладчик; 10 — трубопровод; И — тяговый канат; 12 — якорный канат; 13 — полиспаст якоря; 14 — канатная вставка
452
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 10.5.
Техническая характеристика утяжелителей типа УБОм
Марка груза Диаметр трубопровода, мм Габаритные размеры, мм Объем груза, м3 Масса груза, т § Q О св В- Е s S g Й s К о с
о ная в( баллас щей сп сти гр]
Н h L В К b С TH
УБОм-1420 УБОм- 1420 1600 800 1200 600 600 450 680 1,89 4,347 2,447
1220 УБОм- 1220 1400 700 1350 600 550 450 600 1,85 4,253 2,407
1020 1020 1100 500 1500 550 450 400 435 1,47 3,378 1,903
УБОм-820 УБОм- 820 1100 500 1500 550 350 400 435 1,47 3,378 1,903
720 УБОм- 720 1100 500 1500 550 300 400 435 1,47 3,378 1,903
530 530 700 400 1000 400 230 250 310 0,36 0,834 0,471
Таблица 10.6.
Техническая характеристика утяжелителей типа УБКм
Диаметр трубопровода, Марка утяжелителя Габаритные размеры утяжелителя, мм Объем бетона, м3 Масса утяжелителя, кг
L Н В R b
1420 1-УБКм-1420-10 1000 1760 2400 1100 400 2,51 6020
1220 1-УБКм-1220-9 900 1570 2000 1100 290 1,69 4060
1020 1-УБ Км-1020-9 900 1370 1840 1100 300 1,49 3580
820 1-УБКм-820-9 900 1120 1600 1000 300 1,12 2690
720 1-УБКм-720-9 900 1030 1500 800 310 1,03 2470
630 1-УБКМ-720-9 900 1030 1500 800 310 1,03 2470
530 1-УБКм-529-9 900 760 1300 800 310 0,69 1660
478 1-УБ Км-529-9 900 760 1300 800 310 0,69 1660
426 1-УБКм-426-9 900 690 1100 800 250 0,55 1320
377 1-УБКм-426-9 900 690 1100 800 250 0,55 1320
Примечание: Масса утяжелителя определена для плотности бетона 2,4 т/м’
453
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
их количество должно соответствовать требованиям необходимой величины балластировки.
Используя при укладке трубопровода тяговой лебедки протаскивания, в подготовительный период выполняются работы по установке анкерной опоры (рис. 10.15).
Таблица 10 7
Откосы подводных траншей
Наименование и характеристика грунтов Крутизна откосов подводных траншей при глубине траншеи, м
до 2,5 более 2,5
Пески пылеватые и мелкие 1:2,5 1:3
Пески средней крупности 1:2 1:2,5
Пески неоднородного зернового состава 1:1,8 1:2,3
Пески крупные 1:1,5 1:1,8
Гравийные и галечниковые 1:1 1:1,5
Супеси 1:1,5 1:2
Суглинки 1:1 1:1,5
Глины Предварительно разрыхленный 1:0,5 1:1
скальный грунт Заторфованные и илы 1:0,5 По проекту 1:1
Таблица 10.8
Откосы береговых траншей
Наименование и характеристика грунтов Крутизна откосов обводненных береговых траншей при глубине траншеи, м
До 2 Более 2
Пески мелкие 1:1,5 1:2
Пески средней зернистости и крупные 1:1,25 1:15
Суглинки 1:0,67 1:125
Гравийные и галечниковые 1:0,75 1:1
Глины 1:0,5 1:0,75
Предварительно разрыхленный скальный грунт 1:0,25 1:0,25
Примечание. Крутизна откосов дана с учетом грунтовых вод
454
Технология сооружения газонефтепроводов
Разработка траншей
При выборе способа разработки подводных траншей учитывается ширина реки, геология дна и скорость течения реки.
Перед началом разработки подводных траншей выполняют следующие подготовительные работы:
• с помощью эхолота измеряется глубина водоема и на основании полученных данных составляется фактический профиль дна, который сверяется с проектным;
• выполняется водолазное обследование дна реки (водоема) в границах проектной ширины подводной траншеи для выявления случайных препятствий и удаления их в случае обнаружения;
• проверяются проектные створы переходов и реперы.
Земляные работы обычно начинают на нижней по течению реки нитке перехода, что позволяет при разработке верхней траншеи использовать часть грунта для засыпки нижней траншеи с уложенным в нее трубопроводом. Разработка, транспортировка грунта и складирование его в подводные и береговые отвалы баржами и путем рефу-лирования земснарядами не должны мешать судоходству, нарушать установившийся режим потока, вызывать загрязнение водоема и ухудшать экологическую ситуацию в районе перехода.
Крутизну откосов подводных траншей при ширине водной преграды более 30 м или глубине более 1,5 м (при среднем рабочем уровне воды) с учетом безопасных условий производства водолазных работ следует принимать по табл. 10.7.
Длина подводной траншеи, для которой принимается крутизна откосов по табл. 10.7, равна ширине русла водной преграды плюс длина разрабатываемых урезных участков водной преграды.
Наибольшую крутизну откосов обводненных береговых траншей следует принимать по табл. 10.8.
Расчетная ширина подводных траншей на мелководных участках, где глубина с учетом возможных колебаний уровня воды меньше осадки судна (с запасом под днищем), должна приниматься в проекте с учетом ширины и осадки судна и обеспечивать гарантированные глубины в границах рабочих перемещений снарядов (или грунтовозных шаланд).
При определении объемов подводных земляных работ следует учитывать переборы по глубине траншей, которые принимаются в соответствии с требованиями разд. 6 «Дноуглубительные работы» СНиП 3.02.01-87 [88].
455
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 10.16. Разработка подводной траншеи открытым способом
физико-механические свойства грунтов;
Рефулируемый грунт не должен мешать судоходству и нарушать установившийся режим речного потока в районе перехода.
При выборе типа механизма для подводной разработки траншеи необходимо учитывать:
характеристику водной преграды (ширину, глубину, скорость те-
чения, волнение, судоходность);
рыбохозяйственную значимость водной преграды;
технические и технико-экономические показатели машин и меха-
низмов;
• условия транспортировки грунта в месте отвалов с учетом требований охраны водной среды;
• возможность доставки техники на ремонтируемый переход;
• заданные (директивные) сроки выполнения работ на переходе.
Технические характеристики машин и механизмов, применяемых для подводной разработки грунтов, приведены в табл. 10.9, 10.10.
На реках с глубиной воды до 0,5 м с плотными грунтами для разработки траншей допускается применять экскаватор с обратной лопатой с перемещением по дну реки (рис. 10.16). При глубине воды более 0,5 м и скорости течения 0,1—0,3 м/с на слабых грунтах экскаватор должен работать с насыпной дамбы. При глубине воды 1,5 м экскаватор или грейфер может работать с плавсредств (понтоны).
На реках шириной до 30 м при глубине до 1,5 м траншеи разрабатывают экскаватором поочередно сначала с одного, а затем с другого берега. При наличии скальных — грунтов применяется предварительное рыхление взрывом.
На реках шириной более 30 м и глубиной до 1,5 м подводные траншеи можно разрабатывать при одновременной работе двух экскаваторов с отсыпанной дамбы или экскаватором на еланях с водоотводом. Дамбы устанавливают с берега или отсыпают грунт самосвалами. Делают дамбы шириной (по верху) 4—5 м. Лучшим материалом для дамбы является гравийный грунт.
456
Технология сооружения газонефтепроводов
При пересечении широких судоходных водных преград при глубине водоема более 4 м рациональнее использовать земснаряды общестроительные или специальные для трубопроводного строительства типа ТЗР.
На реках со скоростью течения свыше 0,3—0,4 м/с должна учитываться заносимость траншей донными наносами, определяемыми по контрольным гидрометрическим измерениям, проводимым подрядчиком перед началом земляных работ.
Буровзрывные работы при устройстве подводных траншей должны применяться только при отсутствии возможности разработки грунта иным способом, с соблюдением требований по охране окружающей среды и близлежащих подводных сооружений.
Производство буровзрывных работ должно осуществляться в соответствии с «Едиными правилами безопасности при взрывных работах» (ПБ 13-407-01), утвержденными Госгортехнадзором России и «Прави-
Рисунок 10.17. Способы крепления береговых откосов на равнинных реках: а, б — дерновка соответственно плашмя и в стенку; в — одиночное мощение по мху, г, д — одиночное мощение по щебню; е — каменная наброска; ж — хворостяная выстилка; з — бетонные плиты; и — узел крепления бетонных плит; 1 —деревянные спицы (L=30 — 40 см); 2 — мох; 3 — линия максимального размыва; 4 — щебень; 5 — крупный песок, 6 — слой хвороста; 7 — тюфяк (при слабых грунтах); 8 — слой гравия 0,15 м, z — предполагаемая глубина размыва
457
Ф М Мустафин, Л И Быков Г Г Васильев
Таблица 10 9
Техническая характеристика машин и механизмов, применяемых для разработки подводных траншей
Механизмы Максимальная производительность по грунту, м3/ч Максимальная глубина разработки, м Категория разрабатываемого грунта Габаритные размеры корпуса, м Осадка при работе, м Водоизмещение (масса), т
Дизельный грунторазрабатывающий
снаряд ДГМС-1500 50 20 I-VI 21x7,2x5 0,7 35
Универсальная плавучая гидро-эжекторная установка УПГЭУ-2 70 22(20) 1-Ш 20x6x1,5 1,0 55
Дизель-электри-
ческие траншейные
земснаряды ТЗР-251 50-80 12 I-V 21,5x6x1,1
(с рыхлителем) 200 25 I-V 33.53
ТЗР-151 140 15-18 I-V 24,6x8,5 1,0 219
ТЗР-101Л 90 I-V 13.5x7 0,8
Одночерпаковый гидравлический экскаватор
на понтоне
«Подводиик-З» 75 20 Ш-VI
«Подводник-2» 500 40 I-IV 32x11,5x2,8 1,8 800
Одночерпаковый скалодробнльный
экскаватор «Подводник-1» 300 20 1V-VI 67x15,8x35 2,9
Землесос «Ямал» 700 20 I-VI 75x14x2,4 2,2 1950
Землесос «Крым» 1000 25 I-VI 74x14x2,5 2,4 2500
458
459
Таблица 10 10
Технические характеристики экскаваторов-драглайнов
Показатели ТЭ-3 Э-352 Э-302 ЭКБ-304 Э-652 Э-10011А ЭО-4121
Объем ковша, м3 0,38 0,25 0,25 0,25 0,25 0,35 0,4 0,4 0,5 05 0,5 0,5 1,о 1,0 1,0 0,75 0,65-1,0
Длина стрелы, м Угол наклона 12,5 7,5 7,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10 10 13 13 12,5 12,5 15 15 —
стрелы, град Наибольшая 15 30 45 30 45 30 30 45 30 45 30 45 30 45 30 45 —
высота выгрузки, м Глубина копания, м 3,3 2,6 4,15 4,15 6 30 4,47 4,0 6,3 3,5 5,6 5,3 8,0 4,1 6,6 5,3 8,4 6,0
при боковом проходе при концевом 4,5 2,05 1,13 3,75 2,7 5,3 5,3 4,2 4,4 3,8 6,6 5,9 5,5 4,4 7,8 5,7 —
проходе 7,5 5,3 4,15 7,65 6,0 7,6 7,5 5,4 7,3 5,6 10,0 7,8 9,4 7,4 12,0 9,2 5,8
Наибольший
радиус, м 13,5 12,0 16,0 14,0 9,2
выгрузки 12,5 7,3 6,15 10,0 8,3 10,0 10,0 8,3 10,0 8,3 12,5 10,4
копания 7,55 8,4 10,2 8,55 11,1 10,2 14,3 13,2
Среднее удельное давление на грунт при перемещении, МПа Масса экскаватора с рабочим обору- 0,018 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,07 0,07 0,08 0,08 0 09 3,09 0 09 0,09 0,64
дованием,т 17,0 13,0 13,0 13,0 13,0 10,6 11,2 11,2 20,6 20,6 23,4 23,4 35,4 35,4 35,4 35,4 21,8
Технология сооружения газонефтепроводов
Ф М Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
Рисунок 10.18. Применение ГБМ на ппмн
лами техники безопасности при производстве подводно-технических работ на реках и водохранилищах», утвержденными организациями речного флота.
Период производства земляных работ при разработке подводных траншей в зимних условиях должен определяться состоянием ледового покрова, его продолжительностью и прочностью.
Выполнение работ на льду
должно производиться после определения его несущей способности и соблюдения требований безопасности и охраны труда в строительстве.
Перед засыпкой подводных траншей должна производиться проверка соответствия отметок верха уложенного трубопровода проектным.
Материал и толщина слоя засыпки трубопровода, уложенного в подводную траншею, определяются проектом. Засыпка уложенного трубо
провода производится до проектных отметок, но не выше отметок дна во
доема на день засыпки.
Берегоукрепительные работы при строительстве подводных переходов следует выполнять согласно требованиям СНиП по сооружениям гидротехническим, транспортным, энергетическим и мелиоративных систем (рис. 10.17).
Берегоукрепление может производиться с помощью геосинтетичес-ких решеток, засыпаемых щебнем. В зонах воздействия на береговые участки подводных переходов ледовых нагрузок могут применяться гибкие железобетонные маты (ГБМ) — рис. 10.18.
К достоинствам данного метода относятся:
• прочность, долговечность и устойчивость подводного участка к размыву;
• незначительное уменьшение площади сечения реки в ее вертикальном профиле створа перехода;
• меньшее количество используемых материалов по сравнению с другими методами;
• возможность быстрого демонтажа ГБМ с подводного участка и их повторная установка;
• инертность к окружающей среде всех применяемых материалов.
460
Технология сооружения газонефтепроводов
Укладка трубопровода
Перед укладкой трубной плети в предварительно подготовленную траншею должны быть:
• проверены и испытаны все технические средства и возможность выполнения технологических операций, проверены средства связи, проведен инструктаж персонала и определена ответственность каждого исполнителя за свой участок работы;
• произведена проверка отметок продольного профиля траншеи строительной организацией при участии представителя технического надзора заказчика (переборы грунта в основании траншеи допускаются на глубину не более 0,5 м), а также профиль спусковых устройств;
• составлены акты на все виды работ, предшествующие укладке нефтепровода.
В зависимости от данных инженерных изысканий при открытой прокладке должны применяться следующие способы укладки нефтепровода:
• укладка протаскиванием по дну, в том числе с последовательным
наращиванием нитки;
• укладка способом свободного погружения.
Укладка способом протаскивания. Трубопровод протаскивают по дну подводной траншеи с одного берега к другому с помощью троса, заранее проложенного в траншее (рис. 10.19—10.21).
При ограниченной площадке протаскивание можно осуществить с изменением направления движения тяговых средств по узкой прибрежной полосе или с того же берега, на котором подготовлена трубная плеть. В этом случае потребуется устройство поворотного блока или анкера.
Технологическая последовательность основных операций,
Рисунок 10.19. Схема протаскивания трубопровода: а — без изменения направления движения; б — с изменением направления движения; 1 — трубопровод; 2 — траншея; 3 — трос; 4 — трактор; 5 — трубоукладчики
461
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 10.20. Схема укладки трубопровода большой длины протаскиванием: а — в летний период; б — в зимний период: 1 — тележка на рельсовом ходу; 2 — приямок; 3 — место стыковки плетей; 4 — трубопровод; 5—разгружающий понтон; 6 — тяговая лебедка ЛП-151; 7— баржа грузоподъемностью 1000 т; 8 — блок; 9 — тяговый трос (диаметром 63 мм); 10 — анкерный трос (диаметром 43 мм); И — тяговая лебедка ЛП-1А; 12 — анкерная опора тяговой лебедки; 13 — барабан для намотки троса; 14 — дежурный катер; 15 — плети, подготовленные к протаскиванию; 16 — трубоукладчики; 17 — майна; 18 — лед; 19 — подъемное устройство; 20 — блок; 21 — тяговый трос; 22 — трактор; 23 — прорезь во льду; 24 — граница подводной траншеи
связанных с укладкой протаскиванием, следующая: трубопровод сваривают на берегу в нитку, испытывают на прочность и герметичность, изолируют, футеруют, а в необходимых случаях балластируют; устраивают спусковую дорожку, на которую помещают подготовленный к укладке трубо
провод; по дну подводной траншеи укладывают тяговый трос; протаскивают трубопровод через водную преграду с помощью тракторов или лебедок протаскивания (табл. 10.11, 10.12), по окончании протаскива
ния проводят водолазное обследование и испытание уложенного трубопровода, определяют его положение и затем засыпают грунтом.
В зависимости от ширины водной преграды, рельефа берега, наличия спусковых устройств и понтонов, мощности трубоукладчиков и тяговых средств применяют две технологические схемы укладки подводных трубопроводов способом протаскивания по дну:
462
Технология сооружения газонефтепроводов
— схема I — протаскивание трубопровода с предварительным монтажом его на полную длину в створе перехода;
— схема II — последовательное протаскивание отдельных плетей трубопровода со стыковкой их на приурезном участке.
Для протаскивания трубопроводов в зимних условиях на берегу должны устраиваться ледовые дорожки с небольшим уклоном и комплексом тормозных устройств. Для протаскивания плетей трубопровода должны быть разработаны входная и выходная майны. Размеры майн должны определяться с учетом параметров протаскиваемых плетей.
Одно из важных условий качественного выполнения работ по протаскиванию трубопровода — оснащение его головного участка специальным устройством — оголовком, исключающим зарывание трубы в грунт.
Некоторые используемые при протаскивании трубопроводов схемы оголовков приведены на рис. 10.22.
При строительстве подводных переходов конструкции «труба в трубе» сварочно-монтажные работы при соединении труб и изоляцию кожуха долж-
Рисунок 10.21. Укладка трубопровода протаскиванием отдельных плетей
Рисунок 10.22. Схема оголовка с блоком для протаскивания трубопроводов: а —для газопровода; б — для нефтепровода; 1 — тяговый трос; 2 — блок от лебедки; 3 — заглушка; 4 — трубопровод; 5 — диафрагма; 6— отверстие для запасовки троса; 7— ребро жесткости; 8 — щека; 9—усилительное кольцо; 10—защитный кожух; И — отверстия (шесть); 12 — сварной шов; 13 — переходной конус; 14 — оголовок блока Примечание: размеры даны в миллиметрах.
463
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 10.11.
Основные данные тракторных тягачей
Марка трубоукладчика Максимальная грузоподъемность на стреле, т Максимальное тяговое усилие на форкопе, кН
Т12-24 12 100
Т15-30 15 125
Т35-60 35 228
К-594 90 580
Д155С 72 490
ТГ502(Д355С) 92 642
Таблица 10.12.
Основные характеристики тяговых лебедок протаскивания
Показатель Тип лебедки
ЛП-1 ЛП-1А ЛП-151 ЛН-301
Длина тягового троса, м 1500 1600 500 1000
Диаметр троса, мм 39 39 60,5 60,5
Тяговое усилие2, кН
передача:
1-я 500/1000 720/1440 1500/3000 1500/3000
2-я 310/630 - - 800/1600
3-я 260/530 - - 580/1160
4-я 180/360 - -
Скорость протаскивания7, м/мин:
передача
1-я 6,3/3,15 - - 6,3/3,15
2-я 10/35 - - 11,8/5,9
3-я 12/6 - - 13,4/8,2
1В числителе даны тяговое усилие и скорость протаскивания без подвижного блока, в знаменателе — с подвижным блоком.
464
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 10.23. Конструкция подводного перехода по методу «труба в трубе». 1 — защитный кожух; 2 —рабочий трубопровод; 3 — водоем; 4 — колодец
ны производить в соответствии с такими же требованиями, как и для рабочего трубопровода.
Конструкция подводного перехода, прокладываемого методом «труба в трубе» (рис. 10.23) представляет собой металлический кожух (труба), внутри которого размещается рабочий трубопровод меньшего диаметра, оснащенный с внешней стороны опорно-центрирующими сальниковыми узлами. Межтрубное пространство заполняется неагрессивным инертным газом.
Укладка нефтепровода конструкции «труба в трубе» может выпол
няться:
• с предварительной укладкой кожуха через водную преграду и последующим протаскиванием в него рабочей плети;
• с предварительным монтажом плетей кожуха и рабочего участка трубопровода на берег в общую конструкцию типа «труба в трубе» и последующей укладкой их в собранном виде через водную преграду.
Рисунок 10. 24. Схема установки трубопровода в створ при ширине водоема до 250 м (а) и более 250 м (б): I, II, III — стартовое, промежуто ч-ное и конечное положения; Л1—Л4 — лебедки
465
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 10.25. Установка трубопровода в створ разворотом на плаву: I — стартовое положениеразвора чиваемой плети; II, III, IV— промежуточные положения; V — конечное положение плети перед затоплением; 1,2,3 — понтоны с лебедками; а—е — точки крепления канатов; 4,5,6—якоря с поплавками
Погружение с поверхности воды
Суть укладки способом свободного погружения с поверхности воды заключается в том, что полностью подготовленный к укладке трубопровод устанавливают на плаву над подготовленной заранее траншеей, а затем погружают его на дно затоплением при положительной плавучести или отсоединением специальных понтонов, удерживающих трубопровод на поверхности воды (см. рис. 10.24, 10.25).
Способ укладки трубопровода свободным погружением применяется при следующих условиях: • пересекаемая водная преграда несудоходна или в месте прохода возможен перерыв судоходства на время установки трубопровода; •поверхностная скорость течения невелика (до 0,6—0,8 м/с) и не требуются сложные устройства для удержания плавающей нитки трубопровода в створе перехода, предварительно смонтированного
трубопровода представляет собой способ укладки, при котором плаваю-
щий трубопровод под действием перемещающейся нагрузки опускается на дно водоема с изгибом в вертикальной плоскости. Этот способ укладки включает в себя: заготовку на береговой монтажной площадке плети трубопровода; транспортировку ее на плаву в створ укладки; стыковку прибуксированной плети с ранее уложенной (при строительстве подводных трубопроводов большой протяженности) и собственно укладку трубопровода на дно.
При укладке подводных трубопроводов могут применяться различные
технологические схемы его погружения, основными из которых являются: заполнение трубопровода водой, последовательное открепление понтонов или заполнение понтонов водой.
466
Технология сооружения газонефтепроводов
Наиболее широко распространен в отечественной практике строительства способ погружения трубопровода заполнением его водой с одного из концов.
Прокладка трубопроводов способом свободного погружения в зимних условиях должна производиться с разработкой майны на всю ширину зеркала реки или водоема.
Укладка плетей трубопровода на проектную отметку должна производиться следующими способами:
• монтаж плетей трубопровода на берегу: ввод в майну с последующим заполнением его водой;
• монтаж плети на льду вдоль створа перехода; спуск плети в майну и укладка ее на дно траншеи с заполнением водой.
При монтаже на льду плеть необходимо укладывать на лежки с мягкими накладками шириной до 200 м при скоростях течения воды до 0,5 м/с в период осеннего ледостава можно производить укладку подводных трубопроводов только способом протаскивания по дну.
Перед испытанием уложенного подводного трубопровода необходима проверка его положения на дне подводной траншеи. Имеющие место провисания участков трубопровода необходимо устранить до испытания путем намыва или отсыпки грунта.
10.1.2.2. Бестраншейные технологии строительства ППМТ
Существующие траншейные способы сооружения подводных переходов трубопроводов наряду с их достоинствами имеют ряд существенных недостатков и в полной мере не отвечают современным требованиям - необходимому уровню конструктивной надежности и защите окружающей среды. Основными недостатками траншейного способа являются большой объем земляных и трудоемких водолазных работ, необходимость громоздких, утяжеляющих пригрузов или других средств, удерживающих трубопровод в проектном положении в обводненной траншее. Механизированная разработка нижних слоев грунта береговых и русловых участков переходов, особенно в сочетании с взрывными работами, наносит ущерб экологическому состоянию водоемов. Значительный ущерб наносится при строительстве переходов магистральных трубопроводов через крупные реки.
После окончания строительства переходов часто не восстанавливаются русла рек, происходит заболачивание поймы, обрушение берегов, на
467
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
рушается гидрологический режим. Между тем, крупные реки играют большую роль — это и места нерестилищ, и кормовые угодья для рыб, и судоходные пути.
Эти и другие причины обусловили развитие принципиально новых методов сооружения подводных переходов трубопроводов: наклонно-направленного бурения и микротоннелирования.
10.1.2.2.1. ППМТ, прокладываемые способом наклонно-направленного бурения (ННБ)
Одной из перспективных технологий строительства переходов через естественные и искусственные препятствия является бестраншейная технология прокладки магистральных трубопроводов, а в рамках бестраншейной технологии особый интерес представляет способ прокладки трубопровода под дном реки методом ННБ [3; 96; 108].
Принципиальным отличием метода ННБ от обычного является то, что трубопровод при строительстве и эксплуатации не соприкасается с водной средой, которую он пересекает. Труба заглубляется на русловом участке практически на любую глубину, исключающую последующие внешние воздействия на него при любых прогнозируемых деформациях русла и берегов. Использование этого метода обеспечивает практически полную экологическую безопасность для водоемов в случае аварийных ситуаций.
К преимуществам строительства подводных переходов способом ННБ относятся:
• заглубление трубопровода на глубину, превосходящую величину размывов русла, защита трубопровода от внешних механических повреждений;
• строительство подводного перехода трубопровода в стесненных условиях и границах технических трубопроводных коридоров;
• прокладка трубопроводов под искусственными сооружениями (прудами, каналами, и т.д.), ранее проложенными трубопроводами и коммуникациями;
• строительство подводного перехода без повреждения береговых склонов и нарушения руслового режима реки, неизбежных при строительстве траншейным способом;
• проведение строительно-монтажных работ без трудоемких подводно-технических, водолазных, берегоукрепительных работ и помех для навигации;
468
Технология сооружения газонефтепроводов
• сокращение сроков строительства;
• контроль за ходом процесса ННБ с момента начала буровых работ до окончания протягивания рабочей плети;
• снижение факторов, оказывающих отрицательное воздействие на окружающую среду при производстве строительно-монтажных работ;
• улучшение условий эксплуатации, исключение необходимости водолазных обследований.
К недостаткам способа ННБ относятся:
• ограничение проведения ремонтно-восстановительных работ;
• ограничения по протяженности перехода через водную преграду и диаметру нефтепровода;
• сложность прохождения грунтовых пластов, содержащих значительное количество гравия, булыжников и валунов, плывунных и несвязных рыхлых грунтов, способных к самообрушению, карстовых и просадочных пород.
Несмотря на все недостатки, метод ННБ является одним из самых прогрессивных в строительстве подводных переходов.
Применение способа ННБ должно устанавливаться проектной организацией на основе результатов инженерных изысканий и всесторонней технико-экономической оценки строительства подводного перехода с учетом:
• инженерно-геологических условий (прочные скальные породы, наличие карстовых полостей, отложения крупной гальки, содержание твердых обломков породы и щебня более 30%, включения валунов, плывунные грунты);
• протяженности перехода;
• сложности рельефа (узкое глубоковрезанное русло, большой перепад отметок берегов и др.);
• отсутствия пространства для размещения строительно-монтажных и рабочих площадок;
• технических возможностей бурового оборудования.
Материалы инженерных изысканий (инженерно-геодезических, инженерно-геологических, инженерно-гидрометеорологических, инженерноэкологических) должны обеспечивать комплексное изучение природных и экологических условий участка строительства для разработки технически обоснованных проектных и технологических решений при сооружении подводных переходов трубопроводов способом ННБ.
469
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
В проекте должна быть приведена количественная оценка воздействий на объект строительства опасных природных и техногенных процессов в соответствии со СНиП 22—01—95.
Инженерные изыскания должны выполняться в соответствии с требованиями СНиП 11-02—96, СП 11—105—97 и обеспечивать комплексное изучение геологических и гидрологических условий с целью получения необходимых и достаточных материалов для обоснования проектных
Границы участка перехода, сооружаемого способом ННБ, должны определяться местоположением точек входа и выхода скважины. Точки входа и выхода скважины должна располагаться за пределами горизонта высоких вод 2% обеспеченности, определяемой на период строительства. Длина скважины должна определяться расстоянием по ее оси между точками входа и выхода. Отклонения точки входа пилотной скважины на дневную поверхность от проектного положения должны быть <1 % длины скважины, но не более плюс 9,0 м минус 3,0 м по оси скважины и 3 м по нормали к ней.
Трубы для участков ННБ (прочностные характеристики, толщина стенки) должны приниматься с учетом повышенной сложности строительства и ремонта трубопровода в процессе эксплуатации.
Толщина стенки труб должна быть не менее 2 % от наружного диаметра.
Трубы должны иметь заводскую изоляцию с трехслойным полимерным покрытием толщиной 3,0—5,0 мм.
Радиусы трассировки проектируемой скважины должны быть не менее допустимого радиуса упругого изгиба трубопровода.
Минимальный радиус упругого изгиба трубопровода на участках ННБ должен быть не менее 1200 наружных диаметров трубопровода.
Диаметр ствола скважины должен приниматься в зависимости от геологических условий в пределах 1,2—1,5 наружного диаметра трубопровода.
Выбор участка подводного перехода, сооружаемого способом ННБ. должен сопровождаться определением мест складирования бурового шлама с оформлением акта предварительного отвода земли в установленном порядке.
При выборе створа подводного перехода при строительстве методом направленного бурения следует максимально сократить возможность прохождения профиля в сложных геологических условиях. Переходы следует располагать на прямолинейных и слабоизогнутых участках рек, избегая пересечения широких многорукавных русел и излучин, имеющих спрямляющие потоки.
470
Технология сооружения газонефтепроводов
К неблагоприятным для применения способа ННБ относятся участки пересечения глубоковрезанных русел, сложенных прочными скальными (более 6 категории по буримости) или закарстованными породами; участки рек, сложенные переслаивающимися толщами с прослоями твердых пород (более 6 категории по буримости); переходы через реки с отложениями, содержащими крупные включения гальки, гравия, дресвы, щебня более 30% и валунов; участки, сложенные плывунными и набухающими
грунтами.
Расположение и минимальные расстояния створов перехода от отдельных промышленных и гидротехнических сооружений должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06—85*[87]. Участки и створы подводных переходов должны располагаться за пределами первых поясов зон санитарной охраны источников питьевого водоснабжения. Расстояние в плане от оси параллельных ниток нефтепровода должно составлять не менее 15 м, от кабелей связи — не менее Юм.
Технические средства и методы, используемые при наклонно-направленном бурении, во многом заимствованы из техники и технологии бурения скважин на нефть и газ.
Строительство переходов методом ННБ осуществляется в три этапа (рис. 10.26):
Рисунок 10.26. Основные этапы прокладки трубопровода методом наклонно-направленного бурения: а — бурение пилотной скважины; б — поэтапное расширение скважины; в — протаскивание плети рабочего трубопровода; 1 — буровая установка; 2 — буровая колонка из про-мыво чных штанг; 3 — пилотные штанги; 4 — буровая головка; 5 — траектория пилотной скважины; 6 — вертлюг; 7, 8, 9, 10 — расширители разных диаметров; 11 — трубопровод; 12— оголовок для протаскивания; 13 — роликовая опора; авх —угол забуривания; авых —угол выхода
471
Ф.М, Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• бурение пилотной скважины;
• расширение скважины вперед или назад, калибровка скважины;
• протаскивание трубной плети назад.
На первом этапе пробуривается пилотная, направляющая скважины, диаметр которой меньше диаметра трубопровода. Диаметр пилотной скважины не превышает 20 см. Бурение может производиться с использованием, например, струйной шарошки, которая с помощью гидравлической энергии бурового раствора размывает породы. При пилотном бурении используются различные системы навигации, предназначенные для проведения скважины по заданной траектории от ее входа до выхода.
Второй этап — расширение скважины до необходимого размера. Диаметр скважины должен быть больше диаметра трубопровода на 30—50%. Расширение можно производить двумя способами: ходом вперед и ходом назад.
Как только скважина будет расширена до необходимого диаметра, барабанный расширитель, имеющий тот же диаметр, что и трубопровод, протаскивается по скважине. Скважина после этого будет откалибрована и очищена от любых помех, которые могут существовать внутри расширенной скважины. На обоих концах барабанного расширителя имеются резцы, позволяющие расширителю вырезать и удалять вывалы, которые могут затруднять перемещение барабанного расширителя по скважине.
Третий этап— протаскивание трубопровода. Головная часть протас-кивателя подсоединяется к бурильным трубам, проходящим по скважине к буровой установке. Протаскиватель имеет шарнирный соединитель, позволяющий головной части изгибаться так, чтобы трубопровод мог пройти в скважину. Кроме того, протаскиватель оснащен спереди режущей головкой, для того, чтобы при встрече с каким-нибудь препятствием внутри расширенной скважины бурильные трубы смогли быть приведены во вращение и режущая головка смогла бы удалить препятствие и открыть дорогу для протаскивания трубопровода по скважине.
Строительно-монтажные работы
Строительство переходов способом ННБ включает следующие основные виды работ:
• комплекс работ на монтажной площадке: сварочно-монтажные работы, гидравлическое испытание трубопровода, изоляция свар
472
Технология сооружения газонефтепроводов
ных стыков, монтаж спусковой дорожки, подготовка трубопрово-
да к протаскиванию;
комплекс буровых работ: бурение пилотной скважины, ее расширение и калибровка;
протаскивание трубопровода;
гидравлическое испытание трубопровода после протаскивания;
соединение участка ННБ с прилегающими участками перехода;
гидравлическое испытание трубопровода совместно с прилегаю-
щими участками;
комплекс работ по завершении строительства: удаление оставшейся промывочной жидкости, утилизация шлама и строительных от-
ходов, восстановление и рекультивация территории.
Монтаж трубопровода выполняется из труб с заводским изоляционным покрытием.
Все виды работ: погрузочно-разгрузочные, сварочно-монтажные, очистка полости и гидравлическое испытание должны выполняться в соответствии с действующими нормативами.
Для изоляции сварных стыков должны применяться термоусаживающиеся манжеты, не уступающие по своим параметрам основному изоляционному покрытию.
Спусковая дорожка для протаскивания трубопровода должна быть оборудована инвентарными опорами типа ОПК или ОПР (рис. 10.27, 10.28), устанавливаемыми прямолинейно по оси створа перехода на спланированном основании. На переходном участке от спусковой дорожки к скважине трубопровод должен поддерживаться с помощью кранов-трубоукладчиков.
Катки опор должны иметь эластичную поверхность (твердая резина, полиуретан) и рассчитаны на удельное давление, допустимое для изоляционного покрытия труб.
Рисунок 10.27. Трубопровод на опоре ОПК
Рисунок 10.28. Трубопровод на опоре ОПР
473
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
по проекту
Рисунок 1029 Схема расстановки опор и трубоукладчиков для протаскивания трубопровода Dy=1000 1 — рабочий трубопроводDH х8н- 1020x21 мм, 2 — роликовые опоры, 3 — приямок, 4 — оголовок для протаскивания с вертлюгом и долотом; 5 — штанги, 6 — дефектоскоп; 7 — инвентарная опора;
8 — троллейная подвеска (мягкие полотенца)
Расстояния между опорами определяются в зависимости от их грузоподъемности, веса трубопровода и его напряженного состояния. Номинальная грузоподъемность роликовых опор должна превышать расчетную нагрузку не менее чем в 1,5 раза с учетом возможной перегрузки за счет неполной работы ближайших опор. Нагрузки на опоры можно регулировать путем изменения их высотного положения (изменяя h).
Опоры должны быть установлены без перекосов в продольном и поперечном направлениях. Продольный уклон спусковой дорожки не должен превышать 0,002 %.
На рис. 10.29 показана схема расстановки опор и кранов-трубоукладчиков в стартовом положении рабочего трубопровода Dy=1000 мм перед его протаскиванием в грунтовую скважину.
Из опыта работы установлена целесообразность использования 6-ти кранов-трубоукладчиков: 5 из них — для поддержки трубопровода при входе в грунтовую скважину под проектным углом и 1 трубоукладчик — для поддержки «хвоста» трубопровода.
Протаскивание — одна из наиболее ответственных производственных операций во время строительства переходов. Протаскивание можно производить только после выполнения следующих действий:
• выдачи письменного уведомления Заказчику;
• выдачи акта о сварке, уведомления о контроле качества, включая акт НМК (неразрушающих методов контроля);
• выдачи акта об изоляции сварных швов и отчетов об адгезии.
474
Технология сооружения газонефтепроводов
Протаскивание плети перехода может быть ато только после письменного согласования Генподрядчиком и Заказчиком-Застройщиком акта фактического прохождения скважины с приложением плана и профиля, составленных по данным компьютерных замеров при прохождении пионерной скважины.
При протаскивании трубопровода в скважину необходимо контроли
ровать сплошность изоляции, скорость протягивания, давление и расход бурового раствора, величину балластировки, а также прогнозировать плотность бентонитового раствора в скважине.
При протаскивании должны быть приняты ехнологические меры, исключающие врезание оголовка трубопровода все! и с 1жины; при этом необходимо учитывать характер изгиба трубопровода и возможные неровности по дну скважины вызванные обрушением ее стенок в рыхлых грунтах. Рекомендуется сферическая форма оголовка во избежание возникновения «бульдозерного эффекта».
При протаскивании трубопроводной плети зи . лежду его головной частью и сводом скважины должен быть меньше или равен разнице диаметров скважины и трубопровода.
Протаскивание трубопровода должно осуществляться плетями с минимальным перерывом между окончанием калибровки и началом протаскивания. Количество плетей определяется длиной монтажной площадки.
При продолжительных перерывах в протаскивании должны прово-
диться периодическая циркуляция бурового раствора и проворачивание
буровой колонны, чтобы исключить ее прихват
Перед началом протаскивания предварительно должна осуществляться циркуляция бурового раствора.
На рис. 10.30 показан фрагмент прокладки трубопровода методом ННБ, обеспечивающего высокую экологическую безопасность.
Очистка внутренней полости трубопровода выполняется после протаскива
Рисунок 1030. Прокладка трубопровода методом наклонно-направленного бурения
3TS
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
ния, перед гидравлическими испытаниями. Промывка дюкера выполняется посредством пропуска очистных и разделительных устройств. Пропуск очистных и разделительных устройств осуществляется потоком заполняющей воды для последующих гидравлических испытаний.
Очистка внутренней поверхности дюкера осуществляется в присутствии представителя Заказчика. Результаты очистки необходимо зафиксировать актом.
Гидравлические испытания выполняются в два этапа:
• перед укладкой трубопровода,
• после укладки трубопровода.
Величина испытательного давления на прочность основной нитки трубопровода в нижней точке дюкера перед укладкой равна заводскому испытательному давлению PJdB, а после укладки 1,5Рраб, но не превышающего P3dB в нижней точке дюкера.
Величина испытательного давления на герметичность основной нитки должна быть равна рабочему давлению трубопровода (Рраб) как на первом, так и на втором этапе испытаний.
Стальной кожух для оптико-волоконного кабеля испытывается на герметичности на обоих этапах испытаний. Величина испытательного давления кожуха согласуется с Заказчиком.
Продолжительность испытаний на прочность на первом этапе испытаний равна 6 ч, а на втором этапе 12 ч. Продолжительность испытаний на герметичность основной нитки и кожуха равна 12 ч.
Перед проведением гидроиспытаний Подрядчик представляет Заказчику подробную схему испытаний, очистки, вытеснения воды и калибровки с указанием высотных отметок местоположения дюкера, мест установки измерительных приборов, наполнительных и спускных задвижек и вентилей, мест забора и слива воды. Химический анализ воды, применяемой для гидроиспытаний, представляется Заказчику для одобрения. Места забора и слива воды необходимо согласовать с уполномоченными местными органами и представить Заказчику на согласование
Подрядчик поставляет всю необходимую для гидроиспытаний, очистки, калибровки и вытеснения воды строительную технику, оборудование и измерительные приборы На измерительные приборы должны быть представлены сертификаты соответствия.
Трубопровод считается выдержавшим испытания на прочность и герметичность, если за время испытаний давление остается неизменным. В
476
Технология сооружения газонефтепроводов
противном случае устанавливают причины изменения давления, и испытания будут повторены.
Гидравлические испытания трубопровода на прочность и герметичность проводятся в присутствии представителя Заказчика. По результатам гидравлических испытаний перехода составляется акт.
Удаление воды из уложенного трубопровода и кожуха оптико-воло-конного кабеля проводят последовательным пропуском поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха. Поршень-разделитель пропускается до тех пор, пока не будет полностью удалена вода. Вытеснение воды должно выполняться в присутствии представителя Заказчика. Результаты вытеснения воды из дюкера фиксируются актом.
Буровые работы
Буровые работы должны выполняться в соответствии с требованиями проекта и техническими решениями ППР после проведения комплекса подготовительных работ.
Бурение скважины должно выполняться одновременно с монтажом трубопровода. Готовность скважины к протаскиванию трубопровода ус-
Рисунок 10 31 Схема строительства методом наклонно-направленного бурения: а — площадка со стороны расположения буровой установки 1 — буровая установка, 2 — силовая установка. 3 — трубы буровые, 4 — водяной насос, 5—резервуар для смешивания бентонитового раствора, 6 — оборудование для отделения шлама, 7 — насос для перека яки бентонитовой смеси, 8 — хранилище бентонита; 9 — силовые генераторы, 10 — хранилище запасных частей, 11 — раздевалка; 12 — пункт управления, 13 — вход в рабочий котлован, 14—отстойник, б—площадка со стороны приемного котлована 1 — отстойник, 2 — точка входа, 3 — тумба с роликовыми опорами, 4 — трубопровод, 5 — экскаватор, 6 — буровые трубы, 7 — хранилище запасных частей
477
'О Л1 Мустафин, • ohiw Васильев
Рису in 10.32. с ,г рабочей площадки для буровой установи и (установка 60/300 R): 1 — место под пустые контейнера: 2 — стеллаж для буровых труб; 3 — стре-п ”ый насос лна управления; 6—
гидравлический дизель: / дизель электрогенератор, 8 — буровой насос; 9 — Привод бурового насоса; 10 — емкость приготовления раствора; И — блок системы регенерации; 12 — амбар; 13 — лаборатория
танавливается пропуском калибра. К этому моменту должны быть закончены все подготовительные работы к протаскиванию плети трубопровода.
Буровое оборудование (рис. 10.31, 10.32) включает в себя буровую установку, передвижную лабораторию, силовую установку, комплект бурильных труб трубо-протаскиватель А-ра-ма, емкость для приготовления бурового раствора шламовый (буровой) насос, внут
рискважинное оборудование, емкость для очистки и регенерации бурового шлама и другие приспособления.
При строительстве подводных переходов трубопроводов используются буровые установки средней и большой мощности. Средние буровые установки с максимальным тяговым усилием до 400 кН и крутящим моментом ,j 30 кНм применяются на переходах трубопроводов небольшого диаметра че 1 малые реки. В остальных случаях применяются большие и сверхбольшие установки по классификации, приведенной в табл. 10.13.
Типы буровых установок
Таблица 10.13.
Буровые установки (тип) Максимальная сила тяги, кН Максимальный крутящий момент кНм Масса, т
Средние >150 <400 10—30 10—25
Большие >400 < 2500 30—100 25—60
Сверхбольшие >2500 >100 >60
478
Технология сооружения газонефтепровороч
В зимнее время буровое оборудование должно находиться в обогреваемых укрытиях.
Для бурения и расширения скважин должен применяться породоразрушающий инструмент, соответствующий прочностным и абразивным характеристикам разбуриваемой породы.
При бурении пилотной скважины применяют гидромониторные долота, долота с режущим вооружением, шарошечные долота с гидромониторными насадками.
Для расширения скважины в легких грунтах применяются барабанные расширители с гидромониторными насадками, в средних грунтах — буровой инструмент с кольцевым ножом и гидромониторными насадками, в очень твердых грунтах — расширители шарошечного типа. Для калибровки скважин применяются калибраторы с гидромониторными насадками.
В зависимости от характеристик перехода, его инженерно-геологических и грунтовых условий, для разработки скважины подбираются соответствующие типы и конструкции шарошечных долот с учетом устройства и количества шарошек, количества и расположения гидромониторных насадок, вида опор бурового долота и других особенностей. Для создания требуемого крутящего момента на шарошечных долотах используются гидравлический забойный двигатель.
Тип и размер применяемых бурильных труб зависит от максимальных нагрузок на них при бурении (силы тяги и крутящего момента). Для бурения должны использоваться бесшовные цельнокатаные трубы с пределом текучести не менее 525 МПа.
Выбор типа буровой установки по техническим параметрам (табл. 10.14) производится с учетом условий строительства конкретного подводного перехода трубопровода: длины криволинейного участка перехода, диаметра и толщины стенки трубы, геологических условий в створе перехода, величины необходимых тяговых усилг „..л протаскивания трубопровода в скважину и других условий.
Буровое оборудование выбирается исходя из условий:
• обеспечения проходки пилотной скважины и ее расширения в различных (в т.ч. скальных) грунтах;
• обеспечения надежности протаскивания в скважине рабочего трубопровода заданной длины и диаметра:
479
Техническая характеристика буровых установок
Таблица 10.14.
Тип установки Ширина, м Длина м Масса м Тяговое (толкающее усилие, кН Диаметр проходки, мм Максимальная тлина бурения м Максимальн ое расширение, мм Максимальн ый крутящий момент, кН*м Давление бурового раствора, МПа Удельный расход бурового раствора, л/м Объем роервуара бурового раствора, м3 У гол в плане, град
Jet Tree 8/60 (Ditch Witch, США) 1,8 5,9 4.6 102 57-175 280 440 2,6 10,3 115 3,5-4,0 —
Jet Тгас 7020 (Ditch Witch, США) 2,4 14 18 310 800 400 — 14 - — —
D50xl00 (Vermeer, США) — — 13,2 225 1000 600 - 13 - — - -
D150x300 (Vermeer, США) — — 20 650 1200 800 — 20 — — — —
НК 100/150 (Herrenknecht, Германия) 35 1500 800 700 — 6,0 — — __ 7-15
НК300/450 (Herrenknecht, Германия) — — 65 4000 1500 1000 — 120 — — — 7-15
EG 2023 1(Дрилл Тек ГУТ, Германия — — 40 170 800 600 6 - — — 10-33
EG 3204.1(Дриш1 Тек ГУТ, Германия — — 92 4000 1400 1500 — 157 — — 8-15
Cherringt on 60-300 R (США) 2,4 13 18 3200 200-1400 2000 1600 — 0,1-35,0 185-460 36,6 -
УББПт-1 (Россия) 3,6 19,4 84 2000 800 1000 800 10 - 20 10-16
Д-450 А (Россия) 3,2 18 56 1000 114-270 800 530 — — — 10 7-15
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Технология сооружения газонефтепроводов
• возможности многократного использования бурового раствора (при значительных расходах бетонита) за счет его очистки и генерации;
• использования оборудования, допускающего его безаварийную эксплуатацию и открытое хранение на площадках в конкретных климатических условиях.
В качестве буровых растворов при наклонно-направленном бурении скважин применяются водные растворы высококоллоидного бентонитового глинопорошка.
Бентонит и все применяемые добавки должны иметь гигиенические сертификаты или санитарно-эпидемиологические заключения, выданные Госсанэпидслужбой Министерства здравоохранения РФ.
Рецептура бурового раствора, расход бентонита и специальных добавок устанавливаются проектом в зависимости от геологических условий химического состава воды и других факторов.
Буровой раствор служит для:
• временного закрепления внутренних стенок скважины от обрушения в процессе производства работ;
• поддержания гидростатического баланса;
• охлаждения бурового инструмента;
• поддержания бурового шлама в скважине во взвешенном состоянии и транспортировки его из скважины;
• снижения величины трения рабочего трубопровода о стенки скважины при протаскивании;
• размыва грунта при использовании гидромониторных буровых долот.
Используемый для приготовления бурового раствора бентонит должен по своему качеству отвечать определенным требованиям:
• тонкость помола глинопорошка при сухом просеивании через сито № 200 должна составлять 98%; при сушке такого глинопорошка до влажности 6% обеспечивается его сыпучее состояние;
• класс токсичности по ГОСТ 12.1.007—76 — не ниже 4.
Основные требования к качеству бурового раствора приведены в табл. 10.15.
481
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 10.15.
Основные требования к качеству бурового раствора
№ Показатели качества бурового раствора Единицы измерения Диапазон допустимых значений
1 Плотность кг/м3 10201150
2 Вязкость (по Маршу), не менее С 25
3 Фильтрация см3/ЗО мин. 5—14
4 Токсичность, не ниже класс 4
5 Выход бурового раствора вязкостью > 25 с,
на 1т бентонита не менее м3 14
6 Содержание абразивных включений, не более % 1,5
Состав бурового раствора определяется отдельно для каждой технологической операции: бурения пилотной скважины, расширения скважины, пропуска калибра, протаскивания трубопровода. Одновременно определяется расход компонентов и объемы бурового раствора с учетом частичного его поглощения и частичной регенерации.
В процессе приготовления бурового раствора и бурения скважины контролируются следующие параметры:
• плотность, г/см3;
• условная вязкость, с;
• водоотдача, см3/ЗО мин;
• толщина глинистой корки, мм;
• статическое напряжение сдвига (СНС), мг/см2;
• содержание песка, % объема;
• концентрация водородных ионов, pH.
В процессе производства буровых работ должны регистрироваться следующие технологические параметры:
• время начала и окончания технологической операции по каждой трубе, продолжительность операции;
• крутящий момент;
• нагрузка на каретке;
• параметры бурового раствора;
• давление нагнетания и расход бурового раствора.
482
Технология сооружения газонефтепроводов
Технологические параметры бурения регулируются на каждом из участков продольного профиля скважины с учетом геологических условий и возможных осложнений в процессе производства работ (поглощения бурового раствора, обрушения стенок скважины, образования сальников и желобов, прихватов инструмента и других).
При резком увеличении нагрузок на буровую колонну и снижении скорости бурения должны быть приняты меры по очистке ствола скважины, укреплению ее стенок, изменению при необходимости компоновки бурового инструмента.
Для уменьшения величины плавучести трубопроводов и снижения тяговых усилий при соответствующем обосновании в проекте предусматривается балластировка трубопровода путем частичного (в комбинации с поплавками или трубой меньшего диаметра) заполнения полости трубопровода водой.
Наиболее простым способом балластировки является непосредственный залив воды в полость рабочего трубопровода; применение этого способа может быть целесообразным при значительной протяженности горизонтального участка скважины.
Для залива воды при балластировке трубопроводной плети следует использовать вводимый внутрь плети трубопровод, диаметр которого определяется расчетом. Расход воды, время и последовательность залива определяются проектом. Нельзя допускать перелива воды и увеличения нагрузок на подходном участке трубопровода к скважине.
Для оценки величины распорных усилий, возникающих при отклонении кривизны оси трубопроводной плети от проектной величины в процессе протаскивания и учета их при контроле величины тягового усилия, рекомендуется выполнять поверочные расчеты изгиба оси трубопроводной плети на переход; (от прямолинейных к криволинейным) участках траектории.
Буровая установка должна создавать усилие, не менее чем в 2 раза превышающее расчетную величину тягового усилия (с учетом возможного ее увеличения при обрушении стенок и сужении ствола скважины). При этом напряжения в трубопроводе от тяговых усилий не должны превышать допустимых величин,
Усилия, создаваемые буровой установкой должны гарантированно восприниматься надежными анкерными устройствами.
Тяговые усилия непрерывно контролируются и фиксируются до завершения укладки.
483
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Бурение пионерной скважины является одной из наиболее ответственных операций при производстве работ способом наклонно-направленного бурения, так как она определяет положение будущего перехода.
В процессе подготовительных работ перед бурением пионерной скважины необходимо контролировать разметку трассы перехода, правильность установки угла наклона бурового лафета согласно расчетному, выбор размеров и типов буровой головки, штанг, расширителей, а также их качество, достоверность тарировки системы ориентирования.
При производстве работ по бурению пионерной скважины необходимо контролировать следующие параметры:
• угол наклона, положение и глубину расположения буровой головки;
• отклонения фактического расположения буровой головки от расчетного профиля;
• скорость проходки.
Технология расширения скважины зависит от геологических условий, диаметра прокладываемого трубопровода, типа применяемой буровой установки, бурового оборудования и инструмента.
Расширение скважины может выполняться:
• за один проход расширителя максимального диаметра;
• путем последовательного ступенчатого увеличения диаметра ствола скважины не менее чем на 20 % диаметра предыдущего расширителя.
Поэтапный метод расширения скважины должен применяться при прохождении твердых пород и слоистых толщ, в случае прогнозирования спускоподъемных опрераций, связанных с усиленным износом расширителя. В мягких и средних грунтах поэтапное расширение скважины должно применяться при больших диаметрах скважины, при этом создаются лучшие условия для циркуляции бурового раствора и выноса породы из скважины.
Количество этапов расширения определяется в зависимости от прочностных свойств разбуриваемых грунтов, диаметра скважины, мощности буровой установки. Количество этапов должно обеспечивать оптимальную скорость расширения. Минимальный шаг расширения скважины (увеличения диаметра расширителя) — 100 мм.
Расширение скважины, выполняющееся по направлению к буровой установке («на себя») осуществляется с приложением к буровой колонне растягивающего усилия и вращения.
484
Технология сооружения газонефтепроводов
При расширении скважины способом «от себя» должны быть исключены сжимающие усилия в буровой колонне. Одновременно должно быть обеспечено постоянное и контролируемое усилие натяжения буровой колонны с помощью тягового средства (лебедки, бульдозера), установленного на противоположном берегу. Между берегами должна поддерживаться постоянная радиосвязь.
По результатам предыдущего пропуска калибра для достижения благоприятных условий протаскивания плети трубопровода и сохранности его изоляционного покрытия предусматривается пропуск калибра с диаметром больше штатного.
При строительстве переходов в сложных геологических условиях, для определения готовности ствола скважины к протаскиванию плети трубопровода, после пропуска калибра должно быть предусмотрено протаскивание 2—3-х трубных секций с заводской изоляцией и установленными на сварных стыках термоусаживающимися муфтами.
При прохождении скважины в неустойчивых породах, скальных породах или гравийно-галечниковых (щебенистых) грунтах с отдельными валунами или их скоплениями, должно быть предусмотрено применение кожуха на ограниченном участке либо по всей длине скважины при соответствующем обосновании в проекте.
На стадии проектирования определяется перечень дополнительных работ, направленных на подготовку ствола скважины к протаскиванию плети трубопровода, с приложением соответствующей сметы.
Окончательный диаметр подготовленной скважины должен превышать диаметр протаскиваемого трубопровода не менее чем на 20%.
В процессе бурения могут возникать осложнения вызванные геологическими условиями или применением неправильно подобранных технических средств и технологий. В ряде случаев осложнения являются причиной аварий и снижают технико-экономические показатели бурения. Необходимо стремиться к предупреждению осложнений, так как на их ликвидацию требуется значительно больше времени и средств. Часто не устраненное вовремя осложнение углубляется или является причиной новых осложнений; поэтому очень важно предупреждать их и быстро ликвидировать.
Поглощение является широко распространенным видом осложнений. Интенсивность поглощения зависит от величины перепада давления на пласт и от проницаемости пласта и свойств промывочной жидкости. В большинстве случаев поглощение приурочено к проходке сильно трещи
485
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
новатых и кавернозных карбонатных пород, галечниковых и песчаных отложений. Снижение уровня промывочной жидкости в скважине может привести к снижению противодавления на слабоустойчивые породы и к их обрушению. Наблюдения за поглощением промывочной жидкости при бурении проводятся членами буровой бригады под руководством бурового мастера.
Обвалы стенок скважины возникают как в рыхлых, так и в скальных породах. В рыхлых породах поддержание стенок скважины в устойчивом состоянии достигается противодавлением столба промывочной жидкости на пласт. В глинистых породах возможно существенное снижение устойчивости за счет повышения влажности, вызванной контактом с раствором и проникновением фильтрата раствора. Об обвалах судят по возрастанию давления на буровых насосах, повышенному выносу обломков породы и шлама из скважины, возрастанию крутящего момента. Обвалы могут привести к прихвату инструмента. Процессы обвалообразования интенсифицируются во времени, поэтому важно вести бурение быстро, без задержек.
На буровой установке должен быть необходимый комплект ловильных инструментов. Ловильный инструмент предназначен для захвата и извлечения оставленных в скважине частей бурового снаряда, промывочных труб и других предметов.
Основные виды осложнений при бурении и меры по их предупреждению и ликвидации представлены в табл. 10.16, 10.17.
При производстве строительно-монтажных работ по переходам через водные преграды, а также в результате функционирования промбаз, жилых городков образуются отходы строительного производства и хозяйственно-бытовой деятельности строительного персонала. Подрядчик обязан выполнять экологические мероприятия и требования по обращению с отходами производства. На протяжении всего периода строительства переходов необходимо осуществлять раздельный сбор образующихся отходов по их видам, классам опасности и другим признакам, обеспечивающий возможность переработки либо последующего размещения в санкционированных местах.
Площадки временного складирования отходов, подлежащих утилизации, должны быть обустроены с соблюдением следующих требований:
• выбор их осуществлен с учетом ограничений по расположению в местах, недоступных для паводковых вод, но открытых воздействию солнечных лучей и ветра);
486
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 10.16.
Основные виды осложнений при бурении и меры по их предупреждению и ликвидации
Bud осложнений Горные породы Причины возникновения осложнений Проявление осложнений Основные меры предупреждения и ликвидации осложнений
I 2 3 4 5
Помещение промывочно й жидкости Трещиноватые закарстованяы t рыхлые со значительной гористостью и низкими статическими уровнями подземных год. Зоны тектонических зарушений Превышение давления столба промывочной жидкости над пластовым При спуско-подъемных операциях и бурении имеют место гидродинамические воздействия промывочной жидкости на пласт, что интенсифицирует процесс поглощения и может привести к гидравлическому разрыву пласта Нарушение циркуляции промывочной жидкости, затяжки и прихваты инструмента, а также обрушение пород Исключение или сведение к минимуму динамических условий при спуско-подъемных операциях Уменьшение тротиводавления промывочной кид косги на пласт путем снижения плотности раствора. Использование буровых застворов с высокими сольмагируюшими свойствами, тампонажных растворов (в том теле быстросхватывающихся) т инертных наполнителей
Обвалы стенок скважины Пески, супеси, суз линки, глинистые сланцы, зргиллиты. Трещиноватые полускалъные породы ^известняки, доломиты, "ИПСЫ и т д ). В результате действия горного давления вышележащих пород. Недостаточное гидростатическое давление промывочной жидкости на стенки скважины Снижение прочности пород за счет увлажнения. Кавернообразование и обильный вынос породы, резкое повышение давления в нагнетательной линии насосов, прихват бурового инструмента. При спуске инструмент не доходит до забоя. Применение промывочных жидкостей с минимальной водоотдачей и плотностью, обеспечивающих устойчивость пород. Организация работ и применение технологии, обеспечивающие минимальные затраты времени на бурение. Скорость выноса шлама должна быть > 0,8-1,0 м/с. Не допускать длительного пребывания бурового инструмента без движения.
Сужение ствола скважины Глины, глинистые сланцы, аргиллиты, соляные тороды Выдавливание породе ствол скважины под действием горного давления или при недосгагочном противодавлении столба промывочной жидкости на пласт Ползучесть породы и сужение ствола скважины, затяжки и прихват буровоз о инструмента Применение утяжеленных растворов. Организация работ и применение технологии, обеспечивающие минимальные затраты времени на бурение
Желобообраз ование Твердые глины, глинистые сланцы, аргиллиты и ар. Увеличение сил прижатия буровых труб к стенкам скважины на участках искривления стволов скважин. Значительное время бурения и частые спуско-подъемные операции Затяжки и прихваты бурового инструмента, необходимость проработки ствола скважины Использование компоновок бурового инструмента и технологии бурения, обеспечивающих заданное искривление ствола скважины. Бурение с максимальной проходкой на долото и высокими коммерческими скоростями
487
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы 10.16.
1 2 3 4 5
Образование сальни- ков Глинистые юроды Недостаточная выносная способность промывочной жидкости, а также применение растворов с большой водоотдачей и образованием на стенках скважины толстой глинистой, корки Повышение давления в нагнетательной линии насоса, рост крутящего момента при бурении, затяжки и прихвагы бурового инструмента Увеличение интенсивности промывки, использование турбулизаторов на бурильной колонне Периодическое прорабатывание ствола скважины при высоких частотах вращения колонны. Применение раствора с малой водоотдачей, обработка полимерами
Грифонообра зование Закарст ованны трещиноватые, зыхлые со значительной тористстью Инфильтрация бурового раствора в окружающий грунт, недоел аточное заглубление скважины Непреднамеренные прорывы бурового раствора с выходом на дневную поверхность Увеличение заглубления скважины, пригрузка грунтом места прорыва раствора, тампонаж затрубною пространства
Растворение Соляные породы Растворение пород, слаг аюших стенки скважины под действием промывочной жидкости Интенсивное кавернообразование, в ряде случаев обвалы вышележащих пород, некачественное цементирование обсадной колонны Применение безводных промывочных жидкостей, а также жидкостей, обеспечивающих минимальное растворение породы (соляные растворы, водогипановые и др) Использование обычных глинистых растворов допустимо для маломощных пластов с обязательной их последующей
• отведенная территория предварительно отсыпана, спланирована и ограждена насыпным валом, исключающим проникновение отходов за границы площадки.
10.1.2.2.2. Подводные переходы, прокладываемые способом микротоннелирования (МТ)
Тоннельный переход рассматривается как единое сооружение, в котором конструкция тоннеля способствует повышению надежности прокладываемого в нем трубопровода.
Тоннельная прокладка проходного и непроходного типов проектируется на трубопроводных переходах, на которые распространяются ограничения по применению способа ННБ, исходя из инженерно-геологических условий:
488
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 10.17.
Виды аварий и методы их ликвидации
№ п/п Вид аварии Причины возникновения Методы ликвидации
Аварии, связанные с бурильными трубами и УБТ
1 Прихват инструмента при бурении Обвал и осыпи стенок скважины, сужение ствола, образование желоба или сальников. Прижег долота Проработка ствола скважины с вращением. расхаживание колонны. Интенсивная промывка скважины При отсутствии циркуляции - закачка жидкости под максимальным давлением. Применение гидравлических и вибромехани шов. Применение левого бурового инструмента и разбуривание оставшегося инструмента фрезерным долотом.
2 Обрыв буровых труб, УБТ и замков Применение труб изношенных, низкого качества и с дефектами. Отсутствие службы контроля состояния труб и замков Высокие осевые нагрузки и частоты вращения Навинчивание замков на трубы с малым моментом Соединение с оставшейся в скважине частью инструмента с помощью колокола, метчика или труболовки и извлечение инструмента из скважины
3 От винчивание или обрыв долота Недостаточная затяжка долота, плохое качество резьб и недостаточный контроль за их состоянием Соединение с долотом через переводник, колокол или метчик. Возможно применение паука
4 Поломка узлов и деталей долота Исполыование долога с низким качесгвом изготовления или изношенного Несоответствие типа долота проходимым породам Удар долота о забой, заклинивание долога. Неправильный выбор режимных параметров бурения Извлечение узлов и деталей долота пауком или магнитным фрезером Если эго невозможно, то необходимо цементирование забоя и разбуривание фрезерным долотом
Аварии с промывочными трубами
5 Прихват промывочных груб Сужение ствола скважины, обвал пород. Длительная остановка при бурении Интенсивная промывка скважины Проработка ствола скважины с расхаживанием колонны Извлечение при максимальных усилиях. Применение гидравлических и вибромсханизмов Взрыв торпеды детонирующего шнура в месте прихвата. Извлечение труб по частям или с применением труборезки.
6 Обрыв промывочных труб Недостаточная затяжка резьб. Низкое качество труб и элементов их соединений, недостаточный контроль за их состоянием Извлечение труб с помощью муфты или ниппеля, применение метчика или труболовки
7 Отвинчивание промывочных труб Плохое качество резьбы, нс используются специальные смазки для резьб Замена изношенных промывочных труб. Повторное свинчивание резьбового соединения
489
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
• участки пересечения речных русел, сложенных прочными скальными (более 6 категории по буримости) или закарстованными породами;
• участки рек, сложенные переслаивающимися толщами с прослоями твердых пород (более 6 категории по буримости);
• участки рек, берега или русло которых содержат крупные включения гальки, гравия, дресвы, щебня — более 30% и валуны; участки, сложенные плывунными и набухающими грунтами;
• реки с развитыми на береговых участках солифлюкцией, просадками грунтов, оползнями, а также расположенные в зонах с высокой сейсмичностью;
• участки рек, расположенные ниже плотин, где русловые процессы зависят от режима водного потока при работе ГЭС;
• участки особо охраняемых территорий с уникальной средой обитания, в пределах которых запрещено производство наземных строительных работ и протяженность перехода или инженерно-геологические условия не позволяют использовать ННБ;
• участки горной местности с резко пересеченным рельефом, на перевалах, в зонах оползневых склонов, осыпей, камнепадов, селе и лавиноопасных участках.
При проектировании и строительстве трубопроводов в тоннелях следует избегать участков тектонических разломов с высокой степенью активности (скорость смещения более 4,5 мм/год), агрессивных сред с рН<4, сильнопросадочных участков с коэффициентом просадочности более 0,4.
Тоннельный переход (ТП) трубопроводов включает: собственно тоннель с системами обслуживания; трубопроводы и коммуникации, размещаемые в тоннеле; сопряженные участки выхода трубопроводов на земную поверхность (через колодцы, или шахты), компенсационные и переходные участки трубопроводов до подключения к линейным участкам трассы.
Тип тоннеля для прокладки магистральных трубопроводов (проходной, непроходной) и его конструктивные параметры должны определяться в зависимости от характера пересекаемой преграды, диаметра и количества прокладываемых в тоннеле ниток трубопроводов.
Способ строительства тоннеля: микротоннелированием, щитовой проходкой, или горным способом, должен определяться с учетом конструктивных параметров тоннеля, инженерно-геологических условий, применяемого оборудования для проходки в соответствии с табл. 10.18.
490
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 10 18
Способы строительства тоннелей
Диаметр (0) и Способы строительства тоннеля Примечание
протяженность (L) тоннеля Микротон-нелиро-вание Щитовой Г орный
0 до 2,0 м L до 500 м + Возможна 1 дополнительная домкратная станция
0 до 2,0 м L более 400-500 м + Возможны 2 и более дополнительные домкратные станции
0 2,0-3,0 м +
0 более 3,0 м +
Тоннельные переходы трубопроводов на пересечении водных преград следует предусматривать непроходного тина с применением способа мик-ротоннелирования (МТ).
При пересечении водных препятствий тоннельный переход трубопровода должен иметь резервную нитку.
Максимальная протяженность непроходных тоннелей определяется техническими возможностями применения технологии МТ, исходя из усилий продавливания стальных или железобетонных труб обделки.
При микротоннелировании и в случае щитовой проходки поперечное сечение тоннелей имеет круговую форму.
Диаметр микротоннеля определяется исходя из габаритных размеров внутритоннельного комплекса с обеспечением необходимых люфтов при протаскивании трубопроводов. Минимальный внутренний диаметр тоннеля, сооружаемого по технологии МТ допускается принимать равным:
• 1,2 DH — для одиночного трубопровода (DH — наружный диа-
метр трубопровода);
• 2,6 DH — для двух трубопроводов;
491
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• 1,3 Вмак — для пакета труб (Вмак — максимальный линейный раз-
мер конструкции пакета).
Постоянная обделка микротоннеля представляет собой наращиваемые кольца из высокопрочных железобетонных труб толщиной не менее 200 мм, имеющих контурные уплотнительные элементы для герметизации стыков. Конструкция щита позволяет осуществлять проникновение обслуживающего персонала к рабочему органу для замены режущего инструмента в случае его износа или поломки.
На подводных переходах продольный профиль микротоннеля проектируется с учетом характера водной преграды (протяженности, глубины, берегового рельефа и т.д.), геологических условий, планово-высотных деформаций русла, допустимых радиусов трассировки, технологии проходки.
На подводных переходах заглубление микротоннеля принимается не менее 6 м от минимальной отметки дна и не менее 3 м ниже линии прогнозируемого размыва русла. На береговых участках заглубление микротоннеля должны приниматься в зависимости от инженерно-геологических условий.
Продольный профиль микротоннеля включает: наклонные участки на входе и выходе из тоннеля, сопряженные с ними криволинейные участки (по радиусу окружности), слабонаклонный или горизонтальный средний участок.
Углы входа (выхода) из тоннеля определяются геологическими условиями, рельефом местности на подходных участках, техническими возможностями оборудования микротоннелирования, технологией монтажа и прокладки трубопровода в тоннеле и должны быть не более 5—8°. Уклон тоннеля со стороны монтажной площадки назначается с учетом допустимых радиусов трассировки трубопровода при его протаскивании.
Криволинейные участки продольного профиля тоннеля проектируются по радиусам естественного изгиба трубопровода не менее R=1200 DH где DH — наружный диаметр наибольшего трубопровода, прокладываемого в тоннеле.
Для восприятия линейных перемещений рабочего трубопровода, вызванных действием перепада температур, предусматриваются компенсаторы, располагаемые в железобетонных лотках. Канальная прокладка трубопровода представляет собой сборно-монолитные железобетонные лотки с проложенным в них рабочим трубопроводом на подвижных
492
Технология сооружения газонефтепроводов
скользящих опорах, устанавливаемых на стальных закладных пластинах. Основание под лотки предусматривается из щебеночной наброски h=0,2 м с устройством по ней бетонной подготовки.
Микротоннелирование— безлюдная щитовая проходка пород с укреплением стенок тоннеля особо прочными и долговечными железобетонными трубами, которые продавливаются из стартовой шахты мощной пресс -рамой, оборудованной домкратами, вслед за продвигающимся в породах проходческим щитом. После продавливания щита на длину одной железобетонной трубы ее помещают перед пресс-рамой и вдавливают в разработанное отверстие тоннеля, далее процесс повторяется. Для уменьшения сил трения при вдавливании и прохождении железобетонного ствола по разбуренному штреку в затрубье через специальные форсунки, размещенные в теле грубы, впрессовывается бентонитовая паста. Наращивая трубу за трубой, проходку ведут до выхода щита в приемную шахту, после чего его демонтируют, а закрепленный тоннель остается в грунте.
Оборудование для проходки тоннелей
Современные автоматизированные комплексы для проходки тоннелей разработаны применительно к двум принципиально отличным способам:
• способу микротоннелирования с продавливанием стальных или железобетонных секций обделки тоннеля;
• щитовому способу с наращиванием сборной железобетонной обделки последовательным набором сегментов позади щита одновременно с его проходкой.
Применяемые автоматизированные комплексы отличаются по способу крепления лобового забоя и системам подачи разработанного грунта на поверхность.
В зависимости от геологических и гидрологических условий выбирается оборудование для проходки тоннеля.
Для каждого конструктивного типа разработан параметрический ряд щитов различного диаметра:
• установки для проходки тоннелей диаметром до 4 м: AVN 1500 (D=l,8 м), AVN 1800 (D=2,15 м), AVN 2000 (D=2,54 м), ЕРВ 2200 (D=2,68 м), AVN 2400 (D=3,06 м), ЕРВ2750 (D=3,32 м), Mixshield DN3000 (1)=3.78 м);
• тоннелепроходческие щитовые комплексы для строительства тоннелей диаметром от 4500 до 14200 мм.
493
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
В зависимости от диаметра щита МТ и твердости разрабатываемых грунтов величина крутящего момента, создаваемого установками изменяется от.22000 кНм (для AVN 1500) до 1000 кНм (для TBN 2500).
В нашей стране микротоннелирование впервые было выполнено комплексом AVN-400 фирмы «Herrenknecht» (Германия) в 1995 году в Москве СУ-64 АО ГПР-3 ПСО «Мосинжстрой» при сооружении канализационного коллектора протяженностью 300 м, диаметром 400 мм.
В 2001 году этим методом был построен подводный переход нефтепровода диаметром 720 мм через р. Неву у Санкт-Петербурга (по проекту ОАО «Гипротрубопровод» первой очереди Балтийской трубопроводной системы). На данном переходе имелись неблагоприятные условия, выраженные во вкраплении валунов в геологические структуры дна реки, из-за чего был сделан вывод о нецелесообразности использования на данном переходе метода наклонно-направленного бурения.
Конструкция тоннельного или микротоннельного перехода через реку состоит из железобетонного тоннеля, в котором последовательно прокладываются полиэтиленовая труба, металлический кожух, вновь полиэтиленовая труба и затем основной рабочий трубопровод (рис. 10.33). На границах перехода устанавливаются сальниковые заглушки, герметизирующие пространство между двумя металлическими трубами. Межтрубное пространство заполняется инертным газом, позволяющим существенно замедлить процесс коррозии металла. Давление в межтрубном пространстве контролируется дистанционными датчиками давления.
Рисунок 10.33 Конструкция подводного перехода трубопроводов по методу мик-ротоннелирования: 1 — трубопровод, 2 — тоннель; 3 —датчик изменения давления; 4 — крановый узел; 5— полиэтиленовая труба; 6 — стальная труба; 7 — пространство, заполненное инертным газом
494
Технология сооружения газонефтепроводов
На рис. 10.34 показана схема строительной площадки с использованием микро-тоннелепроходческой установки, а на рис. 10.35 схема типа AVN фирмы «Herrenknecht».
ГЛ ГРТТГ.ГТПП Рисунок 10.34 Схема строительной площадки с ис-
С. 1 и и п 1 CJ1D L 1 1J и
пользованием микротоннелепроходческои установки тоннеля
Способ МТ (микротоннелирования) следует применять для проходки непроходных тоннелей малого диаметра (до 2,0 м) в сложных инженерногеологических условиях.
Проходческие и общестроительные работы по устройству тоннелей (микротоннелей) производятся по специально разработанным нормам в зависимости от региона строительства, инженерно-геологических и дру
Рисунок 10.35. Схема микротоннелепроходческого щита A VN серии Т фирмы «Herrenknecht AG»: 1 — рабочий орган; 2 —дюзы рабочего органа; 3 —лазерная мишень ELS; 4 — стенка шлюзовой камеры; 5 — шлюзовая камера; б — телескопическая станция; 7 — механизм противозакручивания, 8 — электрический двигатель насоса с главного привода; 9 — гидравлический насос главного привода; 10 — байпас; 11 — гидроагрегат; 12 — цилиндры управления; 13 — приводные двигатели; 14 — дюзы кольцевого пространства; 15 — люк для прохода в забой; 16— главный подшипник; 17 — всасывающая труба; 18 —дробилка; 19 — шламовая камера
495
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
гих природно-климатических условий, включая сейсмические. Тоннель может быть обслуживаемый и необслуживаемый.
При производстве строительно-монтажных и горных работ по устройству тоннелей; (микротоннелей) соблюдаются требования СНиП Ш-44—77, ПБ 03—428—02 и других действующих отраслевых, региональных и федеральных нормативных документов.
Строительно-монтажные работы по прокладке трубопроводов в тоннеле допускается производить после окончания строительства тоннеля (микротоннеля) и оформления приемо-сдаточных работ о сооружении тоннеля актом о завершении строительства тоннеля, оформленных требуемым образом.
Для выполнения строительно-монтажных работ по строительству перехода трубопровода в тоннеле (микротоннеле) разрабатывается отдельный проект производства работ (ПНР) и необходимые технологические карты на отдельные виды работ.
При ведении работ по монтажу трубопроводов и других коммуникаций со стороны обоих порталов тоннеля обустраиваются монтажные площадки (спланированы, при необходимости, отсыпаны привозным грунтом и уложены дорожные железобетонные плиты, устроены водоотводные канавы и грунтовые емкости с противофильтрационными экранами установлено освещение, средства связи и др.) для складирования труб и других материалов, размещения строительных машин и оборудования: вагон-домиков, трубосварочного стенда и др.
Технология МТ должна сочетать механизированную щитовую проходку подземных выработок и метод продавливания труб с помощью гидравлической прессовой установки. Проходка тоннеля выполняется без непосредственного присутствия людей в забое с полной автоматизацией управления рабочим органом и транспортировки породы на поверхность.
Автоматизированные комплексы для проходки МТ выполнены по модульному принципу и должны обеспечить минимальные сроки монтажа оборудования при перебазировках. Каждый комплекс включает: контейнер управления, отстойник, тельферную эстакаду, раму продавливания, транспортный и питающий насосы, проходческую машину (микрощит), соединительные коммуникации, лазер.
Ориентация и управление движением щита осуществляются компьютерным комплексом с применением системы лазерного ведения. Прохождение проектных вертикальных углов и заданных радиусов выполняется с
496
Технология сооружения газонефтепроводов
применением базового и дополнительного навигационного оборудования микротоннельного комплекса.
Для проходки тоннеля подготавливаются стартовые и приемные шахтные колодцы (котлованы). Шахтные колодцы должны располагаться на береговых участках подводных переходов и быть защищены от притока грунтовых вод.
Выбор оборудования для проходки тоннеля способом МТ выполняется в зависимости от геологических условий, диаметра и протяженности тоннеля, требуемой величины продавливания труб обделки. Диаметр щита назначается с учетом диаметра тоннеля и толщины обделки в соответствии с имеющимися типоразмерами проходческого комплекса.
В зависимости от способа транспортировки грунта, в котловане и на поверхности установливается следующее оборудование:
• при гидротранспорте в котловане устанавливается грязевой насос, на поверхности — циркуляционная система;
• при пневмотранспорте — циркуляционная система;
• при применении шнеков и ленточных транспортеров монтируется оборудование для подъема контейнеров с грунтом.
Кроме того, на поверхности должна быть смонтирована система приготовления и подачи бентонитовой суспензии.
Для монтажа проходческого щита в стартовой шахте (котловане), установки домкратной станции и доставки секций трубопровода используется крановое оборудование соответствующей грузоподъемности, размещаемое на площадке рядом с шахтой.
Перед началом работы проводится работоспособности механизмов и оборудования, предназначенных для щитовой проходки.
Закрепление стенок тоннеля осуществляется с помощью кольцевых типовых секций (стальных, железобетонных), продавливаемых вслед за щитом и наращиваемых по мере проходки тоннеля.
Складирование на площадке кольцевых секций обделки тоннеля осуществляется в штабелях не более чем в 2 ряда, причем нижний ряд должен укладываться на деревянные подкладки, оборудованные противораскат-ными или седлообразующими упорами.
Необходимое усилие продавливания создается гидродомкратами основной станции, размещаемой в шахтном колодце и промежуточных домкратных станций, монтируемых через определенные интервалы в межстыковых соединениях труб обделки. Для снижения сопротивления продав
497
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
ливанию необходимо предусматривать инъекции бентонитового раствора в кольцевой зазор между выработкой и стенкой обделки.
Величина суммарного усилия домкратов для продавливания обделки МТ должна устанавливаться проектом производства работ на основании опыта строительной организации и с учетом характера проходимых грунтов, наружного диаметра и протяженности тоннеля.
Выбор типа механизированного щита с пригрузом забоя и комплекса соответствующего оборудования применительно к конкретным инженерно-геологическим условиям определяются типом наиболее распространенных грунтов по длине тоннеля, диаметром и протяженностью тоннеля, требуемой величины продавливания труб.
Микротоннелирование — метод, основанный на строительстве тоннеля с помощью дистанционно управляемого щита. Проходческий шит в форме конусной рабочей головки, снабжен системой зубьев, кулаков и дробильных выступов, механически перерабатывает грунт и таким образом бурит отверстие, через которое будет прокладываться трубопровод. По мере перемещения щита вперед, грунт скапливается в открытой передней части, где конусный щит дробилки дробит его и перемещает в камеру смешивания с вымывателем бурильной установки.
Транспортировка обратного грунта выполняется в виде вымывающей смеси через технологические трубопроводы в рабочую шахту. Установка вместе с укладываемыми трубами протаскивается блоком силовых цилиндров, установленных в рабочей шахте, по мере бурения. Непрерывное отслеживание оператором значения давления на грунт, крутящего момента бурильной головки и параметров бурового раствора позволяет непрерывно контролировать процесс прокладки трубопровода. Бурильная головка имеет систему форсунок высокого давления, которые позволяют подкрепить процесс бурения гидравлическим вымыванием грунта буровым раствором.
Проходческий щит работает из заранее подготовленной шахты в заданном криволинейном или прямолинейном направлении. Выемка щита производится из приемной шахты.
Микротоннелирование может применяться при любых грунтовых условиях и любой степени обводненности грунтов.
Управление процессом строительства микротоннеля производится из кабины, находящейся на поверхности. Местонахождение и ориентация щита контролируется с помощью лазерной системы. Применение лазерного контроля для систем управления и компьютерного мониторинга в
498
Технология сооружения газонефтепроводов
совокупности с качеством управления обеспечивает высокую степень точности (меньше +/- 25 мм).
Микротоннельные системы значительно уменьшают влияние прокладки трубопроводов на окружающую среду. Часто только присутствие на поверхности кабины управления и подъемника для спуска труб в стартовую шахту указывает на ведение работ. Минимизируются также нарушения транспортного потока и уровни шума.
Строительство и монтаж трубопровода
Подготовительные работы
Монтаж рабочих трубопроводов выполняется после завершения строительства тоннеля, оснащения его необходимыми постоянными устройствами и сдачи-приемки по акту.
Монтажные площадки в начале и конце тоннеля должны быть освобождены от специализированной техники, оборудования, а также сопутствующих строительству тоннеля материалов и изделий.
Подготовительные работы проводятся в соответствии с требованиями СНиП Ш-42—80* [90].
На монтажной площадке предусматривается размещение:
• роликовых опор для протаскивания плетей трубопровода;
• площадки для складирования труб или секций;
• линии для сварки и гидравлического испытания плетей трубопровода;
• проездов для техники.
Монтажная площадка защищается от склоновых процессов и размыва ливневыми стоками.
Производство основных СМР начинается после завершения организационных подготовительных мероприятий, а также внеплощадочных и внутриплощадочных работ, предусмотренных ППР. Дальнейшее продолжение подготовительных работ технологически увязывается с процессом основных работ и обеспечивать необходимый фронт работ строительным подразделениям.
Общие требования по монтажу трубопроводов
Монтаж и прокладка трубопроводов в тоннелях включает следующие основные виды работ:
499
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
• комплекс работ на монтажной площадке: варочно-монтажные работы, гидравлическое испытание плетей трубопровода (1-ый этап), изоляцию сварных стыков, монтаж спусковой дорожки;
• комплекс подготовительных работ по протаскиванию трубопровода в тоннеле, включая монтаж опор или подготовку основания в проходных тоннелях.
• протаскивание трубопровода;
• гидравлическое испытание трубопровода после протаскивания в тоннеле (2-ой этап);
• монтаж компенсационных и переходных участков;
• гидравлическое испытание трубопровода в составе линейного участка трассы (3-й этап);
• комплекс работ по завершении строительства: утилизация шлама и строительных отходов, восстановление и рекультивация территории.
Монтаж трубопровода выполняется из труб с заводским изоляционным покрытием. Погрузочно-разгрузочные работы и хранение труб должны производиться в условиях, предотвращающих механические повреждения покрытия.
Сварочно-монтажные работы выполняются в соответствии с действующими нормативами.
Изоляция стыков труб производится после получения заключений о качестве сварки и гидравлического испытания плетей трубопровода. Для изоляции сварных стыков применяются термоусаживающиеся манжеты, не уступающие по своим параметрам основному изоляционному покрытию.
После гидравлического испытания и слива воды трубопровод укладывается на спусковую дорожку. Спусковая дорожка для протаскивания трубопровода располагается на монтажной площадке и оборудуется в соответствие с требованиями ППР. Схемы монтажа и укладки нефтепроводов в тоннеле разрабатываются в проекте производства работ с определением способа и последовательности монтажа, выполнением расчетов прочности и устойчивости трубопровода в процессе строительства. При выборе схемы монтажа следует стремиться к максимальной длине плетей трубопровода для протаскивания, исходя из условий рельефа прилегающих к тоннелю участков местности, грузоподъемных и тяговых средств, имеющихся в распоряжении строительной организации. Последователь
500
Технология сооружения газонефтепроводов
ность монтажа трубопроводов уточняется с учетом схемы их размещения в тоннеле.
Монтаж переходных и компенсационных участков тоннельного перехода выполняется после прокладки трубопроводов в тоннеле и их гидравлического испытания. В местах монтажа компенсаторов трубопроводов необходимо оставлять технологические разрывы.
Монтаж плети трубопровода на стройплощадке
Для протаскивания трубопровода на участке спусковой дорожки могут применяться: роликовые опоры разных конструкций, рельсовые пути с грузовыми тележками, трубоукладчики.
Надежность протягивания трубопровода в тоннель обеспечивается:
• требуемым качеством подготовки спусковой дорожки и опор в тоннеле (точностью установки опор в створе тоннеля с регулировкой их высотного положения);
• обеспечением соосности временных опор спусковой дорожки и постоянных опор, устанавливаемых в тоннеле;
• достаточной грузоподъемностью опорных конструкций с учетом возможной их перегрузки;
• равномерным распределением нагрузки от нефтепровода на опоры;
• надежностью такелажных соединений, тросов, анкерных устройств;
• достаточной мощностью тяговых средств для протаскивания (проталкивания) трубопровода с учетом возможного увеличения тяговых усилий сверх расчетных нагрузок;
• устойчивым положением трубопровода на опорах, исключающим опрокидывание опор или сход трубопровода;
• надежностью тормозных устройств, предотвращающих самопроизвольное, бесконтрольное движение трубопровода после остановки тяговых средств.
На подходном участке к тоннелю предусматривается планировка основания под опоры по допустимому радиусу трассировки с обеспечением заданного угла входа в тоннель. Проектный угол входа трубопровода в тоннель обеспечивается за счет уклона и радиуса вертикальной трассировки спусковой дорожки, а при необходимости — за счет дополнительного изгиба трубопровода с помощью трубоукладчиков на подходном к тоннелю участке.
501
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Расстановка опор, параметры изогнутой оси и напряженно-деформированного состояния трубопровода на участке входа в тоннель устанавливаются расчетом.
Расчетная грузоподъемность опорных тележек принимается с учетом возможной их перегрузки, но не более 0,8 от номинальной их грузоподъемности.
Зазоры между ложементами опор и трубопровода устраняются с помощью гибких упругих прокладок толщиной не менее 3 мм.
Перед укладкой трубопровода на опоры проверяется отсутствие блокировки и свободное прокручивании опорных катков, при необходимости должна быть произведена их смазка.
Опоры должны устанавливаться полузаглубленными в приямки или на грунтовые призмы, усиленные слоем щебня. В основание под роликовые опоры укладываются железобетонные плиты. Соосность опор и высотные отметки ложементов контролируются геодезическими средствами.
Способы прокладки трубопроводов в тоннеле
Укладка трубопроводов в тоннеле выполняется способом протаскивания с последовательным наращиванием плети на монтажной площадке, примыкающей к тоннелю.
При протаскивании трубопровода технические решения определяются, исходя из его весовых характеристик, конструкции постоянных и временных опор, протяженности тоннеля.
При этом обеспечивается:
• сохранность изоляционного покрытия трубопровода;
• снижение усилий на преодоление сопротивления протаскиванию за счет уменьшения коэффициента трения, а на подводных переходах за счет регулирования весовой нагрузки.
Выбор средств для протаскивания трубопроводов определяется расчетом тяговых усилий на завершающем этапе протаскивания, при максимальной длине протягиваемой плети. Максимальное усилие, создаваемое тяговыми установками, должно превосходить расчетную величину тягового усилия не менее чем в 1,5 раза.
Сохранность изоляции при прокладке трубопроводов в микротоннелях обеспечивается за счет:
• применения высокопрочных трехслойных изоляционных покрытий из полиэтилена или полипропилена в специальном исполнении;
502
Технология сооружения газонефтепроводов
• обеспечения гладкой внутренней поверхности обделки МТ из железобетонных труб и ее контроля в процессе монтажа;
• использования технологического кожуха из полиэтиленовых труб.
Снижение тяговых усилий при протаскивании трубопровода в микротоннеле достигается за счет:
• выбора оптимальной схемы протаскивания трубопровода с регулированием плавучести нефтепровода путем частичного заполнения микротоннеля водой или
• снижения коэффициента трения при протаскивании путем применения технологических кожухов и жидкой смазки.
В качестве технологического кожуха следует рассмотреть возможность использования полиэтиленовых труб низкого давления диаметром до 1200 мм в соответствии с ГОСТ 18599—2001, а также полиэтиленовых труб большего диаметра (до 1500 мм) в соответствии с техническими условиями (ТУ). Внутренний диаметр полиэтиленовых труб должен приниматься не менее 1,2 DH (DH — наружный диаметр рабочего трубопровода). Монтаж и сварку полиэтиленовых труб должны выполняться специализированной организацией.
Протаскивание трубопроводов и кабелей связи в непроходных тоннелях должно осуществляется общим пакетом с предварительным его скреплением в жесткую конструкцию с помощью бандажей и поперечных траверс. Между трубопроводами и кабелями связи должны быть разделительные прокладки из стойких диэлектрических материалов.
В проходных тоннелях большой протяженности допускается предусматривать протаскивание трубопровода отдельными плетями со стыковкой в тоннеле на заранее подготовленных площадках. Монтаж трубопровода может вестись с наращиванием плетей с обоих концов тоннеля и их стыковкой в середине тоннеля.
Строительство подводного перехода «труба в трубе» включает:
• обустройство на берегах стартовой и приемной шахт МТ;
• проходка микротоннеля проходческим комплексом с продавливанием стального кожуха;
• демонтаж коммуникаций тоннеля;
• гидравлическое испытание кожуха на внутреннее давление (если это предусмотрено проектом) с последующим пропуском разделителей;
503
Ф.М. Муапафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
• прокладку и закрепление в тоннеле полиэтиленовой оболочки для протаскивания рабочего нефтепровода;
• протаскивание рабочего трубопровода внутри полиэтиленовой оболочки;
• гидравлическое испытание рабочего трубопровода;
• обустройство технологических колодцев для установки сальников (используются стартовая и приемная шахты МТ);
• заполнение межтрубного пространства инертным газом;
• устройство береговых компенсаторов в железобетонных лотках.
Целостность изоляции защитного кожуха обеспечивается применением высокопрочного полипропиленового или эпоксидного покрытия, созданием технологического зазора между стенками выработки и кожухом при проходке микрощита и применением бентонитовой смазки.
В местах установки сальников обеспечивается соосность рабочего трубопровода и кожуха с помощью опорных центрирующих колец.
Монтаж линий технологической связи
Прокладка кабельных линий технологической связи при строительстве тоннельных переходов выполняется в соответствии с требованиями норм Минсвязи РФ, ВСН 015-89, ВСН 116-93 и Дополнения к ним.
В непроходных тоннелях, сооружаемых способом МТ, кабели связи прокладываются в стальном или пластмассовом защитном кожухе, протаскиваемом совместно с трубопроводом общим пакетом. Конструкция кожуха определяется проектом с учетом технических характеристик прокладываемого кабеля. Допускается укладка нескольких кабелей в одном кожухе.
В проходных тоннелях кабели связи прокладываются на опорах боковых стенок тоннеля слева от трубопроводов по ходу продукта. Оболочка кабеля должна быть выполнена из негорючих материалов.
На переходных участках (входа и выхода из тоннеля) кабели связи прокладываются в асбоцементных трубах в самостоятельной траншее. На пересечениях с трубопроводом кабель должен прокладываться выше трубопровода не менее чем на 0,15 м.
Монтаж компенсационных участков их соединений с общей трассой трубопровода
Компенсаторы на опорах монтируются с таким расчетом, чтобы свое срединное положение они занимали при температуре, указанной в проекте как усредненное значение температурного интервала.
504
Технология сооружения газонефтепроводов
В местах монтажа компенсаторов трубопроводов необходимо оставлять технологические разрывы.
Перед вваркой компенсаторов в нитку они подвергаются предварительной растяжке. Величина растяжки компенсатора зависит от температуры, при которой фактически осуществляется замыкание стыков, эта величина должна устанавливаться
Опоры на компенсационных участках могут быть выполнены из железобетонных плит или из свай, соединенных ригелем.
При выходе из тоннеля устанавливаются направляющие опорные конструкции, которые должны воспринимать как вертикальные, так и горизонтальные нагрузки.
Величины допустимых горизонтальных перемещений и нагрузок определяются расчетом.
Величина горизонтального усилия, на которое должна быть рассчитана конструкция опоры, должна быть в 1,5 раза больше расчетной.
Очистка полости и испытание трубопровода в тоннеле
Очистка полости, профилеметрия, испытание на прочность и проверка на герметичность перехода трубопровода осуществляются в соответствии с нормативными документами.
Для горных участков и переходов через водные преграды независимо от их протяженности проводится профилеметрия.
Внутритрубная инспекция снарядом-профилемером проводится после завершения строительно-монтажных работ перед подключением вновь смонтированного перехода к действующему трубопроводу.
Проектно-сметная документация предусматривает монтаж, демонтаж временных КППСОД и проведение профилеметрии вновь смонтированного трубопровода.
В сметной документации предусматриваются затраты на выполнение работ по монтажу, демонтажу временных КППСОД и проведению профилеметрии.
Работы по профилеметрии должны выполняться подрядными организациями.
Процесс очистки полости и испытания трубопровода производится по специально разработанной инструкции, разрабатываемой с учетом местных условий строительства, категории трубопровода, контроля качества, безопасности и охраны труда, охраны окружающей среды и согласованной с ОАО МН.
505
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
При монтаже трубопровода без внутренних центраторов (диаметром менее 426 мм) выполняется предварительная очистка полости протягиванием очистных устройств в процессе сборки трубопровода.
Гидравлические испытания переходов трубопроводов выполняются в три этапа:
• на монтажной площадке при подготовке плетей;
• после завершения протаскивания и монтажа трубопровода в тоннеле;
• при испытании магистрали в целом.
Испытания трубопроводов на 2-м этапе выполняются в соответствии с последовательностью их монтажа и прокладки.
При строительстве тоннельного перехода в условиях стесненных площадок (в горной местности), когда наращивание трубопровода в тоннеле производится короткими звеньями, гидравлическое испытание трубопроводов до укладки (1-ый этап) допускается не проводить; при этом в проекте должны предусматриваться меры обеспечения качественной сборки и сварки стыков и дублирующий 100% контроль сварных стыков следующими методами: визуальный и измерительный контроль, капиллярный или магнитопорошковый, радиографический и ультразвуковой. Должна предусматриваться предварительная (перед сваркой звеньев) очистка полости труб от окалины, грата и случайных предметов.
Гидравлическое испытание стальной оболочки (кожуха) МТ в конструкции «труба в трубе» проводится одноразово на испытательное давление рабочего трубопровода.
Испытание герметизаторов в конструкции «труба в трубе» производится по специальным техническим условиям, согласованным с ОАО МН. Герметизаторы должны выдерживать давление среды в межтрубном пространстве при аварийных разрушениях нефтепровода.
Требования внутритрубной дефектоскопии
Внутритрубная инспекция трубопровода с помощью диагностического снаряда-профилемера проводится на подводных переходах после прокладки трубопровода в тоннеле и проведения 2-го этапа гидравлических испытаний.
Дополнительно по требованию ОАО МН может предусматриваться акустико-эмиссионная (АЭД) диагностика с целью обнаружения скрытых дефектов и их устранения.
506
Технология сооружения газонефтепроводов
Для пропуска инспекционных приборов на тоннельном участке трубопровода монтируют камеры пуска и приема СОД. После пропуска внут-ритрубного инспекционного прибора (ВИП) трубопровод должен быть освобожден от воды, ВИП извлекается из трубопровода в присутствии подрядчика, ОАО МН и исполнителя дефектоскопии и составляется акт по установленной форме.
По завершении внутритрубной инспекции и удаления воды участок тоннельного перехода стыкуется со смежными линейными участками перехода.
Сравнение бестраншейных методов прокладки трубопроводов
ННБ и МТ зарекомендовали себя как эффективные и надежные методы прокладки трубопроводов через естественные и искусственные препятствия. Обе технологии имеют определенные преимущества и недостатки. Сравнение двух методов позволяет проектировщикам и строителям получить дополнительную информацию при оценке возможностей сооружения новых объектов.
Для сравнения этих двух технологий были выбраны следующие аспекты:
1) технические параметры: гесшмлмкскме условия, точность проходки, диаметр и длина проходки, применяемые материалы;
2) продолжительность строительства: монтаж и демонтаж строительной площадки, выполнение бурения, суммарное время производства работ;
3) экономические аспекты;
4) строительный риск.
Технические аспекты
Геологические условия
Для определения пригодности были рассмотрены следующие породы: глина, ил, песок, гравий, камни, валуны, смешанный грунт и скальная порода.
ННБ без ограничений применяется при проходке в глине, иле и песке, а также во многих твердых скальных породах. Однако оно совершенно не подходит для грунтов с содержанием гравия более 30 % (особенно крупного гравия) и компактных каменных слоев, а также препятствий из валунов. Затруднена проходка в нескольких смешанных грунтах или часто изменяющихся пластах, например в песчаной почве со слоями песчаника, камня и препятствиями из валунов. Причина данного затруднения заклю
507
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
чается в особой сложности стабилизации буровой скважины только буровым раствором.
Метод МТ более универсален. Буровая скважина защищается от повреждения железобетонным тоннелем, идущим непосредственно за буровой головкой.
Точность проходки
Измерение оси ННБ выполняется в электромагнитном режиме с погрешностью приблизительно от 2 до 5 % в зависимости от конкретной глубины измерительного зонда, геологических условий, магнитного поля и длины бурения. Точность выхода бурового инструмента составляет от нескольких сантиметров до нескольких метров, что в большинстве случаев является вполне достаточным для этого метода.
При МТ используются лазеры и электронно-оптические лазерные мишени. Точность этого типа измерения находится в пределах ±30 мм и почти невосприимчива к внешним воздействиям. Такая точность проходки необходима для безошибочного выхода тоннелепроходческого щита в приемный котлован.
Диаметр и длина проходки
При ННБ диаметр проходки составляет от 100 до 1500 мм, а длина может достигать 2 км, что является приемлемым для большинства трубопроводных переходов. Для метода МТ разработаны и применяются тоннелепроходческие щиты диаметром от 200 мм до 14,2 м. Длина проходки ограничивается пределом, примерно в 1200 м, из-за низкой удерживающей способности упорных стенок в стартовом котловане и недостаточной мощности гидравлических домкратов. Для увеличения длины проходки могут быть использованы промежуточные домкратные станции. При проходке в безводных породах (например, скальных) длину проходки можно увеличить за счет формирования обделки тоннеля сборным или монолитным железобетоном.
На рис. 10.36 представлено соотношение между длиной и диаметром проходки для методов ННБ и МТ. Приведенные численные значения имеют только базовый характер и предусматривают лишь основные тенденции применения рассмотренных методов
Применяемые материалы
При МТ для формирования тоннеля применяются железобетонные кольца с металлическими манжетами и резиновыми уплотнителями. В не
508
Технология сооружения газонефтепроводов
которых случаях обделку тоннеля можно выполнять стальными или полимерными трубами, сборным или монолитным железобетоном. Для строительства переходов трубопроводов методом ННБ могут быть использованы стальные или полиэтиленовые (ПВД) трубы в соответствии с нормативно-техническими документами.
Продолжительность строительства
По суммарной продолжительности произ
2500 Л
Рисунок 10.36. Соотношение между длиной и диаметром проходки для ННБ и МТ
водства работ, рассматриваемой как сумма времени, необходимого для оборудования строительной площадки и непосредственно процесса бурения, явное преимущество имеет метод ННБ. Например, для сопоставимых строительных объектов со средним диаметром проходки и длиной до 1000 м продолжительность подготовительных работ составляет, примерно, для ННБ — одну неделю, для МТ — несколько недель, а процесс бурения и протаскивания трубопровода для ННБ — 3—6 недель, для МТ — 4—9 недели.
Экономические аспекты
Стоимость строительства переходов определяется в зависимости от длины перехода, диаметра трубопровода, инженерно-геологических и гидрологических условий. По данным американских специалистов, стоимость прокладки трубопровода методом ННБ через реки длиной 250— 750 м составляет от 150 до 2500 $ за метр, а при длине 707—1500 м — от 300 до 4000 $ за метр. В США стоимость прокладки труб методом ННБ через большие реки значительно меньше, чем траншейным способом. Наоборот, для средних и малых рек затраты на бурение соизмеримы или вы-
509
Ф М Мустафин, Л.И. Быков, Г Г Васильев
1 - D500 2-01200 3-D1600 4-D1800
5 - D2000 6 - D2400
О 200 400 600 800 1000 1200
ННБ
1 -D1500 2-D1200
3 -D1000
4-D750
5 - D500
6-D250
L, м
Рисунок 10.37. Сравнение затрат на строительство переходов в зависимости от длины и диаметра трубопровода
ше затрат на прокладку труб в траншее.
По данным зарубежных фирм, себестоимость строительства объектов методом ННБ несколько ниже, чем метод МТ (рис. 10.37).
По расчетам АОЗТ «ПИРС» (г. Омск), сравнительная стоимость строительства перехода через р. Обь для траншейного способа, ННБ и МТ представляет собой соотношение 1:0,8:1,2. По расчетам «ГИПРОспецгаз» (г. Санкт-Петербург), стоимость прокладки трубопроводов через реки в 1,3 раза дешевле, чем для траншейного способа.
Но следует учитывать, что затраты на сооружение однотипных сопос-
тавимых перходов могут отличаться в несколько раз из-за возникновения различных осложнений.
На примере АНК «Башнефть» также можно отметить, что затраты на сооружение переходов промысловых трубопроводов методом ННБ с применением отечественных буровых установок сопоставимы или дешевле траншейных способов прокладки.
Строительный риск
Строительный риск технической возможности строительства переходов по бестраншейной технологии значительно выше, чем у традиционно применяемых открытых траншейных способов прокладки трубопроводов.
При реализации МТ основной строительный риск заключается в том, что внезапно в процессе проходки осевые усилия в используемых гидравлических домкратах становятся недостаточными для преодоления трения обсадной трубы. Высокие силы трения могут также привести к возникновению чрезвычайно высоких напряжений и последующему разрушению (сплющиванию) материала труб продавливания. Процесс ННБ также мо
510
Технология сооружения газонефтепроводов
жет быть остановлен из-за недостаточной мощности буровой установки и по причине высоких сил трения и заклинивания буровой колонны или протаскиваемого рабочего трубопровода. Дополнительный фактор риска связан с возможностью столкновения с валунами.
С помощью тоннелепроходческих щитов легко удаляют препятствия размером менее 1/3 диаметра буровой рабочей головки. При больших размерах препятствий применяются дополнительные мероприятия. При ННБ при прохождении пилотной скважины буровой инструмент может преодолеть или обойти препятствие, но оно не удаляется из канала бурения. Во время последующей проходки расширителя или рабочего трубопровода это препятствие может вызвать большие проблемы и привести к заклиниванию трубопровода.
Кроме того, другой риск, характерный для ННБ, — опасность обрушения буровой скважины. В отличие от МТ буровая скважина поддерживается только используемым буровым раствором. Если этот раствор, например, в зонах с расселинами уходит из канала бурения, буровая скважина может разрушиться в данной области. Это может также произойти в случае, если используемый буровой раствор не был составлен оптимально и его рабочие характеристики не соответствовали условиям проходки.
Кроме того, при ННБ есть значительно больший риск нарушения сплошности защитного изоляционного покрытия рабочего трубопровода.
10.2. Надземные переходы
Магистральные трубопроводы прокладывают в самых различных природно-климатических и гидрогеологических условиях. При их сооружении приходится пересекать реки, ущелья, овраги, карстоопасные участки и другие естественные и искусственные препятствия. В этих случаях нередко бывает единственно возможна надземная прокладка, что обусловливает строительство надземных трубопроводных переходов. Разнообразие условий строительства требует применения соответствующих конструктивных форм переходов и методов их проектирования. Каждый надземный переход или участок надземной прокладки должны удовлетворять производственным, эксплуатационным и экономическим требованиям. Выход из строя такого звена прекращает работу всего трубопровода протяженностью в сотни километров. Поэтому надземные переходы, часто находящиеся в более сложных эксплуатационных условиях, являются ответственными сооружениями.
511
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Согласно СНиП 2.05.06—85* [87] надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, в болотистых местностях, в районах горных выработок, оползней и в районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. [4; 56; 74; 78; 87; 90; 99; 112].
В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность трубопровода.
10.2.1. Конструкции надземных переходов
Надземные воздушные переходы подразделяются на:
• балочные;
• подвесные (вантовые);
• арочные;
К воздушным (надводным) переходам относится участок линейной части трубопровода, проложенный надземно, с использованием опорных сооружений, через водные преграды шириной 10 м и более по зеркалу воды в межень.
В границы воздушного (надводного) перехода магистрального трубо
Рисунок 10.38. Классификация надземных трубопроводных переходов по конструктивным признакам
провода через водную преграду входят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной по 50 м от мест выхода трубопровода из земли.
На основании обобщения научных публикаций может быть предложена следующая классификация надземных трубо-
512
Технология сооружения газонефтепроводов
проводных переходов по конструктивным признакам (рис. 10.38).
Балочные переходы состоят из опор и собственно трубопровода, расположенного, как правило,горизонтально на определенном уровне. Свое название балочные переходы получили вследствие того, что их расчетная схема представляет собой простую или многопролетную балку; при этом трубопровод, как самонесущая конструкция, работает преимущественно на изгиб. В зависимости
Рисунок 10.39. Схемы балочных переходов: а — простейший однопролетный с защемленными конца; б— однопролетный с консолями; в — многопролетный с односторонней компенсацией деформации; г — многопролетный с компенсаторами по концам и в средней части перехода; а — консоль; 1 — пролет; 1 — опорная плита; 2 — продольно подвижная опора; 3 — z-образный компенсатор; 4 — неподвижная опора; 5 — П-образный компенсатор
от протяженности перехода число опор и, следовательно, пролетов в нем может быть различным (рис. 10.39).
В наиболее распространенных однопролетных балочных переходах (рис. 10.39, а) трубопровод рассматривается как балка, защемленная по концам. Опорой для таких переходов служит либо грунт береговых откосов, либо опорная плита, подкладываемая под трубопровод в месте выхода его из грунта. Однопролетные переходы обычно сооружают при пересечении малых водотоков, оврагов и других нешироких препятствий. Длина таких переходов (в зависимости от диаметра трубопровода) не превышает 30—50 м.
При необходимости пересечения более широких препятствий применяют балочные переходы, имеющие, кроме пролета, еще и две консоли (рис. 10.39, б). Наличие консолей (длину каждой из них а обычно назначают равной 1/3 длины пролета 1) позволяет не только увеличить диапазон применения однопролетных конструкций, но и, как показывают расчеты,
513
Ф М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
снизить уровень напряженного состояния в опасных сечениях трубопровода на 20—25% путем более рационального распределения массы трубопровода относительно опор.
При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах прокладки трубопроводов следует применять отводы прохода поршня, очищающего полость трубопровода, и разделительной головки (для нефтепроводов и нефтепродуктопрово-дов). Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений, используя несущую способность самого трубопровода.
Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода.
В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.
На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.
При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. С целью уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) для восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.
В балочных системах надземной прокладки нефтепроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода нефтепроводов из слабосвязанных грунтов должны предусматриваться мероприятия по обеспечению его проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладка железобетонных плит и др.). Переходы длиной 100 м и более, как правило, снабжают компенсаторами, причем их форма и число зависят от общей схемы перехода и местных условий (рис. 10.39, в, г).
Проектирование опор должно включать в себя выбор типа опор, определение мест их расположения и расстояний между опорами. Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части должны воспринимать нагрузки, передаваемые на них трубопроводом и вспомогательными
514
Технология сооружения газонефтепроводов
конструкциями. При этом должна учитываться система прокладки и компенсации продольных деформаций трубопровода.
Береговые опоры на переходах через реки должны размещаться за пределами прогнозируемых плановых деформаций русла и защищаться берегоукрепительными конструкциями.
При проектировании опор многопролетных балочных переходов через горные реки с пойменной многорукавностью или долинным блужданием русла учитывается возможность размыва дна по всей ширине речной долины и необходимость соответствующего надежного заглубления опор.
При прокладке трубопроводов на оползневых или селеопасных участках опоры заглубляются ниже зеркала скольжения оползня (или зоны размыва селя) с таким расчетом, чтобы исключить возможность их смещения.
Конструкция опор трубопроводов, прокладываемых в районах вечномерзлых грунтов, должны учитывать возможность просадок и пучения грунтов.
Трубопроводы на опорах могут быть жестко заделаны или свободно опираться с возможностью перемещений в продольном или поперечном направлениях. Для обеспечения перемещений трубопровода должны использоваться скользящие опорные устройства.
Для уменьшения контактных напряжений в трубопроводе и обеспечения сохранности изоляционного покрытия на опорах должны использоваться защитные подкладки между трубой и опорной конструкцией.
Опоры балочных систем трубопроводов следует проектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземных трубопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от опор.
При прокладке трубопроводов через препятствия (в том числе через овраги и балки) расстояние от низа трубы или пролетного строения следует принимать при пересечении:
• оврагов и балок-не менее 0,5м до уровня воды при 5%-й обеспеченности;
• несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, — не менее 0,2 м до уровня воды при 1%-й обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;
• судоходных и сплавных рек — не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.
Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливается
515
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 10.40. Балочные трубопроводные переходы с консольными опорами: а — балансирно-пространственными; б — Т-образными; в — вантовыми; г — однорядная консольная ферма; 1 — трубопровод; 2 — продольно-подвижные опорные части; 3 — стержневая рама; 4 — верхний пояс; 5 — ванта; 6 — консольная ферма
надземного трубопровода должно быть не менее, м:
• до подошвы откоса насыпи-5
• до бровки откоса выемки-3
• до крайнего рельса железной дороги-10.
особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1м над горизонтом высоких вод (по году 1%-й обеспеченности).
При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита «С» по ГОСТ 9238-83.
Расстояние в плане от крайней опоры
В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и
другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.
С целью увеличения перекрываемых пролетов в последнее время появились новые конструктивные решения балочных систем с консольными опорами и с поддерживающим элементом в виде ферм [112].
Трубопроводный переход с балансирно-пространственными опорами (рис. 10.40) содержит трубопровод 1, уложенный на продольно-подвижные скользящие опорные части 2 и стержневую систему 3, представляющую собой две пары равнобедренных треугольников из стержневых элементов, плоскости которых расположены под углом друг к другу, при этом вершины этих треугольников соединены одним верхним поясом 4. Он позволяет
516
Технология сооружения газонефтепроводов
увеличить перекрываемый пролет в 3—5 раз и снизить материалоемкость в сравнении с балочными системами, усиленными кожухом или трубой над рабочим трубопроводом.
Переход с Т-образными консольными опорами отличается от предыдущего тем, что опоры выполнены в виде рамы 3 из консольных балок, параллельных трубопроводу, соединенных между собой поперечинами 4, на которые укладывается трубопровод 1, с целью усовершенствования этой конструкции и уменьшения ее металлоемкости опоры дополнительно снабжаются вантами 5, полученный таким образом переход носит название балочный переход с вантовыми консольными опорами (рис. 10.40).
Следующая конструкция трубопроводного перехода (рис. 10.41) состоит из концевых опор 2 и 4, содержит поддерживающий элемент в виде фермы 3, которая может иметь прямоугольное поперечное
Рисунок 10.41. Трубопроводный переход с поддерживающим элементом рабочего трубопровода в виде фермы: а — с фермой прямоугольного сечения; б — с фермой сечением в виде равнобедренного треугольника; 1 — трубопровод; 2,4—концевые опоры; 3 — ферма; 5—решетка фермы; 6 — пояса фермы
сечение, образованное двумя плоскими фермами, соединенными между собой с помощью поперечных и диагональных связей в единую жесткую конструкцию, либо сечение в виде равнобедренного треугольника, благодаря этому такая конструкция обладает меньшей материалоемкостью. Внутри фермы размещается трубопровод 1. Пояса ферм 5 могут иметь тавровое поперечное сечение, решетка 6 может быть выполнена из равнобоких уголков.
Наличие фермы позволяет увеличить длину перекрываемого пролета в 2—3 раза без устройства промежуточных опор при достаточной горизонтальной жесткости. Конструкция трубопроводного перехода может предусматривать наличие эксплуатационного мостика для осмотра и обслуживания трубопровода.
517
Ф.М. Мустафин, Л И. Быков, Г.Г. Васильев
10.2.1.2. Подвесные переходы
Гибкие висячие переходы (рис. 10.42) представляют собой конструкцию, состоящую из несущего каната (или нескольких канатов) и закрепленного к нему с помощью подвесок трубопровода. В качестве опор для висячих переходов применяют, как правило, пилоны в виде вертикальных решетчатых
мачт в сочетании с береговыми анкерными устройствами.
Висячие переходы сооружают при пересечении трассой трубопровода крупных рек, широких балок и оврагов, горных ущелий и других преград. Длину пролетного строения висячего перехода обычно принимают в пределах 100—600 м. Через более крупные препятствия могут быть проложены многопролетные висячие системы.
Выбор рациональной схемы висячего перехода и, в частности, определение длины каждого пролета в многопролетных системах производят на основании техни-
Рисунок 10.42. Гибкий висячий однопролет-ный переход: 1 — береговые анкерные опоры; 2 — пилоны; 3 — компенсаторы; 4 — несущий канат; 5— подвески; 6 — опоры для натяжения ветровых тросов; 7 — массивные опоры под пилоны; 8 — смотровая тележка; 9 — ветровые тросы; 10 — ветровые оттяжки; И — консольные вылеты пилона
ко-экономических расчетов. Причем с увеличением длины пролетов (следовательно, сокращением числа промежуточных опор) необходимо увеличивать и высоту пилонов, что усложняет их конструкцию и затрудняет монтаж. Если высоту пилонов не увеличивать, то потребуется дополнительное натяжение несущих канатов, сечение которых резко возрастет, и, кроме того, появиться необходимость в применении мощных анкерных опор, воспринимающих через береговые оттяжки натяжение несущих канатов. Оптимальное соотношение между стрелкой провисания несущего каната и длиной пролета находится в пределах 1/8 — 1/12.
Пилоны висячих переходов опираются на фундаменты либо жестко, либо на шарнирах. В последнем случае предусматривается применение качающихся пилонов, имеющих сравнительно небольшую массу и обес
518
Технология сооружения газонефтепроводов
печивающих широкие возможности в выборе методов монтажа всего пе
рехода.
Наиболее удобно применять висячие системы при пересечении оврагов и балок с крутыми склонами, когда естественный рельеф можно использовать как фактор, способствующий уменьшению высоты пилонов. В некоторых случаях рельеф позволяет вообще отказаться от устройства
пилонов.
Поперечная жесткость висячих пролетных строений невысока, поэтому с увеличением их длины необходимо принимать специальные меры для обеспечения надежной работы перехода при действии на него боковых нагрузок (например, ветрового потока). С этой целью трубопровод, как основной элемент балки жесткости можно усиливать горизонтальными
фермами, совмещенными с эксплуатационным мостиком, или ветровыми
тросами, которые натягивают с обеих сторон трубопровода. Ветровые тросы соединяют с трубопроводом оттяжками, а на берегах их крепят либо к основным анкерным опорам через консольные выносы на пилонах, либо к дополнительным опорам, устраиваемым специально для этой цели.
Длину тросов, оттяжек и подвесок регулируют талрепами или болтами с длинной резьбой.
На переходах небольшой длины (70—100 м) для увеличения их жесткости могут быть применены V-образ-ные пилоны, при этом несущие канаты располагаются в наклонной плоскости и одновременно выполняют роль ветровых тросов.
По концам висячего перехода устанавливают Г- или z-образные компенсаторы.
Вантовые (рис. 10.43) и шпренгель-ные переходы (рис. 10.44) занимают промежуточное положение (по назначению) между балочными и висячими.
Рисунок 10.43. Вантовые переходы: а — многопролетный простейшего типа; б — с расходящимися пучками вант; в — с параллельными вантами; 1 — трубопровод; 2—вангы; 3 — затяжка для разгрузки трубопровода; 4 — вантовые стойки; 5— крепежные хомуты; 6 — свайные опоры; 7 — компенсатор; 8 — массивная опора
519
Рисунок 10.44 Шпренгельный переход: 1 — компенсатор, 2 — ригель, 3 — шпренгельная затяжка, 4 — шпренгельная стойка; 5— трубопровод, 6 — свая
С их помощью перекрывают естественные и искусственные препятствия шириной от 50 до 150 м. Вантовые и шпренгельные переходы включают в состав пролетного строения собственно трубопровод (как частично самонесущую конструкцию) и вспомогательные несущие элементы в виде вантовых оттяжек и шпренгельных стоек.
Пролетное строение простейшего вантового перехода (рис. 10.43,а) включает в себя два наклонных троса (ванта), по одному с каждой стороны. Такая конструкция является сравнительно легкой и может быть использована для перекрытия пролетов длиной 5—70 м. При увеличении пролетов в
трубопроводе появляются значительные продольные силы: растягиваю-
щие — в средней части пролета и сжимающие — на участках, прилегающих к опорам. Для устранения этого явления места крепления вант к трубопроводу соединяют тросом (затяжкой), принимающим на себя горизонтальные уравновешивающие усилия подобно тому, как это осуществляет
ся висячих переходах.
В более сложных вантовых системах применяют несколько наклонных тросов с каждой стороны пролетного строения. К вантовой мачте их мож-зо крепить либо в одной точке (на вершине), как показано на рис. 10.43, б, зибо в нескольких точках, расположенных на равных расстояниях по вы-оте мачты (см. рис. 10.43, в). В соответствии с этим различают вантовые истемы с расходящимися пучками вант и с параллельными вантами.
В вантовых переходах все элементы образуют геометрически неизме-земые формы треугольного очертания, это придает конструкции в целом ютаточно высокую жесткость в вертикальной плоскости (по сравнению зисячими системами).
Шпренгельные переходы отличаются тем, что элементы, усиливающие олетное строение, находятся снизу трубопровода, в связи с чем область применения ограничена и они не могут быть использованы при переевши рек с высоким уровнем вешних вод, на лесосплавных реках, доро-и др. шпренгельные системы включают в состав пролетного строения
Технология сооружения газонефтепроводо
элементы, работающие на сжатие, что делает их малоустойчивыми. В ря де случаев шпренгельные переходы рассматривают при классификации не как самостоятельные конструкции, а как усиленные балочные системы.
10.2.1.3. Арочные переходы
Арочные переходы {уме. 10.45) представляют собой конструкции с пролетными строениями криволинейного очертания, имеющими форму арки. Арочные переходы обычно сооружают при пересечении трубопроводом ущелий, судоходных каналов и рек, железнодорожных и шоссейных выемок, где необходимо обеспечить просвет, достаточный для прохода транспорта.
По конструкции пролетного строения различают арочные переходы:
• самонесущие однотрубные (без вспомогательных элементов, увели-
чивающих жесткость перехода);
• самонесущие, состоящие из двух и более труб и работающие совместно, как единая строительная конструкция;
• переходы с усилением пролетного строения за счет включения в него вспомогательных элементов (стоек, оттяжек).
Арочные переходы, имеющие в пролетном строении только трубопровод (рис. 10.45, а) как самонесущую конструкцию, применяют для пересечения препятствий для пересечения препятствий шириной 25—40 м (в зависимости от диаметра). Многотрубные арочные переходы со стойками или оттяжками, обладая большей жесткостью конструкции, позволяют увеличивать допускаемые пролеты до 30—55 м. ограничение длины арочных переходов связано с рядом причин и прежде всего с устойчивостью арки в продольном и поперечном направлении.
Рисунок 10.45. Арочные переходы I — профиль; II — варианты планов' а — однониточный с вертикальной плоскостью арки, б — двуниточный с наклонными арками, 1 — трубная секция; 2 — муфта с ребрами жесткости, 3 — береговая опора; 4 — эксплуатационный мостик (на нефтепроводах); 5 — криволинейные вставки. 6 — соединительные планки
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Арочные переходы, как правило, рассчитывают и строят в виде арки, представляющей собой дугу окружности с оптимальным соотношением между стрелкой подъема f и пролетом 1, равным 1/5—1/6.
Опоры арочных переходов воспринимают не только вертикальные усилия от массы пролетных строений, но и распор, необходимый для сохранения расчетной формы переходов. В соответствии с размерами перехода (длины пролета, начальной стрелки подъема и местных условий) опоры могут быть выполнены в виде:
• грунтовой заделки, воспринимающей вертикальное давление;
• упоров, компенсирующих распор;
• массивных опор, воспринимающих как вертикальное давление, так и распор.
Применение в качестве опор грунтового основания возможно лишь на небольших переходах. Распор в этом случае воспринимается самим трубопроводом, который перераспределяет эту нагрузку на грунт (за счет трения трубопровода на прилегающих участках о грунт). При недостаточной несущей способности грунта в местах выхода трубопровода из земли устанавливают железобетонные распределительные плиты.
Для переходов, имеющих большие пролеты, предусматривают специальные упоры или массивные опоры. Последние обеспечивают переходу повышенную устойчивость против опрокидывания.
10.2.2. Технология монтажа надземных переходов
Проект производства работ или технологическая карта по сооружению надземных переходов через судоходные водные препятствия, оросительные каналы, железные и автомобильные дороги строительная организация согласовывается с соответствующими эксплуатирующими организациями.
Комплекс строительно-монтажных работ по сооружению надземных трубопроводов (разбивка оси трассы, устройство опор, монтаж трубных плетей и компенсаторов, регулировка положения трубопровода и т.п.) должен сопровождаться поэтапной исполнительной геодезической съемкой с целью недопущения сверхнормативных параметров готового объекта от принятых в проекте (табл. 10.19).
Проект производства работ должен содержать указания о способе и последовательности монтажа и укладки, обеспечивающих прочность, устойчивость и неизменяемость конструкций на всех стадиях строительства. При
522
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 10.19.
Допускаемые отклонения фактического положения надземного трубопровода от проектного
Контролируемый параметр Допускаемое отклонение, мм
Точность положения осей опоры и трубопровода при выносе в натуру:
вдоль оси трубопровода ±100
поперек оси трубопровода ±50
Смещение фундамента относительно разбивочных осей ±40
Отклонение:
высотной отметки подошвы фундамента опоры ±25
оголовки сваи в плане ±50
высотной отметки верха сваи ±50
центра опоры ±50
отметки верха опорной части ±20
трубопровода от геометрической оси трассы на прямолинейных переходах (без компенсации -температурных деформаций), на каждой опоре ±50
вылета компенсатора + 1000
-500
Оси трубопровода от центра опоры:
на продольно-подвижных опорах На свободно-подвижных опорах с учетом поправок ±100
на температуру в период монтажа (по проекту) ±200
этом расчетная величина монтажных напряжений в трубопроводе должна быть не более 90% от нормативного предела текучести материала трубы.
Переходы в каждом конкретном случае необходимо сооружать в наиболее благоприятное время года, исходя из условий его доступности для ведения монтажных работ.
До начала основных работ вблизи створа перехода обустраивают строительную площадку, размещают на ней производственные и вспомогательные средства и службы. Одновременно с этим в створе перехода выполняют необходимые геодезические (разбивочные) работы. В тот же период могут начаться сварочные работы по заготовке трубных секций и
523
Ф М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
плетей, а также работы по подготовке (размотке, вытяжке и разметке) канатов и укрупнительной сборке пилонов.
Сооружение опор — одна из наиболее трудоемких операций при строительстве воздушных переходов. Для сокращения объемов работ на переходе и на приобъектной строительной площадке целесообразно использовать сборные железобетонные элементы опор (плиты, сваи, стойки, ригели, подушки, кольца и др.), изготовление которых организовано централизованным порядком. Таким же способом следует изготавливать арматурные каркасы и щитовую опалубку для тех элементов опор, которые предусмотрено выполнять в монолитном варианте.
Опоры из плит как плоские, так и седловидные монтируют в приямках, которые разрабатывают одноковшовыми экскаваторами, оборудованными обратной лопатой. Опорные плиты балочных переходов укладывают на заранее подготовленное и выверенное основание с помощью стрелового крана или трубоукладчика. После установки плоских плит и выверки положения их присыпают слоем песка, который в будущем необходим для равномерного опирания трубопровода.
Свайные опоры ътылш методом забивки свай непосредственно в грунт или погружения их в предварительно пробуренные скважины. При забивке свай широко используют паровые и дизельные молоты, вибропогружатели, виброударные машины. Для облегчения процесса забивки свай рекомендуется предварительно разрабатывать лидерные отверстия, используя для этой цели бурильно-крановые машины. Подход сваебойного оборудования к месту производства работ, например к приурезной части русла реки, может быть затруднен. В таких случаях со стороны берега бульдозером устраивают временную земляную насыпь. В руслах широких рек свайные опоры можно возводить с помощью плавучих средств, оснащенных необходимыми механизмами и машинами. На заболоченной местности для прохода сваебойного оборудования применяют лежневые дороги и елани.
Скважины, предназначенные для погружения свай, бурят обычно ударно-канатным способом, а в районах распространения многолетнемерзлых грунтов — станками термомеханического бурения (ТБС). В пробуренные скважины сваи устанавливают стреловыми кранами.
Пролетные строениям зависимости от их конструкции монтируют различными методами с учетом местных условий.
Однопролетный балочный переход монтируют из трубной секции, длина которой должна быть достаточной для перекрытия всего пролета. Многопролетные балочные переходы без промежуточных компенсаторов со
524
Технология сооружения газонефтепроводов
оружают из плетей, заготовленных сразу на всю длину перехода. При большой длине препятствия, если условия строительства позволяют вести монтаж пролетных строений непосредственно с земли или с лежневой дороги, целесообразно поднимать трубопровод на опоры отдельными секциями, длина которых зависит от расстояния между смежными промежуточными компенсаторами. Эту операцию обычно выполняют трубоукладчиками,
реже стреловыми кранами, расстояние между которыми не должно превышать расчетной дайны пролетов. Причем свес консолей при монтаже сек
ций ограничивается значением, равным 0,4 расчетной длины пролетов.
Если пролетное строение невозможно монтировать со дна препятствий, трубную плеть надвигают (протаскивают) параллельно створу перехода с последующим подъемом ее на опоры трубоукладчиками, находящимися на берегах. Такой метод применяют при длине переходов до 40 м. При большей протяженности препятствия его используют в сочетании с методами, обеспечивающими поддержание головной части плети на заданном уровне (во избежание поломки монтируемого трубопровода). В таком случае, кроме тяговых средств, необходимо устанавливать стреловой кран или на каждом берегу по одному трубоукладчику, на стрелах которых закрепляют временный монтажный трос (рис. 10.46, а, б).
Если возможно, монтаж трубных секций производят со специально оборудованных понтонных опор (рис. 10.46, в).
Рисунок 10.46. Схема монтажа балочных переходов: I — протаскивание трубной секции через препятствие: а — с помощью стрелового крана, б — с применением монтажного троса, в — с применением понтона; II — подъем трубной секции на опоры; 1 — трубоукладчики; 2 — трубная секция; 3 — опоры; 4 — монтажное полотенце; 5 — стреловой кран; 6 — тяговый трос; 7 — монтажный трос; 8 — ролик; 9 — трактор; 10 — якорь; 11 — понтон
525
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Поперечные (кольцевые) сварные стыки должны находиться за пределами опорной части трубопровода и отстоять от нее на расстоянии не менее 200 мм.
После того как плети трубопровода займут на опорах предпроектное положение, под них следует подвести ригели с заданным усилием или на заданную высоту; величина того или другого параметра для каждой опоры в отдельности указывается в рабочих чертежах.
Установленное в соответствии с проектом положение трубопровода фиксируется на опорах путем затяжки охватывающих хомутов.
Сборка и сварка замыкающих стыков производятся при расчетном интервале температур, который указывается в проекте.
После проведения испытаний трубопровода следует выполнить повторный геодезический контроль положения трубопровода; при необходимости по согласованию с эксплуатирующей организацией производится дополнительная регулировка положения трубопровода на опорных ригелях (в этом случае должны быть временно ослаблены хомуты, фиксирующие положение трубопровода на опоре).
Компенсаторы на опорах следует монтировать с таким расчетом, чтобы свое срединное положение они занимали при температуре, указанной в проекте как усредненное значение температурного интервала; замыкающий стык выполняется за пределами П-образного компенсатора.
Монтаж трубопровода следует осуществлять из труб или секций с заводским или базовым изоляционным покрытием, а теплоизолированного трубопровода-из одиночных труб с тепловой изоляцией, нанесенной в базовых условиях.
Монтаж трубопровода производится либо на раскладочных лежках рядом со свайными опорами с последующим подъемом плетей на эксплуатационные опоры, либо непосредственно на эксплуатационных опорах с использованием передвижных монтажных опор.
Монтаж трубопровода из труб с тепловой изоляцией следует выполнять на эксплуатационных опорах «с колес» без раскладки труб на строительной полосе.
Монтаж трубопроводов диаметром 530 мм и более допускается производить из трехтрубных секций, свариваемых в базовых условиях. Трубопроводы диаметром менее 530 мм из-за их повышенной гибкости следует монтировать из отдельных труб или двухтрубных секций.
526
Технология сооружения газонефтепроводов
В местах монтажа компенсаторов трубопроводов необходимо оставлять технологические разрывы. Сварочные работы при монтаже компенсаторов следует выполнять с применением наружных центраторов.
Монтаж ригелей и опорных элементов выполняют после оформления акта приемки свайных опор, которым подтверждается их соответствие проекту.
Монтаж трубопроводов следует начинать от анкерных (неподвижных) опор в сторону компенсаторов.
Монтаж параллельных ниток трубопроводов начинают с дальнего по отношению к технологическому проезду трубопровода.
В процессе сварки прилегающие к стыку поверхности труб должны быть защищены термостойкими бандажами, предотвращающими попадание на покрытие труб брызг расплавленного металла.
Подогрев стыков перед сваркой следует осуществлять внутренними пламенными подогревателями или индукционными нагревателями.
Приварку трубных патрубков к ложементам для неподвижных (анкерных) опор производят в базовых условиях с термообработкой (до изоляции и теплоизоляции).
Перед вваркой компенсаторов в нитку их подвергают предварительной растяжке. Величина растяжки компенсатора зависит от температуры, при которой фактически осуществляется замыкание стыков; эту величину устанавливают по диаграмме, входящей в состав проекта.
Замыкающий стык следует выполнять на трубах с одинаковой толщиной стенки. Замыкающий стык нельзя выполнять на концах патрубков неподвижных опор.
Укладку смонтированных трубных плетей на эксплуатационные опоры выполняют после контроля качества кольцевых сварных стыков.
Укладку плетей из труб диаметром 530—1020 мм на эксплуатационные опоры осуществляют с помощью колонны, состоящей из четырех трубоукладчиков. При укладке плетей из труб диаметром 530 и 720 мм применяются трубоукладчики с моментом устойчивости 240 кНом, при укладке плетей из труб диаметром 1020мм-трубоукладчики с моментом устойчивости 600 кНом.
Используемые при укладке схемы должны обеспечивать как сохранность самого трубопровода от возможных изломов, так и неповреждае-мость теплоизоляционного покрытия за счет использования специальной монтажной оснастки и контроля фактического высотного положения плети, подверженной монтажному изгибу. При укладке не допускается соуда
527
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
рение укладываемой плети с металлоконструкциями эксплуатационных опор.
Укладку плетей осуществляют либо методом «перехвата», либо методом «переезда». При переходе одного из кранов-трубоукладчиков плеть поддерживают остальными тремя кранами-трубоукладчиками; непосредственно плети на опоры опускают всеми четырьмя кранами-трубоукладчиками.
Надвижка плети на опоры в основном осуществляется двумя головными трубоукладчиками; два же последних трубоукладчика в колонне осуществляют только вертикальные перемещения плети.
Высота подъема плети каждым из трубоукладчиков в их рабочем диапазоне приведена в табл. 10.20 .
В целях предупреждения повреждений гидро- и теплоизоляционного покрытия труб краны-трубоукладчики следует оснащать мягкими полотенцами. Ширина и количество лент в каждом мягком полотенце определяются исходя из максимальных нагрузок на краны-трубоукладчики и прочностных свойств теплоизоляционного покрытия. При этом для трубопроводов диаметром 530; 720 и 1020 мм максимальные нагрузки на трубоукладчики не должны превышать 36,71 и 155 кН соответственно.
Закрепление трубопровода в проектном положении на эксплуатационных опорах следует осуществлять с учетом его перемещений при температурных перепадах, определяемых проектом.
Таблица 10.20.
Рабочий диапазон высот подъема трубной плети
Диаметр трубопровода, мм Высота подъема плети, м (для каждого из трубоукладчиков с порядковым номером)
№1 №2 №3 №4
530 1,2—1,6 1,6—2,0 1,7—2,1 1,2—2,1
720 1,3—1,6 1,7—2,0 1,8—2,1 1,3—2,1
1020 1,3—1,5 1,6—1,9 1,8—2,0 1,3—2,0
Примечание: Увеличенный диапазон изменения высот подъема 4-м краном-трубоукладчиком обусловлен его возможным нахождением в колонне во время опуска плети либо рядом с головным (1-м), либо с задним (3-м) краном-трубоукладчиком
528
Технология сооружения газонефтепроводов
Фиксация ложементов на подвижных опорах с помощью стяжных хомутов осуществляется со смещениями от центра опор с учетом последующих продольных перемещений трубопровода в процессе эксплуатации.
Расчетные величины продольных смещений хомутов (монтажные смещения), принимаемые при закреплении, следует определять в зависимости от максимального повышения температуры стенок труб (положительная температура эксплуатации), внутреннего давления (удлинение трубопровода), температуры, при которой производится замыкание монтажного стыка, и расстояния между каждой конкретной подвижной и неподвижной опорами.
Общая схема монтажного смещения ложементов при закреплении трубопровода на подвижных опорах показана на рис. 10.47. Величины смещения ложементов относительно оси скользящей опоры в зависимости от температуры замыкания стыка должны быть отражены в ППР.
Рисунок 10.47. Схема монтажа опорных ложементов со смещением на ригелях подвижных опор: ALу AL2, ALу. ,АЬп-смещение трубопровода при монтаже на первой, второй, третьей и т. д. опорах; Ак — суммарное продольное перемещение трубопровода в месте примыкания его к компенсатору; Lj, Lp, I j- .Ljj-расстояние между неподвижной и подвижными опорами; 1, 2, З...п — скользящие опоры; 4 — неподвижная опора; 5— компенсатор.AL i<AL2<.AL j<. .. <ALn
Рисунок 10.48. Схема монтажа вылета компенсатора со смещениями на ригелях опор: 1 — полка компенсатора; 2—отвод; 3—вылет компенсатора; 4— фрикционная пластинка; 5—прямолинейный участок трубопровода; 6 — замыкающий стык; Aj, А% А3 — смещение оси полки компенсатора на фрикционной пластине при монтаже трубопровода
529
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 10.49. Схема монтажа подвесных переходов: а — надвижкой по опорным седлам; б— надвижкой по плавучим опорам; в — подъемом со льда (зимой) или плавучих опор (летом); 1 — анкерная опора; 2 — трактор с тяговым тросом; 3 — отводной ролик; 4 — пилон; 5— стреловой кран; 6 — троллейная подвеска; 7 — опорное седло; 8 — свайная опора; 9 — несущий канат; 10 — трубоукладчик: И — временная расчалка; 12 — положение береговой оттяжки, монтируемой после протаскивания плети; 13 — трубная плеть; 14 — катки; 15 — катковая опора; 16 — понтон с катковой опорой; 17 — канат к лебедке; 18 — полиспасты; 19 — отводные блоки; 20 — постоянные опоры; 21 — лебедка с полиспастом; 22 — временная опора.
Закрепление вылета компенсатора следует производить со смещениями от края фрикционной пластины (рис. 10.48). Величины смещений должны быть указаны в ППР.
Перед закреплением трубопровода на опорах необходимо выполнить регулировку высотного положения опор с целью устранения остаточных монтажных напряжений в трубопроводе, что достигается выравниванием нагрузок на опорах от веса трубопровода. Для этого кран-трубоукладчик, используемый на этой операции, должен быть оснащен динамометром.
Закрепление трубопровода на подвижных опорах производится прижатием опорных ложементов к трубе с помощью металлических хомутов.
Висячие и вантовые пе
реходы сооружают, уделяя особое внимание подготовке тросовой оснастки. Отдельные ее элементы (подвески, ветровые связи, опорные седла, зажимы и др.) изготавливают заблаговременно на производственной базе строительной организации и поставляют на объект в укрупнено-собранном виде.
Несущие канаты на стадии подготовки к монтажу разматывают с барабанов, растягивают, размечают, обрезают и заделывают по концам г анкерные стаканы. Эти работы выполняют в створе перехода.
530
Технология сооружения газонефтепроводов
В зависимости от характера пересекаемого препятствия и сезона строительства предварительную прокладку несущих канатов с одного берега на другой осуществляют: в зимнее время — любыми способами, обеспечивающими безопасную работу на льду, в летнее — с помощью сухопутных средств механизации (как правило, в период меженного стояния вод) или с помощью плавучих средств, когда переход сооружают через крупную
реку.
Подъем несущих канатов (независимо от принятого варианта) к вер
шинам пилонов выполняется одновременно с помощью двух стреловых кранов, находящихся на разных берегах. Возможно использование и одного крана, поочередно обеспечивающего подъем канатов на обоих берегах. Несущие канаты на вершинах пилонов закрепляют посредством
опорных подушек.
Монтаж трубной плети осуществляется методом подвязки по опорным седлам пролетного строения (рис. 10.49, а) или по плавучим опорам (рис. 10.49, б), а, например, при строительстве в зимнее время со льда методом
подъема с использованием полиспастов и уже смонтированной несущей
системы (рис. 10.49, в).
Конструкция опорного седла приведена на рис. 10.50
Конструкция рассматриваемых переходов обычно включает в себя эксплуатационную смотровую тележку, передвигающуюся по монорельсу. Такая тележка облегчает выполнение ряда вспомогательных операций при монтаже плети.
Ветровые тросы и оттяжки соединяют с несущей системой после окончания монтажа трубной плети.
После регулировки натяжения всех элементов перехода и придания пролету положения, заданного проектом, трубную плеть перехода соединяют с береговыми участками трассы. Одновременно с этим устанавливают компенсаторы. По окончании всех монтажных работ разбирают временные сооружения (якоря, настилы, отсыпки в русле реки и др.) и восстанавливают береговые откосы.
Рисунок 10.50. Опорное седло висячего перехода., оснащенное монтажными роликами: 1 — трубопровод; 2 — вертикальная подвеска; 3 — сварная рама седла; 4 — монтажные ролики; 5— монорельс для смотровой тележки; 6-разъемное соединение
531
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 10.51. Монтаж подвесного трубопроводного перехода
На рис. 10.51 показан фрагмент монтажа подвесного трубопроводного перехода в зимний период со льда.
Шпренгельные переходы сооружают теми же методами, что и балочные. Различие заключается лишь в том, что для монтажа шпренгельных систем необходимо иметь в середине каждого пролета временную монтажную опору, которую разбирают после установки затяжки шпренгельного устройства.
Арочный переход (рис. 10.52), состоящий из одного элемента, как правило, монтируют при помощи трубоукладчиков, стрелового крана и двух тракторов. Сначала трубную арку заводят в створ перехода и располагают ее горизонтально в пред-монтажном положении между опорами. Затем в средней части ее поднимают стреловым краном, одновременно поддерживая концы с помощью трубоукладчиков.
Когда арка займет вертикальное положение, ее фиксируют монтажными оттяжками посредством подвижных якорей (тракторов). После этого оба конца арки последовательно заводят на опоры. Если арка не обладает до
статочной жесткостью, ее на время монтажа усиливают затяжками.
Установленную на опоры и поддерживаемую в проектном положении (временными расчалками) трубную арку замоноличивают в пазах опор. Завершающей монтажной операцией является соединение перехода с основной магистралью.
В случае невозможности реализации такой схемы монтажа применяют способы, основанные на использовании временных опор или плавучих средств (на понтонах), располагаемых в пролете.
Для монтажа арочного перехода предварительно заготовляют трубную арку (из одного или двух элементов). Сварочно-монтажные работы и гнутье труб выполняют на монтажной площадке, расположенной на одном (реже, на обоих) берегу перехода. Если арочный переход многониточный, отдельные трубные арки предварительно соединяют между собой.
532
Технология сооружения газонефтепроводов
Арочные переходы через ущелья можно монтировать из двух полуарок одновременно с обоих берегов. В этом случае схема производства работ напоминает схему разводного моста.
Защита надземных переходов от атмосферной коррозии осуществляется преимущественно путем нанесения на поверхность трубопровода алюминиевого или цинкового покрытия толщиной не менее 200 мкм. Такое покрытие наносят газотермическим способом в стационарных
Рисунок 10.52. Монтаж арочного перехода: 1 — трубоукладчик; 2 — береговые опоры; 3 — подвижные якори (тракторы); 4 — расчалки; 5 — стреловой кран; 6 — аро чное пролетное строение; 7 — береговые урезы
условиях.
Для переходов, строящихся в северных районах, в качестве изоляции применяют жировые смазки ВНИИСТ-2 и ВНИИСТ-4 с добавлением алюминиевой пудры. Толщина такого покрытия должна быть в пределах 0,2—0,5 мм. Кроме того, в северных районах могут быть использованы перхлорвиниловый или пентафталевый лаки, первый по грунтовке ХС-010, вторая по грунтовкам ВЛ-08 или ФЛ-ОЗК.
Для защиты трубопроводов допускается использовать лакокрасочные покрытия, имеющие срок службы не менее 4 лет. Такие покрытия предусматривают либо из двух-трех слоев грунтовки и двух слоев лака или эмали, либо из двух слоев грунта-шпаклевки с добавлением в последний (верхний) слой 10—15% алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4.
Если соседние подземные участки имеют электрозащиту, трубопроводы на переходах не должны иметь электрического контакта с металлическими опорными частями.
10.3. Подземные переходы под автомобильными и железными дорогами 10.3.1. Конструкции переходов под дорогами
Переходы трубопроводов под железными и автомобильными дорогами должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП 32.01—95, СНиП 2.05.06—85* (за исключением п.6.34*), СНиП 2.05.07—91 и СНиП 2.05.04—83.
533
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Как правило, при пересечении трубопроводами автомобильных и железных дорог сооружаются подземные переходы [4; 56; 61; 68; 87; 90; 99; 106; 112].
Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги следует предусматривать в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключительных случаях - при соответствующем обосновании в выемках дорог.
Границы переходов должны определяться по п. 3 табл.З СНиП 2.05.06—85* [87]. Трубопровод в пределах перехода и прилегающих к нему участков, на расстояниях, указанных в поз.2 3 табл.4 СНиП 2.05.06— 85* должен быть прямолинейным. При невозможности выполнения подземной прокладки по грунтовым условиям и при пересечениях дорог, расположенных в выемках, переходы через автомобильные и железные доро
ги предусматривается в надземном варианте на опорах.
При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита «С» по ГОСТ 9238—83.
Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть, м, не менее:
— до подошвы откоса насыпи................ 5
— » бровки откоса выемки.................. 3
— » крайнего рельса железной дороги...... 10
Угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°. Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается. Участки трубопроводов, прокладыва
емых на переходах через железные и автомобильные дороги всех кате-
Рисунок 10.53. Схема перехода трубопровода под автомобильной и железной дорогами: 1 — рабочий трубопровод; 2 — торцевое уплотнение; 3 — защитный футляр (кожух); 4 — опорно-направляющее кольцо; 5 — отводная труба; 6 — вытяжная свеча
горий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, следует предусматривать в защитном футляре (кожухе) (табл. 10.21) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется условием производства работ и конструкцией переходов (рис. 10.53).
534
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица 10.21.
Параметры элементов перехода через дорогу
Наружный диаметр рабочего трубопровода Dh, мм Наружный диаметр защитного кожуха Dk, мм Толщина стенки защитного кожуха, мм
Открытый способ Бестраншейный способ
Г оризонтальное бурение Продавливание, прокалывание
108 325 8 8 9
159 325 8 8 9
219 377 9 9 10
273 426 9 9 И
325 530 9 10 12
426 630 10 10 12
530 720 10 10 12
630 820 10 10 12
720 920 10 10 12
820 1020 10 И 14
920 1220 10 11 14
1020 1220 10 11 14
1220 1420 11 12 14
1420 1720 16 16 16
Защитные кожухи предназначены для предохранения рабочего трубопровода на переходах от воздействия внешних нагрузок, создаваемых движущимся транспортом, а также от агрессивного воздействия грунтовых вод и блуждающих электрических токов. Кроме того, они предохраняют земляное полотно дороги от разрушения в случае разрыва рабочего трубопровода, а также позволяют при необходимости заменять или ремонтировать трубопровод без нарушения интенсивности движения автомобильного или железнодорожного транспорта.
Концы футляра необходимо выводить на расстояние, равное:
а) при прокладке трубопровода через железные дороги:
от осей крайних путей — 50 м, но от подошвы откоса насыпи — не менее 5 м и от бровки откоса выемки — 3 м;
от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювет, нагорная канава, резерв) — 3 м;
535
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги: от бровки земляного полотна — 25 м, но от подошвы насыпи — не менее 2 м.
Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, Ш-п, IV-n, IV и V категорий, следует выводить на 5 м от бровки земляного полотна.
Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общего пользования и подъездными железными дорогами промышленных предприятий, должно быть не менее 2 м. а при переходе, сооружаемом методом прокола или бурения — 3 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа (с учетом результатов теплотехнических расчетов).
Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.
При пересечении лесных и полевых дорог МН может прокладываться без кожуха с укладкой над трубопроводом железобетонных дорожных плит по песчаному основанию.
При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины должны приниматься до верхней образующей трубопровода.
Заглубление участков трубопровода под автомобильными дорогами на территории НПС должно приниматься в соответствии с требованиями СНиП 11—89—80*.
Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается.
Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься до, м:
стрелок и крестовин железнодорожного пути
и мест присоединения отсасывающих кабелей к рель-
сам электрифицированных железных дорог.............10
стрелок и крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах.................................20
труб, тоннелей и других искусственных сооружений
на железных дорогах...............................30
536
Технология сооружения газонефтепроводов
Отдельные элементы перехода под дорогой показаны рис. 10.54, 10.55.
При протаскивании рабочей плети в защитный кожух наружная поверхность трубы (изоляционное покрытие) защищают от повреждений путем закрепления на ней опорно-направляющих колец из полимерных (диэлектрических) материалов (полиэтилен, полиуретан, текстолит и т. п.). Опоры выполняют несколько функций: воспринимают нагрузку трубопровода и передают ее защитному кожуху, служат скользящими элементами при протаскивании плети в кожухе, а при эксплуатации — диэлектрическим изолятором между нефтепроводом и кожухом.
На обоих концах кожуха (футляра) устанавливаются торцевые уплотнения манжеты), предназначенные для герметизации межтрубного пространства. На подземных переходах манжеты должны быть оснащены защитными укрытиями. Манжеты должны воспринимать осевые и радиальные перемещения, возникающие в трубопроводе от изменения давления и температуры перекачиваемой нефти без разрушения и потери герметичности. Кроме того, они должны (с учетом возможного применения защитных чехлов) выдерживать нагрузки от грунта и подпор
Рисунок 10.54 Опорно-направляющее кольцо: 1 — кожух; 2 — неметаллический опорный элемент; 3 — сегмент опорного кольца; 4—болтовое соединение сегментов
Рисунок 10.55. Герметизирующая манжета: 1 — трубная плеть: 2 — защитный кожух, 3 — резиновая манжета; 4 — малый хомут; 5 — большой хому т
подземных вод.
После установки концевых манжет должна проверяться герметичность межтрубного пространства сжатым воздухом давлением 0,01 МПа в течение шести часов.
537
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
10.3.2. Методы строительства подземных переходов под дорогами
Способы и сроки производства работ по сооружению переходов под автомобильными и железными дорогами согласоваются с эксплуатирующими эти дороги организациями.
В зависимости от ширины автомобильных дорог, их категорийности. диаметра трубопровода, грунтовых условий строительство переходов может осуществляться следующими способами:
• открытым (траншейным), при котором трубная плеть укладывается без защитного футляра (кожуха) в траншею с временным перекрытием или ограничением движения транспорта, или без перекрытия или ограничения движения с устройством объезда;
• открытым (траншейным), при котором защитный футляр (кожух) укладывается в траншею с временным перекрытием движения транспорта или без перекрытия движения с устройством объезда; затем рабочая трубная плеть протаскивается через футляр (кожух); укладка защитного футляра (кожуха) с трубной плетью может производиться с бермы;
• закрытым (бестраншейным), без перекрытия движения транспорта.
В водонасыщенных грунтах прокладка футляра (кожуха) закрытыми способами производится с предварительным водопонижением грунтовых вод.
Рабочие котлованы разрабатываются в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01—87 [88] и СНиП 12—04—2002 [95].
Переходы через железные дороги сооружаются закрытым (бестраншейным) способом.
Прокладка защитного футляра (кожуха) закрытым способом на переходах дорог производится без образования зазора вокруг кожуха, при этом за пределами земляной насыпи грунт под футляром (кожухом) после окончания его прокладки должен быть уплотнен до 0,95.
Укладка защитного футляра (кожуха) и трубопровода (без кожуха) под дорогами: открытым способом, его засыпка в пределах перехода производится с послойным уплотнением грунта до 0,95.
При прокладке защитного футляра (кожуха) в мерзлых грунтах (в многолетнемерзлых грунтах) открытым способом выполняется подсыпка и обсыпка футляра (кожуха) талым минеральным грунтом с уплотнением его в пазухах во избежание овализации при окончательной засыпке.
538
Технология сооружения газонефтепроводов
При прокладке защитного футляра (кожуха) под дорогами контролируется глубина заложения футляра (кожуха) и его положение в горизонтальной и вертикальной плоскостях с учетом допустимых отклонений оси от проектных положений:
• по вертикали — не более 5% от глубины заложения футляра (кожуха) за пределами насыпи с соблюдением проектного уклона;
• по горизонтали — не более 1% от длины защитного футляра (кожуха).
Сборка и сварка футляров (кожухов) производится с помощью центраторов. Кольцевые стыки провариваются на полную толщину стенки труб сплошным швом. Смещение кромок — не более 25% от толщины стенки футляра (кожуха). Качество сварки должно контролироваться физическими методами по нормам СНиП Ш-42—80* для участков III категории.
Наружная поверхность футляра (кожуха) покрывается изоляцией усиленного типа в базовых или трассовых условиях.
Открытый способ используется там, где имеется возможность временно прекратить движения транспорта или устроить временные объезды, т.е. на дорогах с низкой интенсивностью движения, III-V категорий.
Открытый (траншейный) способ строительства переходов под автомобильными дорогами включает следующие способы организации работ:
• без нарушения интенсивности движения транспорта (с устройством объезда или переезда);
• с перекрытием движения транспорта в два этапа на одной половине ширины дороги, затем на другой;
• с краткосрочным перекрытием движения транспорта по дороге (без устройства объезда или переезда).
Если прокладку кожуха предусмотрено выполнять открытым способом, то толщина его стенки принимается увеличенной по сравнению с расчетной на 10—15% (исходя из того, что при уплотнении грунта засыпки на кожух действуют дополнительные усилия, способные вызвать его овализацию).
При строительстве переходов через автодороги открытым способом место производства работ ограждают и устанавливают соответствующие предупреждающие и указательные знаки, а в ночное время световую сигнализацию.
Ширина полосы вскрытия покрытия автодороги принимается больше ширины траншеи по верху на 0,3—0,4 м, а для булыжного покрытия - на 0,6—0,8 м.
539
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица 10.22.
Рекомендуемые способы бестраншейной прокладки трубопроводов
Способ Трубопровод Наилучшие грунтовые условия применения Скорость проходки, м/ч Необходимое усилие вдавливания, кН Ограничения к применению способа
диаметр, мм длина, м
Прокол: механиче ский с помощью домкрате в 50-500 80 Песчаные и глинистые без твердых включений 306 148 - 2450 В скальных и кремнистых грушах не применяется
гидропро колом 100-200 400-500 30-40 20 Песчаные и супесчаные 1,6- 1,4 250- 1600 Способ возможен при наличии источников воды и мест для сброса пульпы
вибропро колом 500 60 Несвязные песчаные, супесчаные и плывуны 3,5-8 5-7,5 В твердых и скальных грунтах не применяются
грунто прокалив ателями 89-108 50-60 Глинистые 2,5 -2 - То же
пневмо пробойни ками 300-400 40-50 Мягкие грунты до 111 группы 30-40 (без расширите лей) 0,75 - 25 В грунтах с повышенным водонасыщени ем и с малым сцеплением
Продавли вание 400-2000 70-80 В грунтах 1-I1I групп 0,2-1,5 4500 В плывунных грунтах способ не применим. В твердых породах может быть применим лишь для продавливания труб максимального диаметра
Горизонт альное бурение 325-1720 40-70 В песчаных и глинистых грунтах 1,5 - 19 - При наличие грунтовых вод способ не применяется
540
Технология сооружения газонефтепроводов
При наличии неустойчивых грунтов по мере разработки траншеи ее стенки крепят досками или инвентарными щитами.
При пересечении дорог в сложных географических и гидрологических условиях может быть применено строительство тоннелей открытым способом. Например, такой переход был сооружен на нефтепроводе КТК при пересечении автодороги Краснодар — Новороссийск.
Закрытый способ (бестраншейная проходка) применяется без ограничений, т.е. независимо от категории дорог, интенсивности движения транспорта, категории грунтов и диаметра трубопровода.
При закрытом способе прокладки кожухов (футляры) применяют три основных метода проходки: прокол, горизонтальное бурение и продавливание. На сложных участках могут применяться следующие методы: наклонно-направленное бурение, микротоннелирование, тоннельная проходка.
Выбор бестраншейного способа прокладки труб зависит от диаметра и длины трубопровода, физико-механических свойств и гидрогеологических условий разрабатываемых грунтов. Выбор способа также зависит от наличия в строительных организациях соответствующих трубопрокалывающих, продавливающих и бурильных агрегатов, установок и оборудования. Для облегчения выбора можно воспользоваться рекомендациями, приведенными в табл. 10.22.
В табл. 10.23 приведены некоторые экономические показатели на 1 м прокладки защитного футляра различными методами.
Таблица 10.23.
Экономические показатели на 1 м прокладки защитного футляра
Услов ный диа метр футляр а, мм Способ прокладки
Закрытый Г оризонтальное бурение Продавливание по длине проходки
затра ты труда, чел.- дн. потреб ность в технике, м-см чел.-дн. М-СМ до 10 м более 30м
УГБ прочие чел.-дн. м-см чел.-дн. М-СМ
800 0,189 0,078 0,416 0,118 0,164 1,57 0,28 1,91 0,31
1000 0,206 0,092 0,560 0,159 0,219 1,9 0,34 2,40 0,46
1200 0,231 0,112 0,680 0,191 0,270 2,07 0,35 2Л6 0,48
1400 0,231 0,112 0,710 0,210 0,270 2,39 0,39 3,04 0,58
541
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Прокалывание или прокол применяют для прокладки защитных кожухов диаметром до 530 мм в мягких суглинистых и глинистых грунтах нормальной влажности, не содержащих твердых включений. При этом прокладываемый кожух, снабженный наконечником, вдавливается в грунт под воздействием напорных усилий. Наконечник монтируют на переднем конце прокладываемого кожуха для уменьшения сопротивлений, возникающих при деформации грунта, и снижения сил трения при движении кожуха в грунте. Это достигается тем, что наружный диаметр наконечника принимают на 20—50 мм больше диаметра прокладываемого кожуха, благодаря чему между стенкой скважины и кожухом создается некоторый зазор.
Этот метод не рекомендуется применять при неглубоком заложении (менее 2 м) кожуха во избежание образования вертикального выпора грунта и нарушения полотна дороги.
Прокол, как правило, осуществляется путем статического силового воздействия, создаваемого гидродомкратами (рис.10.56).
Рисунок 10.56. Способы прокола труб: а — общая схема работ; б — прокол установкой ГПУ-600; в — вибропрокол установкой УВВГП-400; г—прокол труб с помощью вибропробойников; 1 — накочнечник; 2, 3 — приямки; 4 — прокалываемая труба; 5—шпалы; 6 — направляющая рама; 7—нажимной патрубок; 8—гидродомкраты; 9 — упорный башмак; 10 — упорная стенка; И — насосная станция; 12—маслопроводы; 13 — нажимная заглушка; 14, 16—рабочий и приемный котлованы; 15 — обводной лоток; 17 — подвижный упор; 18 — нажимная плита на тележке; 19 — фиксатор; 20 — свая; 21 — лебедка; 22 — рама; 23 — планка; 24 — ударная приставка; 25 — направляющие стержни; 26 — вибрационный меха -низм; 27 — электродвигатель; 28 — электросварочный агрегат; 29 — причалка; 30 — отвес; 31 — пневмопробойник; 32 — сварка труб
542
Технология сооружения газонефтепроводов
Продавливание является наиболее универсальным методом прокладки кожухов, при использовании которого наилучшим образом обеспечивается сохранность дорожной насыпи и полотна.
Методы продавливания характеризуются тем, что прокладываемые защитные кожухи вдавливают в массив грунта открытым концом, снабженным кольцевым ножом с наружными или внутренними скосами. При этом грунт, поступающий в полость кожуха, разрабатывают и удаляют ручным или механическим способами. Как правило, продавливание кожухов осуществляют с помощью гидродомкратов.
Прокладку кожуха этими методами производят звеньями длиной б—12 м путем их наращивания сваркой (рис. 10.57, рис. 10.58).
Рисунок 10.57. Установки для прокладки труб методом продавливания: а — продавливание с ручной разработкой грунта; б — продавливание установкой СКБ Главмосстроя с механизированной разработкой грунта; 1 — насосная станция; 2 — трубопровод; 3 — рабочий котлован; 4 — водоотводный лоток; 5 — трубопровод (футляр); 6 — лобовая обделка (нож); 7 — приемный котлован; 8 — приямок для сварки труб; 9 — направляющая рама; 10 — нажимной патрубок; 11 — нажимная заглушка; 12 — гидродомкраты; 13 — башмак; 14 — упорная стенка; 15, 18— канаты; 16—ролики; 17—ковш; 19 — барабан—накопитель; 20—уравнитель; 21 — нажимные штанги; 22 — траверса; 23 — поворотные фланцы; 24 — лебедка; 25 — шпалы направляющей рамы
543
Ф М Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Рисунок 10.58. Установка У—12/60 для продавливания труб больших диаметров и виброударная установка УВГ—51:1 — гидропривод; 2 —упорный башмак; 3 — гидродомкрат; 4 — нажимной патрубок; 5— труба (футляр); б—головка; 7—направляющая; 8 — лебедка; 9 — конусный наконечник; 10 — передвижная электростанция; 11 — корпус установки с расположенным внутри него вибромолотом горизонтального действия; 12 — электродвигатель; 3 — портальная рама; 14 — неподвижный блок; 15 — стакан; 16 — вибромолот с электроприводом; 17 — канаты для перемещения желонки внутри трубы (футляра); 18 —окно для разгрузки грунта
Горизонтальное бурение применяют для трубопроводов средних и больших диаметров (530—1420 мм) в грунтах I—IV категорий. Проходку скважин ведут установками горизонтального бурения (рис. 10.59). Этот метод не рекомендуется применять на слабых (водонасыщенных и сыпучих) грунтах во избежание просадки дорожного полотна. Особенность прокладки кожухов методом горизонтального бурения в том, что разработка грунта по площади сечения скважины несколько опережает продвижение защитного кожуха в скважину. Работы по строительству переходов начинают с геодезической разбивки места перехода и рытья рабочего и приемного котлованов. После окончания рытья рабочего котлована и устройства креплений стенок дно котлована выравнивают и размещают на-
544
Технология сооружения газонефтепроводов
правляющие конструкции, агрегаты и узлы установки, применяемой для прокладки кожухов; особое внимание обращают на правильное их размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Прокладывают кожухи путем последовательного наращения их звеньями или же без наращения на всю длину предполагаемой прокладки.
Размеры рабочего котлована при закрытом способе прокладки выбирают в зависимости от диаметра трубопровода, глубины его заложения, вида применяемого оборудования и длины перехода через дорогу. Ширину котлована подбирают с учетом обеспечения безопасного размещения людей, обслуживающих проходческое оборудование; в котловане устанавливают лестницу для подъема и спуска людей. При неустойчивых грунтах необходимо укрепить стенки котлована; при наличии воды — устроить водосборный приямок, откуда по мере накопления удаляют воду.
Рисунок 10.59. Бестраншейная прокладка труб способом горизонтального бурения установками типа УГБ и ГБ (а), УРБ на тракторе (16) и ПМ-800-1400 (в): 1 — режущая головка; 2 — упорный якорь; 3 — полиспаст; 4 — шнек; 5 — рама; 6—лебедка; 7—карданный вал; 8—двигатель внутреннего сгорания; 9 — вал привода шнека; 10 — хомуты; 11 — прокладываемая труба; 12 — кран-трубоукладчик; 13 — тяговое устройство на тракторе; 14 — сварочный генератор; 15 — коробка отбора мощности; 16 — опорная плита; 17 — люнет; 18 —рабочий орган; 19—совок; 20 — обойма блока; 21 — опорная; стенка; 22 — направляющая рама; 23 — захват; 24 — лебедка подачи; 25 — разгрузочнотяговое устройство; 26 — емкость;27 — разгрузочный обратный клапан
545
Ф М Мустафин, Л.И Быков, Г Г Васильев
Рисунок 10.60 .Схема прокладки трубной плети в защитном кожухе: 1 — трактор-тягач; 2 — канат; 3 — автомобильная дорога; 4 — защитный кожух; 5— краны-трубоукладчики; 6 — трубная плеть; 7 — сферическая заглушка
Если предусматривается прокладка кабеля связи внутри кожуха, то трубы прикрепляются к трубной плети и протаскиваются сквозь кожух совместно с ней (рис. 10.46).
Перед началом работ уточняют фактическое положение подземных коммуникаций, проложенных вдоль дороги (кабели связи) и принять меры к защите их в период производства работ.
При наличии высоких грунтовых вод во избежание осадки земляного полотна или выноса грунта подземными водами до начала земляных работ осушают участок перехода методом открытого водоотлива или закрытого водопонижения. Открытый метод предусматривает устройство водоотливных каналов и колодцев. Закрытое водопонижение предполагает использование иглофильтров.
Если по каким-либо причинам задерживается протаскивание трубной плети (более двух суток), то концы кожуха рекомендуется герметизировать установкой заглушек.
После завершения работ строительная организация должна восстановить элементы дороги (откосы, обочины, кюветы, полотно и др.) и вдоль дорожные коммуникации, придав им исходное состояние.
Наклонно-направленное бурение (ННБ) может быть применено на сложных участках пересечения с автомобильными и железными дорогами с высоким уровнем грунтовых вод и на болотных участках, а также при ширине переходов более 100 м. Этот способ позволяет проложить трубопровод, например, за пределами плоскости скольжения оползающих грунтов и зоны затопления. Ограничения, существующие для этого метода, связаны, прежде всего, с геологическими характеристиками района прокладки, а также с необходимостью выдерживания радиуса упругого изгиба прокладываемого трубопровода. Одним из наиболее
546
Технология сооружения газонефтепроводов
Рисунок 10.61. Конструкция перехода под железной дорогой по методу микротон-нелирования. 1 — трубопровод; 2 — защитный кожух; 3 — железная дорога; 4 — опорно-направляющее кольцо; 5— сезонно действующие охлаждающие устройства; 6—конденсаторный блок; 7—резино-пластиковая манжета; 8 — участок закрытой прокладки методом продавливания; 9 — теплоизоляция из пенополиуретана; 10 — охлаждающие трубы
известных примеров является строительство перехода под Московской кольцевой автодорогой еще в 1996 г.
Микротоннелирование (МТ) применяется в наиболее сложных и стесненных условиях прокладки трубопроводов в любых категориях грунтов без ограничений. Основной особенностью данного метода является высокая стоимость строительства. На рис. 10.61 представлена схема применения установок микротоннелирования на пересечениях со встреченными препятствиями, в том числе автомобильными и железными дорогами.
В последнем случае это будет тоннель из железобетонных колец, внутри которого — нефтепровод с теплоизоляционным покрытием из пенополиуретана в защитной полиэтиленовой оболочке. За сохранение мерзлого состояния грунта железнодорожной насыпи отвечают сезонно действующие охлаждающие устройства. Для того чтобы тепловой поток от перекачиваемой нефти не передавался грунту железнодорожного полотна, предусмотрена пенополиуретановая теплоизоляция. В защитном микротоннеле используются опорно-направляющие кольца, которые при прокладке защищают изоляцию трубопровода от повреждения. С целью гер
547
Ф.М. Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
метизации межтрубное пространство трубопровод-микротоннель герметизируется резино-пластиковыми манжетами.
Тоннельная проходка применяется в сложных горных условиях со скальными грунтами и осуществляется различными отечественными и зарубежными горнопроходческими комбайнами с возведением сборной или монолитной железобетонной обделки (термин общепринятый в тоннелестроении).
Методы тоннельной проходки широко распространены в мировой практике трубопроводного строительства. В России эти методы применялись, в основном, при строительстве магистрального нефтепровода КТК и газопровода «Голубой поток».
548
Технология сооружения газонефтепроводов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Справочник мастера-строителя магистральных трубопроводов. — М.: Недра, 1986. — 224 с.
2. Бабин Л.А.. Быков Л.И., Рафиков С.К. Искусственное улучшение грунтов в практике трубопроводного строительства. — М.: Недра, 1990. - 153 с.
3. Безопасность пересечения трубопроводами водных преград / К.А. Забела, В.А. Красков, В.М. Москвич и др. — М.: Недра, 2001. — 194 с.
4. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. — М.: Недра, 1987.—471 с.
5. Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. — М.: Недра, 1968. —304 с.
6. Васильев Н.П. Балластировка и закрепление трубопроводов. — М.: Недра, 1984. — 166 с.
7. ВСН 004—88. Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация. — М.: Миннефтегазстрой, 1989. — 47 с.
8. ВСН 005—88. Строительство промысловых стальных
трубопроводов. Технология и организация. — М.:
Миннефтегазстрой, 1990. — 56 с.
9. ВСН 006—89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. — М.: Миннефтегазстрой, 1990. — 216 с.
10. ВСН 007—88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Конструкции и балластировка. — М.:
Миннефтегазстрой, 1990.—51 с.
11. ВСН 008—88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция. — М.: Миннефтегазстрой, 1990. — 103 с.
12. ВСН 009—88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства установки электрохимической защиты. — М.: Миннефтегазстрой, 1990. — 76 с.
13. ВСН 009—88 (Дополнение). Средства и установки
электрохимзащиты. Электрохимическая защита кожухов на
549
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
переходах трубопроводов под автомобильными и железными дорогами. — М.: ГКНС «Нефтегазстрой», 1991. — 15 с.
14. ВСН 010—88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Подводные переходы—М.: Миннефтепроводстрой, 1978. — 103 с.
15. ВСН 011—88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов И Очистка полости и испытание. — М.: Миннефтегазстрой, 1990. — 98 с.
16. ВСН 012—88. Части I и II. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. — М.: Миннефтегазстрой, 1990. — 103с.
17. ВСН 013—88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты.—М.: Миннефтегазстрой, 1989. —32 с.
18. ВСН 014—88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды. — М.:
Миннефтепроводстрой, 1990 — 83 с.
19. ВСН 39—1.9—003—98. Ведомственные строительные нормы. Конструкции и способы балластировки подземных трубопроводов. — М.: 1998, — 51 с.
20. ГОСТ 9.049—91. ЕСЗКС. Материалы полимерные и их компоненты. Методы лабораторных испытаний на стойкость к воздействию плесневых грибов.
21. ГОСТ 9.402—80. Покрытия лакокрасочные. Подготовка
металлических поверхностей перед окрашиванием.— М.:
Издательство стандартов, 1980.
22. ГОСТ 9.602—89. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. — М.: Стандартинформ. — 47 с.
23. ГОСТ 12.3.002—75*. Процессы производственные. Общие требования безопасности. — 6 с.
24. ГОСТ 12.3.015—78*. ССБТ Работы лесозаготовительные. Требования безопасности; — 7 с.
550
Технология сооружения газонефтепроводов
25. ГОСТ 17.5.3.04 — 83*. Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель. М.: Изд-во стандартов, 1986. — 6 с.
26. ГОСТ 409—77. Пластмассы ячеистые и резины губчатые. Метод определения кажущейся плотности.
27. ГОСТ 411—77. Резина и клей. Методы определения прочности связи с металлом при отслаивании.
28. ГОСТ 427—75. Линейки измерительные металлические. Технические условия.
29. ГОСТ 2678—94. Материалы рулонные и гидроизоляционные. Методы испытаний.
30. ГОСТ 4650—80. Пластмассы. Методы определения водопоглощения.
31. ГОСТ 7076—99. Материалы и изделия строительные. Метод определения теплопроводности и термического сопротивления при стационарном тепловом режиме.
32. ГОСТ 7502—98. Рулетки измерительные металлические.
Технические условия.
33. ГОСТ 11262—80*. Пластмассы. Метод испытания на растяжение.
34. ГОСТ 13518—68*. Пластмассы. Метод определения стойкости полиэтилена к растрескиванию под напряжением.
35. ГОСТ 14236—81*. Пленки полимерные. Метод испытания на растяжение.
36. ГОСТ 14759—69*. Клеи. Метод определения прочности при сдвиге.
37. ГОСТ 15140—78*. Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии.
38. ГОСТ 16337—77*. Полиэтилен высокого давления. Технические условия.
39. ГОСТ 16783—71*. Пластмассы. Метод определения температуры хрупкости при сдавливании образца, сложенного петлей.
40. ГОСТ 17177—94. Материалы и изделия строительные
теплоизоляционные. Методы испытаний.
41. ГОСТ 18299—72*. Материалы лакокрасочные. Метод определения предела прочности при растяжении, относительного удлинения при разрыве и модуля упругости.
551
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
42. ГОСТ 24157—80. Трубы из пластмасс. Метод определения стойкости при постоянном внутреннем давлении.
43. ГОСТ 25573—82. Стропы грузовые канатные для строительства. Технические условия. — М.: Госстрой России, 1982.
44. ГОСТ 27078—86. Трубы из термопластов. Методы определения изменения труб после прогрева.
45. ГОСТ 30256—94. Материалы и изделия строительные. Метод определения теплопроводности цилиндрическим зондом.
46. ГОСТ 30732—2001. Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке. Технические условия.
47. ГОСТ Р 51164—98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии./ Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1999. — 42 с.
48. ГОСТ Р 51901—2002. Управление надежностью. Анализ риска технологических систем
49. ГОСТ Р ИСО 9001—2001. Системы менеджмента качества.
50. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С. Техническая эксплуатация подводных переходов трубопроводов / Под ред. А.Г. Гумерова. — М.: ООО «Недра—Бизнесцентр», 2003. — 300 с.
51. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С. Реконструкция линейной части магистральных нефтепроводов / Под ред. А.Г. Гумерова. — М.: ООО «Недра—Бизнесцентр», 2003. — 308 с.
52. Дерцакян А.К., Васильев Н.П. Строительство трубопроводов на болотах и многолетнемерзлых грунтах.— М.: Недра, 1978.—167 с.
53. Забродин Ю. Н., Коликов В. Л., Саруханов А. М. Управление нефтегазостроительными проектами. — М.: ЗАО «Издательство «Экономика», 2004. — 406 с.
54. Защита подземных металлических сооружений от коррозии: Справочник / И.В. Стрижевский, А.Д. Белоголовский, В.И. Дмитриев и др. — М.: Стройиздат, 1990. — 303 с.
55. Защита трубопроводов от коррозии: Том 1: Учеб, пособие для вузов / Ф.М.Мустафин, М.В. Кузнецов, Г.Г. Васильев и др. — Санкт-Петербург: Недра, 2005.—620 с.
552
Технология сооружения газонефтепроводов
56. Зиневич А.М., Прокофьев В.И., Ментюков В.П. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов больших диаметров. — М.: Недра, 1979. — 421 с.
57. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. —М.: Недра, 1985. —231 с.
58. Инструкция по применению труб в нефтяной и газовой промышленности. — М.: РАО «Газпром», 2000. —131 с.
59. Климовский Е.М., Колотилов Ю.В. Очистка и испытание магистральных трубопроводов. — М.: Недра, 1987. — 173 с.
60. Кукушкин Б.М., Канаев В.Я. Строительство подводных трубопроводов. — М.: Недра, 1982. — 176 с.
61. Лавров Г.Е., Саттаров Т.Х. Механизация строительства переходов магистральных трубопроводов под автомобильными и железными дорогами. — М.: Недра, 1978. —135 с.
62. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдованов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. — М.: Недра, 1990. —263 с
63. Молдованов О.И., Орехов В.И., Шишов В.Н. Производственный контроль в трубопроводном строительстве: Справочное пособие. — М.: Недра, 1986. —280 с.
64. МР—1908—04. Методические рекомендации по назначению участков газопроводов к переизоляции. — Ухта, 2004. — 59 с.
65. Мустафин Ф.М., Гамбург И.И., Веселов Д.Н. Контроль качества изоляционно—укладочных работ при строительстве
трубопроводов.— Уфа: «Дизайн Полиграф Сервис», 2001. — 106 с.
66. Мустафин Ф.М. сооружение и ремонт трубопроводов с применением гидрофобизированных грунтов. — М.: ООО «Недра—Бизнесцентр», 2003. — 234 с.
67. Низьев С. Г. О заводской изоляции труб на отечественных предприятиях // Территория «Нефтегаз». — М., 2004. — №11. — С. 12—24.
68. Организационно—технологические схемы производства работ при сооружении магистральных трубопроводов: Учеб, пособие /
553
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Б.В. Будзуляк, Г.Г. Васильев, В.А. Иванов и др. — М.: «ИРЦ Газпром», 2000. — 416 с.
69. Организация строительства магистральных трубопроводов / Ю.П. Баталин, В.Л. Березин, Л.Г. Телегин и др. — М.: Недра, 1980. — 344 с.
70. Очистка полости и испытание трубопроводов: Учеб, пособие для вузов / Ф.М. Мустафин, А.Г. Гумеров, О.П. Квятковский и др. — М.: ООО «Недра—Бизнесцентр», 2001.— 255 с.
71. ПБ 10—157—97. Правила устройства и безопасной эксплуатации кранов—трубоукладчиков. НПО ОБТ М.: 1997. — 24 с.
72. ПБ 10—382—00. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. НПО ОБТ М.: 1999. — 119 с.
73. Перун И.В. Магистральные трубопроводы в горных условиях. — М.: Недра, 1987. — 175 с.
74. Петров И.П., Спиридонов В.В. Надземная прокладка трубопроводов. — М.: Недра, 1973. — 472 с.
75. Полиуретановая изоляция для подземных трубопроводов. Polyurethane coating developed for corrosion protection // Pipeline and GasJ. — 1995. — № 3. — C. 12.
76. ППБ 01—03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации; ГУГПС, ВНИИ ПО, МИПБ МВД России. М.: 2003. — 163 с.
77. Правила техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов. — М.: Недра, 1982, 104 с.
78. Промысловые трубопроводы и оборудование: Учеб, пособие для вузов. / Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров и др. — М.: Недра, 2004. -662 с.
79. Руководство по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопровдов. —М.: «ИРЦ Газпром», 2004. — 299 с.
80. РД 03—418—01. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов.
81. РД 153—006—02. Инструкция по технологии сварки при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. — М.: АО ВНИИСТ, 2002.
554
Технология сооружения газонефтепроводов
82. Сварка трубопроводов: Учеб, пособие / Ф.М. Мустафин, Н.Г. Блехерова, О.П. Квятковский и др. — М.: Недра, 2002. — 347 с.
83. Сварочно—монтажные работы при строительстве трубопроводов: Справочник / И.А. Шмелева, В.Д. Тарлинский, М.З. Шейнкин и др. — М.: Недра, 1990. — 207 с.
84. Сварочно—монтажные работы в трубопроводном строительстве: Учеб, пособие для вузов / А.Ф. Суворов, Г.Г. Васильев, Ю.А. Горяйнов и др. — М.: ЗАО «Звезда», 2006. — 240 с.
85. СН 452—73. Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов. — М.: Госстрой СССР, 1973.—2 с.
86. СНиП 2.02.04—88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. — М.: ЦНТП Госстроя СССР, 1990.—56 с.
87. СНиП 2.05.06—85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 2001,—60 с.
88. СНиП 3.02.01—87. Земляные сооружения. Основания и фундаменты. М.: ЦНТП Госстроя СССР, 1998. — 128 с.
89. СНиП 3.06.03—85. Автомобильные дороги / Госстрой России. — М.: 1985.— 112 с.
90. СНиП III—42—80*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. — М.: ГУП ЦПП, 2001,—75 с.
91. СНиП 11—01—2003. Порядок разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство зданий и сооружений на территории РФ.
92. СНиП И—03—2001. Типовая проектная документация.
93. СНиП 12—01—2004. Организация строительства / Госстрой России. — М.: ДЕАН, 2005. — 64 с.
94. СНиП 12—03—2001. Безопасность труда в строительстве. Часть I. Общие требования. — М.: Госстрой России, 2001. — 53с.
95. СНиП 12—04—2002. Безопасность труда в строительстве. Часть II. Строительное производство. — М.: Госстрой России, 2002. — 51 с.
96. Сооружение подводных переходов газонефтепроводов методом наклонно—направленного бурения: Учебно—методическое пособие / О.Н. Благов, Г.Г.Васильев, Ю.А. Горяйнов и др. — М.: ООО «Типография НПО профсоюзов Профиздат», 2003. — 318 с.
555
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
97. СП 11—101—2003. Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений
98. СП И—ПО—99. Авторский надзор за строительством зданий и сооружений
99. СП 34—116—97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов. — М.: ВНИИСТ, 1998. — 136 с.
100. СП 103—34—96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Подготовка строительной полосы. — М.: «ИРЦ Газпром», 1996. — 22 с.
101. СП 104—34—96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Производство земляных работ. — М.: «ИРЦ Газпром», 1996. — 54 с.
102. СП 105—34—96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Производство сварочных работ и контроль качества сварных соединений. — М.: «ИРЦ Газпром», 1996. — 133 с.
103. СП 106—34—96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Укладка газопроводов из труб, изолированных в заводских условиях. — М.: «ИРЦ Газпром», 1996. — 20 с.
104. СП 107—34—96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Балластировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов на проектных отметках. — М.: «ИРЦ Газпром», 1996. — 47 с.
105. СП 108—34—96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Сооружение подводных переходов. — М.: «ИРЦ Газпром», 1996. — 90 с.
106. СП 109—34—96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Сооружение переходов под шоссейными и железными дорогами. — М.: «ИРЦ Газпром», 1996. — 53 с.
107. СП 111—34—96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Очистка полости и испытание газопроводов. — М.: «ИРЦ Газпром», 1996. — 69 с.
556
Технология сооружения газонефтепроводов
108. Спектор Ю.И., Мустафин Ф.М., Лаврентьев А.Е. Строительство подводных переходов способом горизонтально—направленного бурения: Учеб, пособие. — Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. — 203 с.
109. Спектор Ю.И., Бабин Л.А. Укрепление берегов в створах подводных трубопроводов. — М.: ВНИИПКтехоргнефтегазстрой, 1988. — 36 с.
ПО. Способы оценки состояния полимерного ленточного покрытия трассового нанесения и назначения участков газопровода для переизоляции / А.С. Кузьбожев, Ю.А. Теплинский, Н.И. Мамаев, Э.В. Бурдинский II Обз. инф. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. — 41 с.
111. Строительство магистральных трубопроводов: Справочник / В.Г. Чирсков, В.Л. Березин, Л.Г. Телегин и др. — М.: Недра, 1991. — 475 с.
112. Типовые расчеты при сооружении газонефтепроводов: Учеб.пособие для вузов / Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков и др.— Санкт—Петербург: Недра, 2006.—824 с.
ИЗ. ТИ РО—009—2003. Типовая инструкция по охране труда для землекопов. — 6 с.
114. ТИ РО—038—2003. Типовая инструкция по охране труда для машинистов экскаваторов одноковшовых. — 13 с.
115. ТОЙ Р—07—ОН—98. Типовая инструкция Рослесхоза. Подготовка лесосек в рубку. — 9 с. по охране труда
116. ТОЙ Р—07—012—98. Типовая инструкция Рослесхоза для вальщика леса и лесоруба. — 7 с. по охране труда
117. ТОЙ Р—07—015—98. Типовая инструкция Рослесхоза. Обрубка (обрезка) сучьев. — 7 с. по охране труда
118. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. — Л.: Недра, 1990. — 180 с.
119. ASTM—6—14. Определение ударной прочности изоляционных покрытий.
120. DIN 30672. Покрытия из антикоррозионных лент и термоусадочных материалов для трубопроводов для рабочих температур до 50 °C (Германия).
557
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
121. DIN 55990—8. Испытание лакокрасочных и аналогичных материалов для защитных покрытий, наносимых спеканием порошка; оценка устойчивости при хранении химреагентов (Германия).
122. ISO 8130—1. Часть 1: Определение гранулометрического состава путем просеивания.
123. ISO 8130—2. Часть 2: Определение плотности пикнометром сравнения.
124. ISO 8130—3. Часть 3: Определение плотности вытеснением жидкости.
125. ISO 8130—7. Часть 7: Определение потерь веса при горячей сушке.
126. ISO 8130—8. Часть 8: Оценка теплоустойчивости при хранении.
127. ISO 2808. Краски и лаки. Определение толщины пленки
128. ISO 4624. Краски и лаки. Испытание на прочность.
129. ISO 7253. Краски и лаки. Определение сопротивления солевому туману.
130. ISO 8501—1. Подготовка стальных поверхностей до нанесения красок и других изоляционных материалов. Визуальная оценка чистоты поверхности.
131. ISO 8502—2. Подготовка стальных поверхностей до нанесения красок и других изоляционных материалов. Лабораторное определение хлорида на очищенных поверхностях.
132. ISO 8503—1. Часть 1: Технические условия и определения для сравнения профиля поверхности, очищенной методом пескоструйной очистки.
133. ISO 8503—2. Часть 2: Определение шероховатости профиля поверхности стали, очищенной методом пескоструйной очистки. Процедура сравнения.
134. ISO 8503—3. Часть 3: Методы калибровки блоков сравнения профилей поверхности. Метод фокусирующего микроскопа.
135. ISO 8503—4. Часть 4: Методы калибровки блоков сравнения профилей поверхности. Метод измерительного прибора со щупом.
136. ISO 5893. Оборудование для испытания резины и пластмасс. Напряжение изгибающее и сжимающее.
558
Технология сооружения газонефтепроводов
137. ISO 9002. Система качества. Схема обеспечения качества при эксплуатации и монтаже.
138. NF А49—711. Стандарт полипропиленовой промышленности (Французская ассоциация по стандартизации).
139. NASE RP 02—74. Испытание трубопроводного защитного покрытия с использованием электричества высокого напряжения до укладки.
140. NASE RP 02—87. Полевые измерения профиля поверхности, обработанной пескоструйным аппаратом, путем применения сигнальной ленты (Testex).
141. Serviurap's pipeline protection system // Water and Waste Treal (Or. Brit.) — 2000. — № 5. — C. 46.
559
УП 325 219 *“ наружный D Диаметр, мм ПРИЛОЖЕНИЕ А Геометрические характеристики и масса труб
365 363 361 359 N № № iP (4 M t J hl X U W W U L) LJ X U 00 00 oc © \© © © © © о О © О О — — — <Л ~-J © — W Oi vjsO - LJ 1л O' -P43 - W <Л •L X X X X X C © © © © О О О О О О \0-W,7i-J'0-WUi'2'00 — W'Pi-JO K> Внутренний d
•О X -J О 5 6 7 8 9 9,5 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 5 6 7 8 3 3,5 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 CP Толщина стенки S, мм
69,9 81,3 92,7 104 _ — — — — — — X -u O' O' <Л \© 00 ~-J Ch Lfl 4b. Lu to — © >O JC © © © IQ О * О' О 4 X ~ Ln JU © X O' О У tpi Ч© 4b 00 bJ © to Q\ V tu © OS 4^ Площадь сечения F, см2
-J lb LP N> ел oo oo o C W sC -J о о о о м - o 4: x -u о ui д w - - o S ? X Д W th Ln 7i 4 X Ю -J -- О £ Г X IP xl 'O \3 -J W Xj £ £ W O' “ ft й ft ©©©©©©©©©©©®©©^4bJ,4‘ '>О'И'У11Л1л^4-4ь'р'Р^Р>1РМ(Р — b>O4LnOO-J4-‘XUi4b.bP400b040 Ui M X 4* \C W O' X ЧТО О w x !-O W W Ы4»Х'Р©ООМ1лО4‘ХО0'. UJ 'C O' <v» Осевой момент инерции I, см4
IP LP bJ ЬР b-> q\ -j — © Ja. 00 4». © © © © 4 4 4 X W LJ LJ LJ W tu W W t-J N) >- - — 4> bP •— C'PfTiiP-XO'A'PNO'JTiK) -J© О — — — — О © Lh 4 X О © X X © 4 O' 4 X X 4 © 4 X X O' N) N © O X ©©©©©©©©©©ФФОООФФ k)i3-~^^<,XX4'JO'C'Ui<7i4b t_u CjgggggO4b.©00 0°0,'©bJ<7'00bJ © Полярный момент инерции 1р, см4
\£> 00 --J Q\ LP LP W 4^ 4b. 5© -~j о ю ki Z ?> £ CC -P O' :> 'Л £ W G й n 2 S Й « w w ” - * « 3S £ t 8 о os - * о M "> *• - » UiUityiUi4*4b4b4b'-PLPLP<>PbJbJb0bJ>— Ш 4 OXO'XOX X bJ ~ sC' < 4- О 4 -~O0'WOPi,'CWO1X4b'OOOX0' -J Осевой момент сопротивления W, см3
00 СЛ -U M O'-'J 'J X X X 4. © 792 942 1088 1232 1374 1444 1512 1648 1782 1912 2040 2164 2288 2408 2526 2642 2754 "““^^'C'OXX'J'UO'. OiinUi44LJ 7Zr-,tb2^tsJ-'J,-“O\ — Ш bJ Ю 4 X - 1Л ftg^J30k©O00Chb0C\00 00©©Chb0 0© Полярный момент сопротивления Wp, см3
13,2 13,1 13,1 13,0 00 00 \o \o \o © © © N M W k) LP LP 7,57 7,53 7,50 7,47 7,43 7,42 7,40 7,37 7,33 7,30 7,27 7,23 7,20 7,16 7,13 7,11 7,07 sO Радиус инерции г, см
54,9 63,8 72,8 81,6 39,4 47,2 54,8 62,5 70,1 73,9 77,7 85,2 92,6 100 107 115 122 129 136 143 150 26,4 31,5 36,6 41.6 46,6 49,1 51,5 56,4 61,3 66,0 70,8 75,5 80,1 84,7 89,2 93,7 98,2 О Трубы Масса 1 м । длины, кг
105,0 103,0 102,0 101,0 Ch0sCr©O\O'O\-^J'«J--4’«J'^J'~4*-4'J'U~-4 X 4 Ln O' x] X © О >- M W X 4 4 Ln O' -J OO Cft V 4b. LP bJ N> 'i- 1- © СЛ ф © Ю t© ’*'© 34,3 33,6 33,0 32,3 31,7 31,4 31,1 30,5 29,8 29,2 28,6 28,0 27,5 26,9 26,3 25,7 25,2 r—1 Воды, заполняющей и.
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение приложения А
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
357 10 115 19430 38860 031 2062 13,0 90,5 100,0
355 11 126 21200 42400 1125 2250 13,0 99,3 98,9
353 12 138 22940 45880 1217 2434 12,9 108 97,8
351 13 148 24660 49320 1308 2616 12,9 116 96,7
349 14 160 26340 52680 1397 2794 12,9 125 96,6
347 15 171 28000 56000 1485 2970 12,8 134 94,5
345 16 181 29650 59300 1573 3146 12,8 142 93,4
343 17 192 31280 62560 1659 3318 12,8 151 92,3
341 18 203 32770 65540 1739 3478 12,7 159 91,2
339 19 213 34360 68720 1823 3646 12,7 167 90,2
337 20 224 35820 71640 1900 3800 12,6 176 89,1
426 414 6 79 17460 34920 820 1640 14,9 62,0 135
412 7 92 20310 40610 953 1906 14,9 72,2 133
410 8 105 22960 45920 1078 2156 14,8 82,4 132
408 9 118 25650 51300 1204 2408 14,7 92,5 131
406 10 131 28290 56580 1328 2556 14,7 103 129
404 11 143 30900 61800 1451 2902 14,7 ИЗ 128
402 12 153 33470 66940 1572 3144 14,6 123 127
400 13 169 36010 72020 1691 3382 14,6 132 126
398 14 181 38500 77000 1808 3616 14,6 142 124
396 15 193 40980 81970 1924 3848 14,6 152 123
394 16 206 43440 86870 2039 4078 14,5 162 122
392 17 218 45710 91420 2146 4292 14,5 171 121
390 18 231 48110 96230 2259 4518 14,4 181 119
388 19 243 50490 101000 2370 4740 14,4 191 118
386 20 255 52700 105400 2474 4948 14,4 200 117
530 518 6 98,5 33910 67820 1279 2558 18,5 77,3 210
516 7 115 39310 78620 1483 2966 18,5 90,3 208
514 8 131 44670 89340 1686 3372 18,4 103 206
512 9 147 49970 99340 1886 3772 18,4 115 205
510 10 163 55240 110480 2084 4168 18,4 128 203
508 11 179 60420 120840 2280 4560 18,3 141 202
506 12 195 65530 131060 2473 4946 18,3 153 200
504 13 211 70590 141180 2664 5328 18,2 165 199
502 14 227 75590 151180 2852 5704 18,2 178 197
500 15 242 80530 161060 3039 6078 18,2 190 195
498 16 258 85410 170820 3223 6446 18,1 203 194
496 17 273 90230 180460 3405 6810 18,1 214 192
494 18 289 94990 189980 3585 7170 18,1 227 191
492 19 304 99700 199400 3762 7524 18,1 239 189
490 20 320 104340 208680 3938 7876 18,0 251 188
488 21 335 108940 217880 4111 8222 18,0 263 186
486 22 350 113470 226940 4282 8564 18,0 275 185
484 23 365 117950 235900 4451 8902 17,9 287 183
482 24 381 122380 244760 4618 9236 17,8 299 182
480 25 396 126750 253500 4783 9566 17,8 311 180
561
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г Васильев
Продолжение приложения А
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
720 708 6 134 85620 171200 2378 4756 25,3 105 394
706 7 157 99850 199700 2774 5548 25,2 123 391
704 8 179 113500 227000 3153 6306 25,2 141 389
702 9 201 127100 254200 3530 7060 25,1 158 387
700 10 223 140600 281200 3906 7812 25,1 175 385
698 11 245 154000 308000 4279 8558 25,1 192 382
696 12 267 167300 334600 4648 9296 25,0 210 380
694 13 289 180500 361000 5014 10030 25,0 227 378
692 14 310 193600 387200 5378 10760 25,0 244 376
690 15 332 206600 413200 5738 11480 24,9 261 374
688 16 353 219600 439200 6100 12200 24,9 277 372
686 17 375 232100 464200 6448 12890 24,9 294 369
684 18 397 245000 490000 6806 13610 24,8 312 367
682 19 418 257400 514800 7150 14300 24,8 328 365
680 20 440 269700 539400 7491 14980 24,8 345 363
678 21 461 281900 563800 7831 15660 24,7 362 361
676 22 482 294100 588200 8168 16340 24,7 378 359
674 23 503 306100 612200 8504 17010 24,7 395 357
672 24 524 318100 636200 8837 17670 24,6 411 354
670 25 546 330100 660200 9169 18340 24,6 429 352
820 808 6 153 126900 253800 3095 6190 28,8 120 513
806 7 178 147900 295800 3610 7220 28,8 140 510
804 8 204 168400 336800 4106 8212 28,7 160 507
802 9 229 188600 377200 4600 9200 28,7 180 505
800 10 254 208800 417600 5092 10180 28,7 200 502
798 11 280 228800 457600 5581 11160 28,6 220 500
796 12 305 248700 497400 6066 12130 28,6 239 497
794 13 330 268400 536800 6547 13090 28,5 259 495
792 14 354 288000 576000 7025 14050 28,5 278- 492
788 16 403' 327000 654000 7976 15950 28,5 316 487
786 17 428 345900 691800 8436 16870 28.4 336 485
784 18 453 365200 730400 9023 18050 28,4 356 482
782 19 477 383900 767800 9364 18730 28,4 374 480
780 20 502 402500 805000 9816 19630 28,3 394 478
778 21 526 421000 842000 10270 20540 28,3 413 475
776 22 551 439300 878600 10720 21440 28,2 433 473
774 23 575 457600 915200 11160 22320 28,2 451 470
772 24 600 475800 951600 11600 23200 28,2 471 468
770 25 624 493900 987800 12050 24100 28,1 490 465
1020 1006 7 223 286200 572400 5612 11220 35,8 175 794
1004 8 254 325900 651800 6390 12780 35,8 199 791
1002 9 286 365400 730800 7164 14330 35,7 224 788
1000 10 317 404700 809500 7936 15870 35,7 249 785
998 11 349 443900 887800 8704 17410 35,7 274 782
996 12 380 482800 965600 9467 18930 35,6 298 779
994 13 411 521500 1043000 10230 20460 35,6 325 776
992 14 442 5600000 1120000 10980 21960 35,6 347 772
990 15 473 598200 1196000 11730 23460 35,6 371 769
562
Технология сооружения газонефтепроводов
Окончание приложения А
1 г 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И
— 988 16 504 636600 1273000 124800. 249600 35,5 396 766
986 17 535 673900 1348000 132100 264200 35,5 420 763
984 18 566 712000 1424000 139600 279200 35,5 444 760
982 19 597 749100 1498000 146900 293800 35,4 469 757
980 20 628 785900 1572000 154100 308200 35,4 493 754
978 21 659 822600 1645000 161300 322600 35,3 517 751
976 22 689 859200 1718000 168500 337000 35,3 541 748
974 23 720 895600 1791000 175600 351200 35,3 565 745
972 24 751 931800 1864000 182700 365400 35,2 590 742
970 25 781 968000 1936000 189800 379600 35,2 613 739
968 26 812 1004000 2008000 196800 393600 35,2 637 736
966 27 842 1040000 2080000 203800 407600 35,1 661 733
964 28 872 1074000 2148000 210700 421400 35,1 685 730
962 29 902 1110000 2220000 217600 435200 35,1 708 726
960 30 933 1144000 2288000 224400 448800 35,0 732 723
1220 1206 7 267 496900 993800 8146 16290 43,4 210 1142
1204 8 305 553800 1108000 9079 18160 42,9 239 1138
1202 9 342 625000 1250000 10250 20500 42,8 268 1134
1200 10 380 695900 1392000 11410 22820 42,8 298 ИЗО
1198 11 418 763600 1527000 12520 25040 42,7 328 1126
1196 12 455 831200 1662000 13630 27260 42,7 358 1123
1194 13 493 898500 1797000 14730 29460 42,7 387 1119
1192 14 530 964700 1929400 15810 31620 42,6 416 1115
1190 15 568 1032000 2064000 16920 33840 42,6 446 1112
1188 16 605 1102000 2204000 18060 36120 42,6 475 1108
1186 17 642 1157000 2314000 18970 37940 42,5 504 1104
1184 18 680 1226000 2452000 20100 40200 42,5 534 1100
1182 19 717 1295000 2590000 21230 42460 42,5 563 1097
1180 20 754 1363000 2726000 22340 44680 42,4 592 1093
1178 21 790 1418000 2836000 23250 46500 42,4 620 1089
1176 22 827 1486000 2972000 24360 48720 42,4 649 1086
1174 23 864 1554000 3108000 25470 50940 42,4 678 1082
1172 24 901 1608000 3216000 26350 52700 42,2 707 1078
1170 25 938 1675000 3350000 27460 54920 42,2 736 1075
1168 26 975 1742000 3484000 28560 57120 42,2 765 1071
1166 27 1011 1796000 3592000 29440 58880 42,1 794 1067
1164 28 1048 1862000 3724000 30530 71060 42,1 823 1064
1162 29 1085 1929000 3858000 31620 63240 42,1 852 1060
1160 30 1121 1990000 3980000 32620 65240 42,1 880 1056
563
$ ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Таблица Б.1. Перечень технических условий на стальные трубы большого диаметра отечественного
производства и их характеристики
Поставщик труб, №№ технических условий Рабочее давление, МПА Наружны й диаметр труб, мм Номинальна я толщина стенки, мм Нормативные характеристики основного металла Конструкция трубы, состояние поставки металла, изоляция Коэффициен т надежности по материалу, kj
Марка стали Временное сопротивлени е разрыву ов, МПа Предел текучести а,,МПа
1 2 3 4 5 6 7 8 9
хтз, ТУ 14-Зр-04-94 5,4-7,4 1220 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 12ГСБ 12Г2СБ 510 550 350 380 Прямошовные ipyow из стали контролирумой прокатки Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки 1,4 1,4
вмз, ТУ 14-3-1573-99 5,4-9,8 1020 10,0-16,0 10,0-25,0 17Г1С-У 13ПС-У 510 540 360 390 Прямошовные грубы из стали контрол ируемой прокатки 1,4 1,34 1,34
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
1 1 2 3 4 5
ВМЗ, ТУ 14-ЗР- 01-93 7,4 1020 10,3 10,8 12,3 12,9 15,2 17,0 18,4 21,0 21,5 К60
ХТЗ, ТУ-У-14-8-16-99 7,4 1020 920 10,3 10,5 11,3 12,3 13,1 15,2 9,5 10,2 11,1 11,8 13,8 10Г2ФБ 10Г2ФБ
ЧТЗ, ТУ 14-ЗР-04-94 5,4-7,4 820 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 12ГСБ 12Г2СБ
о
Продолжение таблицы Б. 1
6 7 8 9 1
589 461 Прямошовные трубы из стали котролируемой прокатки 1,34
590 461 Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки 1,34
590 461 -«- 1,34
510 350 1,4
550 380 1,4
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение таблицы Б.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9
вмз, ТУ 14-3-1573-99 5,4-9,8 820 9,0-25,0 9,0-25,0 13ГС 10Г2СФ 510 590 360 460 Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки 1,34
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99 5,4-9,8 720 8,0-25,0 8,0-30,0 13ГС 10Г2ФБ 510 590 360 460 1,34
ЧТЗ, ТУ 14-Зр-04-94 5,4-7,5 720 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 12ГСБ 12Г2СБ 510 550 350 380 1,4 1,4
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы БД
1 2 3 4 5 6 7 8 9 \
втз, ТУ Г4-3-1976-99 5,4-7,4 720 12,0 12,2 12,5 12,9 13,0 К60 588 441 Спиральношов ные трубы из низколс] ирован ной стали. Трубы изготавливаются с объемной термооб работкой. 1,4 1
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99 5,4-9,8 630 630 8,0-24,0 8,0-24,0 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 10,3 10,5 10,6 10,8 11,0 11,2 13ГС 10Г2СБ К56 К60 510 590 550 588 360 460 441 441 Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки 1,34
ВТЗ, ТУ 14-3-1976-99 5,4-7,4 630 11,4 11,5 12,0 К56 К60 550 588 441 441 Спиральношов ные трубы из низколегирован ной стали. 1,4
Технология сооружения газонефтепроводов
Ui
oo _______________ __________ ___ ____ ____ _____ ..... . Окончание таблицы Б,1
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Трубы изготавливаются с объемной гермообрабокой.
вмз, ТУ 14-3-1573-99 5,4-9,8 530 530 7,0-24,0 7,0-24,0 7,9 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 10,3 10,5 10,6 10,8 11,0 11,2 11,4 11,5 12,0 13ГС 1-Г2СБ К56 К60 510 550 588 441 441 360 Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки 1,34
Примечание: ЧТЗ - Челябинский трубопрокатный завод; ВТЗ - Волжский трубный завод; ХТЗ - Харцызский трубный завод; ВМЗ-Выксунский металлургический завод
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица. Б.2. Перечень технических условий на стальные трубы большого диаметра импортного производства и их характеристики
1 Поставщик труб, номер । технических условий (рабочее давление) 1 Наружный диаметр ! труб, 1 мм Номинальная толщина । стенки, | мм Нормативные характеристики основного металла | Эквивалент углерода не ! более 1 | Гарантированное заводом испытательное | давление по ТУ, МПа Конструкция трубы и i состояние поставки металла коэффициент надежности по материалу L -
Временное сопротивление ; разрыву, МПа 1 I Предел текучести, ‘ МПа । 1 1 Относительное 1 удлинение, > 1 Г 1 Ударная вязкость, , । Дж/см 1 ! кш 1 I Ударная вязкость 1 Дж/см КСУ । 1 Процент волокна в изломе образцов
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
ТУ 100-86 (9.8 МПа) 1220 16,5 638 510 18 49,0 (-60 °C) 78,4 (-20 °C) 80 (-20 °C) 0,44 12,8
19,7 -«- -«- -«- -«- 0,46 15,5
24,4 -«- -«- -«- -«- 0,46 19,5
1220 17,8 589 461 20 49,0 (-60 °C) 78,4 (-20 °C) 80 (-20 °C) 0,43 12,5
21.3 -«- -«- -«- -«- 0,44 И,2
26,3 -«- -«- -«- -«- 0,44 18,9
1020 13.2 638 510 18 49,0 (-60 °C) 58,8 (-20 °C) 70 (-20 °C) 0,44 12,3
15,7 -«- -«- 0,44 14.7
19,5 -«- -«- -«- -«- -«- 0,46 18,4
14,2 589 461 20 49,0 (-60 °C) 58,8 (-20 °C) 70 (-20 °C) 0,43 12,0
17,0 -«- -«- -«- -«- 0,43 14.4
21,0 -«- -«- -«- 0,44 18,0
26,0 -«- -«- -«- 0,46 22,3
720 16,5 589 461 20 49,0 (-60 °C) 49,0 (-31 °C) 60 (-31 °C) 0,4 20,0
20,3 -«- -«- -«- -«- 0,4 25,0
530 11,6 -«- 39,2 (-60 °C) 39.2 (-ЗГС) 50(-31°С) 0,4 19,0
ТУ 84-94 (8,2 МПа) 1020 14,3 589 461 20 49,0 (-60 °C) 49,0 (-20 °C) 60 (-20 °C) 0,44 12,5
15,7 -«- -«> -«- -«- 13,7
21,0 -«- -«- -«- -«- 18.5
Технология сооружения газонефтепроводов
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы Б.2
| 15,0 1 19,7 1 зд о о 00 4 OO 1 10,4 =>. ОС 2' 00 04 5 4 £ oo" 1 S‘O2 1 00 1 Г01 | 8‘ZI 16,5 | 1 0‘6l L...242 I 26,4 | 27,0 | oc 5 [ 241 : 16,5 1 | 6‘Z.I 19,3 [
<э 1 0,43 0,44 1 0,44 ' £fr‘0 j 0ДЗ frFO 1 ! frfr‘0 | 1 0,44 | 0.44 : СП 1 0,43 : => 0,43 | о ! 0,44 1 0,44 1 [ 1Ф‘О 1 | (У0 0,43 J 0.43 j 1 tfo o' 1 : 0.44 | | ^‘0 1 ^‘0 | St‘O 0,42 | | Zt‘0 0,42 1 | Z^O 0,42 [
| 50(-20QC) 70 (-20 °C) ¥ ¥ ! (Эоог-toz. i ¥ a 60 (-20 °C) a ¥ ¥ ¥ a ¥ a a 1 50 (-20 °C) 1 ? a ¥ ¥ ¥ 50 (-20 °C)J ¥ a a ¥ a
и о 04 о 58,8 (-20 °C) ¥ ¥ ос ¥ ¥ 49,0 (-20 °C)| a a ¥ ¥ a a a U c C4 Os en a a a a a 39,2 (-20 °C)! ¥ ¥ a a ¥
$ 04 |39,2 (-60 °C) 49,0 (-60 °C) ¥ а о ¥ a U S о os ¥ ¥ ¥ a a a ¥ a a a [(Эо 09-) Г6Е ¥ I f a a a [Oo 09-) Z'6£. a a a a a
о О) ос ¥ v R a a 00 ¥ ¥ о a a a a ¥ ¥ a Ci 1 a 1 f a ¥ a о <N ¥ a ¥ ¥ ¥
о § О ¥ ¥ js a a G> ¥ ¥ Ю ¥ a a a a a ¥ 3 a a a a a a ¥ a 392 1 a ¥ ¥ a ¥
! £О 638 ¥ 1 68$ a ¥ 638 I ¥ a ОЭ i a ¥ ¥ ¥ ¥ a | 68$ a ¥ a f a a a ¥ I 6Z$ ¥ ¥ ¥ ¥ a
<э 6'11 S £ r¥ 4 2 oC I £‘4 s 2 12,3 I I r$i 17,0 1 Г V‘8l | 0‘lZ 1 0>r £ X 10,8 | 14,0 | 1 0‘91 & 20.0 1 0 22,0 1 sri" 00_ 00" °. 13,0 1 0.
о 1220 1 1020 | 5 530 J
ТУ 75-86 (7,4 МПа)
570
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение таблицы Б.2
571
Окончание таблицы Б.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
7,1 -«- -«- -«- 0,42 7,2
8,8 -«- -«- - -«- 0,42 8,0
1020 7,6 588 461 20 39.2 (-60 °C) 60 (-60 °C) 0,43 6,4
ад -«- 0,43 7,6
11,3 -в- -«- -«- 0.43 9,4
(7,4 МПа) 530 6,0 529 392 20 39,2 (-60 °C) 0,42 8,2
7,1 -«- -«- 0,42 9,8
8,8 -«- -«- - 0.42 12,2
720 7,3 588 461 20 39,2 (-60 °C) 50 (-60 °C) 0,43 8,6
8.7 -«- -«- - -«- 0,43 10,9
10,8 -«- -«- 0,43 12,8
1020 10,3 49,0 (-60 °C) 60 (-60 °C) 0,43 8,6
12.3 -«- -«- -«- -«- 0,43 10,3
15,2 -«- -«- -«- -«- 0,42 12,8
530 7.4 529 392 20 39.2 (-60 °C) 0,42 10,2
9,3 -«- -«- -«- - 0,42 12,8
(9,8 МПа) 11,6 -«- 0,42 16.2
720 9,6 588 461 20 - 49.0 (-60 °C) 50 (-60 °C) 0,43 11.4
12,0 0,43 14,3
14.9 - 0,43 18.0
1020 17,0 -«- 58,8 (-60 °C) 60 (-60 °C) 0.43 14,4
21,0 -«- - -«- -«- 0,43 18,1
26,0 •«- - -«- 0,43 22,6
(14,7 МПа) 530 11,5 529 392 20 49,0 (-60 °C) 0,42 16,1
14,4 -«- 0,42 20,4
17,8 -«- - 0.42 25.6
720 14,8 588 461 20 - 58,8 (-60 °C) 60 (-60 V) 0.43 17,8
18,5 -«- -«- - -«- 0,43 22,6
22,8 -«- 0.43 28,5
1020 21,0 -«- 78,4 (-60 °C) 80 (-60 °C) 0,43 22,6
26,2 -«- -«- •«- - -«- -«- 0,43 22,7
32,3 -«- 0,43 28,6
Ф.М, Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Примечание: Для нефтепроводных и нефтепродуктопроводных труб рабочее давление определяется проектной организацией по СНиП 2.05.85*.
t-h
Таблица Б.З. Перечень технических условий и ГОСТов на стальные трубы малого диаметра
Номер ГОСТов или технических условий на трубы Наружный диаметр труб, мм Толщина стенки труб, мм Марка стали и номер ГОСТов Заводское испытательное давление Коэффициент надежности а материалу стали, kj
1 2 3 4 5 6
♦Электросварные грубы ГОСТ 20295-85 159-426 4-10 ♦♦Углеродистая сталь (ГОСТ 380-94, ГОСТ 1050-88) Ст.Зсп, 1 Осп,20 Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,95 от предела текучести 1,47
♦Электросварные трубы ГОСТ 10704-91 и ГОСТ 10705-80, гр.В 1ермообработанные или с локальной термообработкой свар, шва 57-426 4-10 Углеродистая сталь (ГОСТ 380-94, ГОСТ 1050-88) СТ. 10, ст.20, ВСт.З Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,9 от предела текучести 1,55
♦Электросварные трубы ГОСТ 10704-91 и ГОСТ 10705-80, гр.В, с локальной термообработкой сварного шва 146-245 6,5-10,7 Низколегированная сталь марки 22ПО ТУ 14-1-4598-89 Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,75 от предела текучести 1,47
♦Бесшовные грубы (ГОСТы 873 1-74 и 8732-78, гр.В) 57-426 По сортаменту ***Углеродистая сталь 10,20 (ГОСТ 1050-88) низколегированная сталь 10Г2(ГОСТ4543-71)или 09Г2С(ГОСТ 19281-89) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,8 оз предела текучести 1,55
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение таблицы Б.З
1 2 3 4 5 6
*Бесшовные трубы (ГОСТы 8733-74, ip В и 8734-75) из катанной заготовки 10-250 По сортаменту Углеродистая сталь 10,20 (ГОСТ 1050-88) низколегированная сталь 10Г2 (ГОСТ 4543-71) или 09Г2С(ГОСТ 19281-89) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 40% от временного сопротивления стали 1,55
Бесшовные трубы ГОСТ 9567-75 «повышенной точности» 25-426 По сортаменту Углеродистая сталь 10,20 (ГОСТ 1050-88) низколегированная сталь 10Г2 (ГОСТ 4543-71) или 09Г2С(ГОСТ 19281-89) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допуска емом напряжении 40% от временного сопротивления стали 1,55
Бесшовные трубы ГОСТ 550-75 с гарантией пункта 32 48-219 4-25 Углеродистая сталь 10,20 (ГОСТ 1050-88) низколегированная сталь 10Г2 (ГОСТ 4543-71) То же 1,55
Бесшовные горячедеформированные трубы ТУ 14-3-1618-89 168 245 273 325 426 159-325 14 9,10 20 9-12 9-11,16-18 По сортаменту, ГОСТ 8732-78 Низколегированная сталь 12ГФДА Низколегированная сталь 12ГА, 16ГА и 13 ГФА (ТУ 14-1-4944-90), углеродистая сталь (ГОСТ 1050-88), низколегированная сталь (ГОСТ 19281-89) Г идравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,8 от предела текучести 1,4
Бесшовные горячедеформированные трубы повышенного качества для ШФЛУ ТУ 14-3-1701-90 219,273,325,426 6-8 6-10 Углеродистая сталь (ГОСТ 380-94, ГОСТ 1050-88) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,95 от предела текучести 1,47
ФМ Мустафин, ЛИ Быков, Г Г Васильев
Продолжение таблицы Б.З
1 2 3 4 5 6
Электросварные трубы ТУ 14-3-1752-90 219,273,325,426 6-8 6-10 Углеродистая сталь 10 (ГОСТ 1050-88) ст 3 сп (ТУ 14-1-3579-83) Гидравлическое давление определяется ио формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,95 от предела текучести 1,47
Бесшовные холоднодеформи рован ные трубы ТУ 14-3-1578-88 10-250 По сортаменту ГОСТ 8734-75 Углеродистая сталь 20 (ГОСТ 1050-88) низколегированная сталь ЮГ2(ГОСТ4543-71) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напря жении 0,8 от предела текучести 1,47
Бесшовные горячедеформированные трубы ТУ 14-3-1577-88 57-426 4-22 Углеродистая сталь 20 (ГОСТ 1050-88) низколегированная сталь 10Г2 (ГОСТ 4543-71) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напря жении 0,8 о г предела текучести 1,47
Бесшовные горячедеформированные трубы ТУ 14-3-1486-87 351-426 9-16 Углеродистая сталь 20 (ГОСТ 1050-88) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,8 от предела текучести 1,47
Бесшовные горячедеформированные трубы ТУ 14-3-1760-91 159-426 По сортаменту ГОСТ 8732-78 Углеродистые, низколегиро ванные и легированные марки стали (ГОСТ 380-94, ГОСТ 1050-88, ГОСТ 19281-89, ГОСТ 4543-71) Г идравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напря жении 0,85 от предела текучести 1,4
Электросварные трубы ТУ 14-3-1948-2000 159-530 4-12 Низколегированная сталь класса прочности К46, К48, К50, К52, К55 (ГОСТ 19281-89, ТУ 14-106-502-96, ТУ 14-1-4358-87, ТУ 14-1-4598-89) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,95 от нормативного предела текучести 1,47
Технология сооружения газонефтепроводов
L/l
Os
Продолжение таблицы Б.З
1 2 3 4 5 6
Электросварные трубы ТУ 14-3-1471-87 146,159,168,219, 245,273,325,426, 377,530 4-8 Низколегированная сталь контролируемой прокатки 09Г2СГОСТ 19281-89, 08ГБЮ, 09ГБЮ, 08ГБЮТР ТУ 1-4358-87, 22ГЮ ТУ 14-1-4598-89 Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,95 от предела текучести 1,47
Электросварные трубы ТУ 14-3-1433-86 57-159 4-8 Углеродистая сталь (ГОСТ 380-94, ГОСТ 1050-88) ст. 10, ст. 20 Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,9 от предела текучести 1,55
Электросварные трубы ТУ 14-3-1399-95 219 273 325 377 426 4,8;5-8 4,8;5-8 4,8,5-10 6-10 6-10 Углеродистая сталь (ГОСТ 308-94, ГОСТ 1050-88) Ст Зсп,10сп,20сп Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,95 от предела текучести 1.47
Бесшовные трубы из катаной и кованой заготовки ТУ 14-3-1128-2000 102-159 273-426 4-14 8-25 в сортаменте ГОСТ 8732-78 09Г2С, 10Г2, Ст. 10, Ст.20 Углеродистая сталь 20 (ГОСТ 1050-98) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допус каемом напряжении 0,8 от предела текучести с определением ударной вяз кости на образцах Шарли при температурах от -20°, -34°,-40°, -60 °C Ультразву ковой или магнитно-индук ционный метод контроля. 1,4
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы Б.З
1 2 3 4 5 6
Бесшовные горячедеформированные трубы ТУ 1-14-95 AM. 26,9-356 2,6-36 Углеродистая сталь 10,20 (ГОСТ 1050-88). Низколегированная сталь 10Г2 (ГОСТ 4543-71), 09Г2С (ГОСТ 19281-89) и сталь типа К60 Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,9 от предела текучести 1,4
Бесшовные трубы для котлов и трубопроводов ТУ 14-3-460-75 10-426 По сортаменту Углеродистая сталь 20 (ГОСТ 1050-88) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,8 от предела текучести 1,4
Бесшовные горячедеформированные трубы ТУ 1-16,7-95 НС 26, 9-426 2, 6-36 Углеродистая сталь 10,20 (ГОСТ 1050-88). Низколегированная сталь 10Г2 (ГОСТ 4543-71), 09Г2С (ГОСТ 19281-89) и сталь типа К60 Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,9 от предела текучести 1,4
Электросварные трубы ТУ 14-3-377-99 159 168 219-273 325 426 3-6 3-6 4,5-8 508 6-14 **Углеродистая сталь (ГОСТ 380-94, ГОСТ 1050-88) Ст.Зсп,! Осп, 20 Г идравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,95 от предела текучести 1,47
Электросварные прямошовные трубы ТУ 14-ЗР-26-99 42 48 60 73,89,108 114 127 159 3,0-4,0 3,0-4,5 3,0-6,0 3,0-7,5 3,0-8,5 3,5-8,5 4,0-10,0 Углеродистая сталь (ГОСТ 1050-88) Ст.20. Низколегированная сталь марки 17Г1С по ТУ 14-106-502, 09Г2С по ГОСТ 19281.08ГБЮ и 09ГБЮ по ТУ 14-1-4538 с Изменением №1 Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,95 оз предела текучести 1,47
Технология сооружения газонефтепроводов
о©_______________________________________________________________________________________Окончание таблицы Б.З
1 г 3 4 5 6
Бесшовные трубы для установок высокого давления ТУ 14-3-251-74 12-299 4-22 Углеродистая сталь (ГОСТ 1050-88). низколегированная сталь (ГОСТ 19281-89) Гидравлическое давление определяется по формуле ГОСТа 3845-75 при допускаемом напряжении 0,8 от предела текучести 1,4
Примечание: *-область применения ограничена, см. главу 2 настоящей «Инструкции...».
** - при заказе электросварных труб 219-426 мм с толщиной стенки от 6 до 10 мм должны оговариваться требования по ударной вязкости КСУ при температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при эксплуатации.
*** - при заказе бесшовных труб 219 мм и выше должны оговариваться требования по ударной вязкости.
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Таблица Б.4. Применение труб из разных сталей в зависимости от температуры эксплуатации и
строительства трубопроводов
Марка стали Минимальная расчетная температура стенки труб яри эксплуатации Минимальная расчетная температура строительства
Диаметр менее 530 мм Давление до 31,4 МПа Диаметр 530-820 мм Давление до 9,8 МПа Диаметр 1020-1420 мм Давление до 9,8 МПа Диаметр до 530 мм Диаметр 530-1420 мм
Толщина стенки до 10 мм Толщина стенки 11-30 мм Толщина стенки до 12 мм Толщина стенки до 32 мм Толщина стенки до 32 мм
1 2 3 4 5 6 7
Ст.З сп. до-10°С до -5 °C - - до -40 °C -
Ст.Зсп.(С315Т) - - - доО°С - до -40 °C
Ст. 3 СП. (С345Т) - - доО°С - до -40 °C
Ст. 10 до -20 °C до-10°С - - до -60 °C -
Ст. 20 до -20 °C до-10°С - до-40 °C -
06ГФБАА - - - до -20 °C - до -60 °C
до -60 °C
07ГФБ-У - - - - - до-55 °C
08Г2ФБТ - - - до-15°С - до-60 °C
08Г2ФЮ - - - до-15°С - до -60 °C
08Г2Т - - - до -20 °C - до -60 °C
08Г2Т-У - - до-15°С до-60 °C -
08ГБЮ - - - до -20 °C - до -60 °C
до -40°С до -60 °C
08ГБЮТ до -20 °C - до-20 °C - до-60 °C -
до -40 °C
О8ГБЮТР до -20 °C - до-20 °C - до -60 °C -
09Г2 до -20 °C до-10°С до-20 °C - до -40 °C до-60 °C
09Г2С до -30 °C до-30 °C до -20 °C - до -60 °C до-60 °C
О9Г2СА до -40 °C - - до -60 °C -
Технология сооружения газонефтепроводов
580
Продолжение таблицы Б.4
I 2 3 4 5 6 7
09ГБЮ - - до -20 °C до -20 °C - до -60 °C
до -40 °C до -40 °C
09Г2ФБ - - - до -20 °C - до-60 °C
09Г2БТ - - - до-15°С - до -60 °C
09ГСБТ-У - - - до-15»С - до -60 °C
09Г2СФ до -20 °C до -20 °C - - до -60 °C -
09Г2СФБ до -60 °C до -60 °C - до-60 °C -
10Г2 до -20 °C до-10°С - - до-40 °C -
10Г2ФТ-У - - до-15°С - до-60 °C
10Г2Т - - - до-15°С до-60 °C -
10Г2БТ - - - до-15°С до -60 °C -
10Г2СБ - - до-20 °C до -20 °C до-60 °C
10Г2СФБ - - до -20 °C до -20 °C - до -60 °C
10Г2ФБ - - - до -20 °C до -60 °C до-60 °C
10Г2БТЮ - - - до -20 °C - до -60 °C
10Г2БТЮ2 - - до -20 °C - до -60 °C
10Г2ФБЮЗ - - - до -20 °C - до -60 °C
12ГФДА до -30 °C до -30 °C - - до -60 °C -
12ГА до -30 °C до -30 °C - - до -60 °C -
12ГСБ - - - до -20 °C - до-60 °C
12Г2С - - доО°С - - до -40 °C
12Г2СБ - - - до-20 °C - до-60 °C
13ГС - - - доО°С до-40 °C -
13ГС-У - - - до-15°С до -60 °C -
13Г1С-У - - - до-15°С до -60 °C -
13Г1СБ-У - до -20 °C - до -60 °C
13Г2АФ - - - до -5 °C - до -60 °C
13ГФА до -30 °C до -30 ОС - - до -60 °C -
16ГА до -30 “С до -30 °C - - до -60 °C -
16ГФБ до -5 °C до -5 °C - - до -40 °C -
Ф.М. Мустафин, Л И. Быков, Г.Г Васильев
Окончание таблицы Б 4
1 2 3 4 5 6 1 7
17ГС - - доО’С до -5 °C до -40 °C
17Г1С (термо обр) - - до-15°С до -15°С и выше - до -60 °C
17Г1С (не термо обр ) - - доО°С до -5 °C - до -40 °C
17Г1С-У - - - до 0 °C и выше - до -40 °C
17Г1С-У (термо обр) - - - до-5°С - до -60 °C
Импортные стали с гарантированной ударной вязкостью на образцах КС11 при / -60 °C и на образцах КСУ при 1 -20 °C до-20 °C до -20 °C до -60 °C
Импортные стали с гарантированной ударной вязкостью на образцах КС11 при 1 -60 °C и на образцах КСУ при 1 -40 °C до -40 °C до -40 °C до -60 °C
Примечание: * Для труб с толщиной стенки до 10 мм допускается применение полу спокойной стали с температурой эксплуатации и
строительства на 10 °C выше указанной в таблице
оо
Технология сооружения газонефтепроводов
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г. Васильев
ПРИЛОЖЕНИЕ В
Категории участков магистральных трубопроводов
Назначение участков трубопроводов Категория участков при прокладке
газопроводов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
подземной наземной надземной подземной наземной надземной
1 2 3 4 5 6 7
1. Переходы через водные преграды: а) судоходные — в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм: 1000 и более 1 I В В
менее 1000 б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более — в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от I I I I
среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм’ 1000 и более I I В 1
менее 1000 I - I I - I
в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м—в русловой части, оросительные и деривационные I II 1 I
каналы
г) горные потоки (реки) д) поймы рек по горизонту I - 11 I - I
высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода, мм: 700 и более I II I I
менее 700 II - 11 I - I
е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ной обеспеченности I II
2. Переходы через болота типа: а)1 III III III II, III1 II, III1 II, III1
б) II 11 III III II II III
в) III I II II В в I
582
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение приложения В
1 2 3 4 5 6 7
3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах): а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 40 м I - I I - I
каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи
земляного полотна дороги б) подъездные железные дороги I - п III - II
промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей в) автомобильные дороги I и П категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе I - I I - I
стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки
земляного полотна дороги г) автомобильные дороги 11, Ш-п, I I III - 1
IV , IV-n категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки
выемки земляного полотна
дороги д) автомобильные дороги V Ш ш ш - Ш
категории, включая участки длиной 15м по обе стороны
дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного
полотна
е) участки трубопроводов в
пределах расстояний, указанных в табл. 4, примыкающие к переходам: через все железные дороги и автомобильные дороги I и II категорий II и II III II II
через автомобильные дороги Ш, Ш-п, IV, IV-n и V категорий ш ш III ш - III
4. Трубопроводы в горной III III - II II -
местности при укладке: а) на полках б) в тоннелях I I I I
583
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение приложения В
1 2 3 4 5 6 7
5. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь Ш 111 111 ш ш III
6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям: а) хлопковых и рисовых плантаций б) прочих сельскохозяйственных культур 11 III - - 11 III - -
7. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1 п II п II II 11
8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты II II II - II
9*. Узлы установки линейной арматуры(за исключением участков категорий В и 1) II II II ш - -
10. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категории В и I) 11 II II
11 .Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков II категории, приведенных в поз. 3 а ш ш ш ш ш III
12. Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ, установок очистки и осушки газа, головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в поз 5 табл 4 I I II I
13,Межпромысловые коллекторы II II II - - -
И.Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним I I I I I 1
15.Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов в в в - - -
584
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение приложения В
1 2 3 4 5 6 7
16*.Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС. НПС. УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа В в В I I I
17*.Узлы подключения в газопровод, участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территории указанных сооружений I 1 I
18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз. 8 табл. 4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м И II п
19.Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны I 1 I - - -
20. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации II II
21. Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз. 20, и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см2) и более нефтепроводов диаметром свыше 700 мм в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации I II
585
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение приложения В
1 2 3 4 5 6 7
22. Пересечения (в обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз. 12 табл. 4*, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:
а) 500 и более I I I I 1 -
б) от 330 до 500 II II II II II -
в) до 330 III III III III III -
23.Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям 11 11 11 11 II 11
24. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи III III III III III III
25. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, прокладываемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов, имеющих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре труб до 1000 мм включ.; до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм I (без гидравли I предварит ческого и на трассе I ельного зпытания
26*. Газопроводы, нефте- и II II II II 1 II II
нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14 ,15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м по обе стороны от них (если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)
586
Технология сооружения газонефтепроводов
Окончание приложения В
Примечания: 1. Категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды, при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию.
2. Типы болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП П1-42-80*.
3. При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот.
4. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап.
5*. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося сооружения, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз. 20 и 21 ,и при параллельной прокладке в соответствии с поз. 26*, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.
6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с поз. 3.
7. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.
8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дн.) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований поз. 1 д для газопроводов не обязательно.
9. Категорийность участков трубопроводов на переходах через водохранилища, пруды, озера следует принимать:
для судоходных — по поз. 1 а;
для несудоходных — по поз. 16 и 1в.
10. Знак «-» в таблице означает, что категория не регламентируется.
587
ПРИЛОЖЕНИЕ Г
Минимальные расстояния от оси трубопровода до близлежащих объектов_______
Объекты, здания и сооружения Минимальные расстояния, м 01 оси
газопроводов нефтепроводов и нефтепродукт опроводов
класса
I 1 11 IV III II 1
условным диаметром, мм
300 и менее св. 300 до 600 СВ. 600 до 800 СВ. 800 до 1000 СВ 1000 ДО 1200 св 1200 до 1400 300 и мене е св. 300 300 и менее СВ. 300 ДО 500 св. 500 до 1000 св. 1000 ДО 1400
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1. Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; тепличные комбинаты и хозяйства; тицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.) ; жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов; очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м3; автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения мног ©канальной радиорелейной линии связи Министерства связи России и других ведомств: телевизионные башни 100 150 200 250 300 350 75 125 75 100 150 200
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г.
Продолжение приложения Г
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и 12 13
2. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: жилые здания 1—2-этажные; садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков, кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые 75 125 150 200 225 250 75 100 50 50 75 100
станы
3. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; канализационные сооружения; железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги Ш-п, IV, IV-n и V категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод 30 50 100 150 175 200 30 50 30 30 30 50
4. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, Ш-п, IV, IV-n категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению) 75 125 150 200 225 250 75 125 75 100 150 200
5. Территории НПС, КС, установок комплексной подготовки нефти и газа, СПХГ, групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых газораспределительных станций (ПГРС), установок очистки и осушки газа 75 125 150 200 225 250 75 125 30 30 50 50
6 Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов 50 50 100 150 175 200 50 50 50 50 50 50
7 При прокладке подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
выше по течению:
от мостов железных и автомобильных дорог, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений - - - - - - - - 300 300 300 500
от пристаней и речных вокзалов - - - - - - - - 1000 1000 1000 1500
от водозаборов - - - - - - - - 3000 3000 3000 3000
8. Территории ГРС, автоматизированных газораспределительных станций (АГРС), регуляторных станций, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:
Продолжение приложения Г
1 а) городов; населенных пунктов; предприятий; отдельных зданий и сооружений; других потребителей б) объектов газопровода (пунктов замера расхода газа, термоэлектрогенераторов и т.д.) 2 50 25 3 75 25 4 100 25 5 125 25 6 150 25 7 175 25 8 50 25 9 75 25 10 11 12 13
9. Автоматизированные электростанции с термоэлектрогенераторами; аппаратура связи, телемеханики и автоматики Не менее 15 от крайней нитки
10. Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод; водозаборные сооружения и станции оросительных систем 25 25 25 25 25 25 25 25 75 100 150 200
11*. Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов В соответствии с требованиями специальных нормативных документов . утвержденных в установленном порядке , и по согласованию с органами государственного надзора, министерствами и ведомствами, в ведении которых находятся указанные объекты
12. Воздушные линии элеюропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы; опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более В соответствии с требованиями „Правил устройства электроустановок”, утвержденных Мин энерго СССР
13 Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата из трубопровода 50 75 75 75 100 100 50 50 30 30 50 50
14. Кабели междугородной связи и силовые электрокабели 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
15. Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15
16. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
17. Притрассовые постоянные дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов Не менее 10
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Окончание приложения Г
’Примечания : 1. Расстояния, указанные в таблице, следует принимать, для городов и других населенных пунктов —от проектной городской черты на расчетный срок 20—25 лет; для отдельных промышленных предприятии, железнодорожных станций, аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горючих и легковоспламеняющихся материалов, артезианских скважин — от границ отведенных им территорий с учетом их развития; для железных дорог — от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но не менее 10 м от границы полосы отвода дороги; для автомобильных дорог—от подошвы насыпи земляного полотна; для всех мостов—от подошвы конусов; для отдельно стоящих зданий и строений — от ближайших выступающих их частей.
2. Под отдельно стоящим зданием или строением следует понимать здание или строение, расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее 50 м от ближайших к нему зданий или сооружений.
3 Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такие же, как от соответствующих дорог.
4. При соответствующем обосновании допускается сокращать указанные в гр. 3—9 таблицы (за исключением поз. 5, 8, 10, 13—16) и в гр. 2 только для поз. 1—6 расстояния от газопроводов не более, чем на 30 % при условии отнесения участков трубопроводов ко II категории со 100%-ным контролем монтажных сварных соединений рентгеновскими или гамма-лучами и не более, чем на 50 % при отнесении их к категории В, при этом указанные в поз. 3 расстояния допускается сокращать не более, чем на 30 % при условии отнесения участков трубопроводов к категории В.
Указанные в поз. 1, 4 и 10 расстояния для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается сокращать не более, чем на 30 % при условии увеличения номинальной (расчетной) толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние.
5. Минимальные расстояния от оси газопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в поз. 1, следует принимать увеличенными в 2 раза, а поз. 2—6,8—10 и 13— в 1,5 раза. Данное требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150 м.
6 Расстояния до объектов, отсутствующих в данной таблице, следует принимать по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора и заинтересованными организациями.
7. При расположении зданий и сооружений на отметках выше отметок нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшение указанных в поз. 1,2,4 и 10 расстояний до 25 % при условии, что принятые расстояния должны быть не менее 50 м.
8. При надземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускаемые минимальные расстояния оз населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до оси трубопроводов следует принимать по табл. 4* как для подземных нефтепроводов, но не менее 50 м.
9. Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог допускается сокращать на 30 %
Позицию 10 исключить.
11. Указанные в поз. 7 минимальные расстояния от подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшать до 50 % при укладке этих трубопроводов в стальных футлярах.
12. Газопроводы и другие объекты, из которых возможен выброс или утечка газа в атмосферу, должны располагаться за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам.
13. Знак «-» в таблице означает, что расстояние не регламентируется.
Технология сооружения газонефтепроводов
ПРИЛОЖЕНИЕ Д
Таблица Д, 1. Конструкции защитных покрытий
Условия нанесения Номер конструк ции Толщина защитного покрытия, мм, не менее для труб диаметром Максимальна я температура эксплуатации, К (°C) Структура защитного покрытия
273 530 820 1420
1 2 3 4 5 6 7 8
1. Защитные покрытия усиленного типа
Заводское или базовое 1 2,0 2,2 2,5 3,0 333(60) Трехслойное полимерное: грунтовка на основе термореактивных смол; термоплавкий полимерный подслой; полимерный подслой на основе экструдированною полиолефина
2 2,0 2,2 2,5 3,0 333(60) Двухслойное полимерное: термоплавкий полимерный подслой; полимерный подслой на основе экструдированного полиолефина
Заводское, базовое или трассовое 3 1,5 2,0 2,0 2,0 353 (50) На основе полиуретановых смол
Заводское или базовое 4 0,35 0,35 0,35 - 353 (80) На основе эпоксидных красок
5 0,3 0,4 0,3 0,4 423 (150) 423 (150) Стеклоэмалевое: однослойное; двухслойное
6 2,5 3,0 313(40) Комбинированное на основе мастики и экструдированного полиолефина: грунтовка битумная или битумно-полимерная; мастика битумная или асфальто-смолистая, модифицированная толщиной не менее 0,5 мм; защитный слой на основе экструдированного полиолефина
7 2,2 2,5 2,8 3,5 313(40) Комбинированное на основе полимерной ленты и экструдированного полиолефина: грунтовка полимерная; лента изоляционная липкая толщиной не менее 0,45 мм в один слой; защитный слой на основе экструдированного полиолефина
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы Д.1
1 2 3 4 5 6 7 8
8 1,2 1,8 2,0 2,4 373(100) На основе термоусаживающихся материалов
Базовое 9 1,2 1,8 2,4 - 313(40) Ленточное полимерное: грунтовка полимерная; лента изоляционная липкая толщиной не менее 0,6 мм; обертка защитная полимерная липкая толщиной не менее 0,6 мм
10 1,2 1,8 2,4 353 (80) Ленточное полимерное термостойкое: грунтовка полимерная; лента изоляционная термостойкая толщиной не менее 0,6 мм, обертка защитная термостойкая толщиной не .менее 0,6 мм или армированная стеклотканью с липким слоем
11 5,0 для всех труб до 1220 мм включительно 313(40) Мастичное полимерное армированное: грунтовка полимерная; мастика изоляционная битумно-полимерная толщиной не менее 2,0 мм; нитепрошивная стеклосетка, пропитанная битумно-полимерной мастикой толщиной не менее 1,8 мм; лента изоляционная липкая, толщиной не менее 0,6 мм; обертка защитная полимерная толщиной не менее 0,6 мм в один слой
Трассовое или базовое 12 6,0 6,0 6,0 313(40) Мастичное: грунтовка битумная или битумно-полимерная; мастика изоляционная битумная, битумно-полимерная или на основе асфальто-смолистых соединений толщиной не менее 3,0 мм; рулонный армирующий материал, мастика изоляционная битумная, битумно-полимерная или на основе асфальтосмолистых соединений толщиной не менее 3,0 мм; рулонный армирующий материал; обертка защитная
Трассовое 13 4,0 4,0 4,0 313 (40) Комбинированное на основе мастики и полимерной ленты: грунтовка битумно-полимерная; мастика изоляционная на основе битума или асфальто-смолистых соединений; лента полимерная толщиной не менее 0,4 мм; обертка защитная полимерная толщиной не менее 0,5 мм
14 1,2 1,2 1,2 2,0 373 (100) На основе термоусаживающихся материалов
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение таблицы Д. 1
1 2 3 4 5 6 7 8
15 1,2 1,2 1,2 - 313(40) Ленточное полимерное: грунтовка полимерная; лента изоляционная полимерная липкая толщиной не менее 0,6 мм; обертка защитная полимерная липкая толщиной не менее 0,6 мм
16 1,8 1,8 1,8 1,8 313(40) Ленточное полимерное: грунтовка полимерная; лента изоляционная полимерная липкая толщиной не менее 0,6 мм в два слоя; обертка защитная полимерная липкая толщиной не менее 0,6 мм
17 1,2 1,2 1,2 353(80) Ленточное полимерное термостойкое: грунтовка полимерная; лента изоляционная термостойкая полимерная толщиной не менее 0,6 мм; обертка защитная термостойкая толщиной не менее 0,6 мм или армированная стеклотканью с липким слоем
Трассовое 18 3,0 3,0 3,0 3,6 313(40) Ленточное полимерно-битумное: грунтовка битумно-полимерная; лента битумно-полимерная толщиной не менее 1,5 мм в два слоя; обертка защитная полимерная липкая толщиной не менее 0,6 мм
19 1,2 1,2 1,2 1,8 313(40) Ленточное полимерное с вулканизирующимся слоем (адгезивом): грунтовка полимерная вулканизирующаяся; лента изоляционная полимерная с вулканизирующимся слоем толщиной не менее 0,6 мм в один или два слоя; обертка защитная полимерная липкая толщиной не менее 0,6 мм в один слой.
2, Защитные покрытия нормального типа
Трассовое 20 1,2 1,2 1,2 303 (30) Ленточное: грунтовка полимерная или битумно-полимерная; лента изоляционная полимерная липкая в один или два слоя общей толщиной не менее 0,7 мм; обертка защитная полимерная толщиной не менее 0,5 мм
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы Д. 1
1 2 3 4 5 6 7 8
21 2,0 2,0 2,0 - 313(40) Ленточное полимерно-битумное: грунтовка битумно-полимерная; лента битумно-полимерная толщиной не менее 1,5 мм; обертка защитная полимерная толщиной не менее 0,5 мм
22 4,0 4,0 4,0 303 (30) Мастичное: грунтовка битумно-полимерная; мастика изоляционная на основе битумов или мастика изоляционная битумно-полимерная толщиной не менее 2,0 мм; рулонный армирующий материал; обертка защитная
Таблица Д.2. Требования к защитным покрытиям усиленного типа
„ Единица .. ..
Показатель Норма Метод испытании
измерения г
Номер покрытия по табл. 7.15
595
Таблица Д.2. Требования к защитным покрытиям усиленного типа
Показатель Единица измерения Норма Метод испытаний Номер покрытия по табл. 7.15
1 2 3 4 5
Прочность при разрыве, не менее, при температуре:
293 К (20 °C) МПа 12,0 ГОСТ 11262 1,2, 3,8, 14
10,0 ГОСТ 11262 1,2,6, 7, 10, 17
18,0 ГОСТ 14236 9, 10, 15, 16, 17, 19
333 К (60 °C) 10,0 ГОСТ 11262 1,2, 8, 14
353 К (80 °C) 10,0 ГОСТ 14236 10, 17
383 К(110°С) 8,0 ГОСТ 11262 8, 14
Относительное удлинение при разрыве, не менее, при температуре: 200 ГОСТ 11262 1,2, 6, 7, 14
293 К (20 °C) % 200 ГОСТ 11262 9, 10, 15, 16, 17, 19
5 ГОСТ 18299 4
20 ГОСТ 11262 3
233 К (минус 40 °C) 100 ГОСТ 11262 1,2,7, 8, 14
100 ГОСТ 14236 9, 10, 15, 16
Изменение относительного удлинения при % 25 ГОСТ 11262 1,2,3, 6,7,8, 14
разрыве, после выдержки при 383 К (110 °C) в течение 1000 ч ГОСТ 14236 9, 10, 15, 16.17, 19
Температура хрупкости, не выше К (°C) 213 (-60) ГОСТ 16783 9, 10, 14, 15,16, 17, 19
Технология сооружения газонефтепроводов
S Продолжение таблицы Д.2
1 2 3 4 5
Температура хрупкости мастичного слоя, не выше К (°C) 253 (-20) 263 (-10) ГОСТ 2678 6,11,18 12, 13
Стойкость к растрескиванию при температуре 323 К (50 °C), не менее ч 1000 ГОСТ 13518 Для покрытий с толщиной полиолефинового слоя не менее 1 мм 1,2,6,7, 8, 14
Стойкость к воздействию УФ-радиации в потоке 600 кВ г • ч/м при температуре 323 К (50 °C), не менее ч 500 ГОСТ 16783 1,2, 6, 7, 8, 9, 10
Прочность при ударе, не менее, при температуре: 233-313 К (-40-+ 40 °C) до 313 К (40 °C) 293 К (20 °C) Дж Дж/мм толщины покрытия 10,0 8,0 6,0 4,0 4,0 6,0 5,0 ГОСТ Р 51164-98 Для всех покрытий заводского нанесения (кроме 1,2), для труб диаметром 1020 мм и более До 820 мм До 530 мм До 273 мм Для всех покрытий трассового нанесения 1,2 (для труб диаметром 1220 мм и более) 1,2 (для труб диаметром до 1220 мм)
Адгезия в нахлесте при температуре 293 К (20 °C), не менее ленты к ленте обертки к ленте слоя экструдированного полиолефина к ленте Н/см 7,0 35,0 5,0 15,0 ГОСТ Р 51164-98 9, 10, 14, 15, 16, 17, 18 8,14,19 9, 10, 14, 15, 16, 17, 18 7 (для труб диаметром 530 мм и выше)
Ф М. Мустафин, Л.И. Быков, Г Г. Васильев
Продолжение таблицы Д.2
1 2 3 4 5
Адгезия к стали, не менее, при температуре.
293 К (20 °C) Н/см 70,0 ГОСТ 411 (Метод А) 1,2 (1220 мм и более)
1,2 (820-1020 мм)
50,0 1,2, 8, 14
35,0 19
25,0 ГОСТ 411 (Метод В) 7, 9, 10. 15, 16, 17
20,0
293 К (20 °C) Балл 1 ГОСТ 15140 3,4
МПа 0,1 ГОСТ 14759 6, 13, 18
0,2 Приложение Б 11. 12
313 К (40 °C) Н/см 50,0 ГОСТ 411 (Метод А) 1,2 (1220 мм и более)
20,0 1,2, 8.14, 19
10,0 7, 9, 15, 16
333 К (60 °C) Н/см 30,0 ГОСТ 411 (Метод А) 1, 2 (1220 мм и более)
9,0 1, 2 (для груб диаметром
до 1220 мм)
353 К (80 °C) Н/см 9,0 ГОСТ 411 (Метод А) 8, 14
9,0 ГОСТ 411 (МетодБ) 10. 17
Балл 1 ГОСТ 15140 3,4
373 К (100 °C) Н/см 9,0 ГОСТ 411 (Метод А) 8, 14
258 К (минус 15 °C) МПа 0,2 ГОСТ 14759 6, 13, 18
Адгезия к стали, не менее, после выдержки в воде 1000 ч при температуре 1, 2, 19 (1220 мм и более)
293 К (20 °C) Н/см 50,0 ГОСТ 411 (Метод А)
35,0 ГОСТ 411 (Метод А) 1,2, 19(820-1020 мм)
30,0 ГОСТ 411 (Метод А) 1,2, 8, 14, 19
15,0 ГОСТ 411 (Метод В) 9, 10, 15, 16, 17
293 К (20 °C) Балл 1 ГОСТ 15140 3,4
313 К (40 °C) Н/см 50,0 ГОСТ 411 (Метод А) 1, 2, (1220 мм и более)
35,0 1,2, (820-1020 мм)
30,0 ГОСТ 411 (Метод А) 1,2,8, 14
15,0 ГОСТ 411 (Метод В) 7, 9, 15, 16
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение таблицы Д.2
1 2 з 4 5
323 К (50 °C) Балл 1 ГОСТ 15140 3,4
333 К (60 °C) Н/см 50,0 35,0 30,0 ГОСТ 411 (Метод А) 1, 2, (1220 мм и более) 1,2, (820-1020 мм) 1,2, 8, 14
371 К (98 °C) Н/см 15,0 ГОСТ 411 (Метод В) 10,17
Адгезия к стали после выдержки на воздухе 1000 я при Н/см 20,0 ГОСТ 411 (Метод В) 7, 9, 10, 14, 16, 17
температуре 373 К (100 °C)
Грибостойкость, не менее Балл 2 ГОСТ 9048, ГОСТ 9050, ГОСТ 9052 Для всех покрытий усиленного типа
Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, не более, при температуре:
293 К (20 °C) см‘ 4,0 5,0 5,0 8,0 ГОСТ Р 51164-98 1,2,3.19(1220 мм и более) Для всех покрытий труб диаметром до 1020 мм 8, 14 1,2,3,19 (1220 мм и более)
313 К (40 °C) 333 К (60 °C) 353 К (80 °C) см2 10,0 10,0 10,0 15,0 15,0 20,0 80,0 Для всех покрытий труб диаметром до 1020 мм 8,14 1,2, 3, (1220 мм и более) Для всех покрытий труб диаметром до 1020 мм 8, 14 8, 10, 14,17 3,4
Ф М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы Д.2
1 2 3 4 5
Переходное сопротивление покрытия в 3 %-ном растворе NaCl при 273 К (0 °C), не менее: исходное продолжение через 100 сут выдержки Ом • м2 10” ю8 10’ 10’ ГОСТ Р 51164-98 1,2, 8, 14 3,4, 6, 7, 10, 11, 12, 13, 15, 16, 17, 18, 19 1,2, 8, 14 3,4, 6, 7, 10, 11, 12, 13, 15, 16, 17, 18, 19
Сопротивление изоляции на законченных строительством и засыпанных участках трубопроводов при температуре не менее 273 К (0 °C) Ом м2 3 10' 1 10s 5 104 ГОСТ Р 51164-98 1,2. 3, 8, 14 4, 6, 7, 10, 13, 15, 16, 17, 19 11, 12, 18
Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении кВ/мм 5 Искровой дефектоскоп Все покрытия кроме 4, 5
Сопротивление пенетрации (вдавливанию), не более, при температуре: до 293 К (20 °C) свыше 293 К (20 °C) мм 0,2 0,3 ГОСТ Р 51164-98 Для всех покрытий Для всех покрытий диаметром 1220 и более
Водопоглощение ленты или обертки в течение 1000 ч при 293 К (20 °C), не более % 0,5 ГОСТ 4650 7, 9, 10, 15, 16, 17, 19
Влагопоглощение через 1000 ч при 293 К (20 °C), не более % 5 ГОСТ 4650 3
600
Таблица Д.З. Требования к защитным покрытиям нормального типа
Показатель Единица измерения Норма Метод испытаний
Прочность при разрыве, не менее, обертки изоляционной ленты Н/см 70 50 ГОСТ 1423
Относительное удлинение при разрыве ленты, обертки, не менее % 80 ГОСТ 14236
Изменение относительно, о удлинения при разрыве ленты, обертки, после выдержки при 373 К (100 °C) в воде в течение 1000ч, не более % 10 ГОСТ 14236
Адгезия к стали, не менее, для покрытий: ленточных мастичных Н/см МПа 10,0 0,2 ГОСТ 411 (Метод В) ГОСТР 51164-98
Г рибостойкость Балл 2 ГОСТ 9048, ГОСТ 9052
Водопоглощение ленты и обертки, не более, в течение 1000 ч при 293 К (20 °C) % 0,5 ГОСТ 4650
Переходное сопротивление покрытия в 3 %-ном растворе NaCl при 293 К (20 °C), не менее: исходное через 100 сут Ом • м" 5 10" 5 10" ГОСТР 51164-98
Сопротивление изоляции на -законченных строительством участках трубопровода при температуре не ниже 273 К (О °C), не менее Ом • м' 5 104 ГОСТР 51164-98
Диэлектрическая сплошность Отсутствие пробоя электрическим током при напряжении кВ/мм 5 Искровой дефектоскоп
Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, не более, при 293 К (20 °C) см2 10 ГОСТР 51164-98
Температура хрупкости, не выше К (°C) 253 К (минус 20 °C) ГОСТ 16783
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Технология сооружения газонефтепроводов
Приложение Е
Нормы проведения испытаний в зависимости от категории участка трубопровода [90]
Назначение участков магистральных трубопроводов Этапы испытания на прочность и проверки на герметичность Давление при испытании на прочность Продолжительность при испытании на прочность, ч
гидравлическим способом пнев- мати- чес- ким спосо- бом гид-равли-чес-ким способом пнев-мати- чес- ким способом
в верхней точке, не менее в нижней точке
В Газопроводы внутри зданий и в пределах территорий компрессорных и распределительных станций, станции подземного хранения газа, а также трубопроводы топливного и пускового газа После укладки и засыпки или крепления на опорах(при технической возможности с подключенным и агрегатами и аппаратами) -Рзаю(В) Не испытываются 24
в, I Переходы нефте-нефтепродуктопро-водов и через водные преграды и прилегающие прибрежные участки Первый этап — после сварки на стапеле или площадке, но до изоляции (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств) Второй этап — после укладки, но до засыпки для трубопроводов категории: Рзав(В) или Рзав® То же 6
601
Ф М. Мустафин, Л.И Быков, Г Г Васильев
Продолжение приложения Е
категории В I Третий этап — одновременно с прилегающими участками категорий: I II III—IV 1,5Рра6 1,25рра6 1>25ррлб МРраб Аав(®) РзавО) Рзав (I- П) Рз&ъ (III—IV) fl Не испытываются То же 12 12 24 24 —
I Нефте- и нефте-продуктопроводы внутри зданий и в пределах территорий перекачивающих насосных станций После укладки) и засыпки или крепления на опорах(при технической возможности с подключенными агрегатами и аппаратами Лав(1) к 24
I Узлы подключения перекачивающих насосных и компрессор ных станций, всасывающие и нагнетающие трубопроводы, а также узлы пуска и приема очистных устройств между охранными кранами газопроводов или между задвижкам инефте- и нефте-продуктопроводов Первый этап — после укладки и засыпки или крепления на опорах Второй этап — Одновременно с прилегающими участками категорий: I—II III—IV U5ppd6 1 Лрраб РзавО) Рзав (HD Рзав (III—IV) 1! II 11 24 24 24 —
I Переходы магистральных газопроводов через водные преграды и прилегающие Первый этап — после сварки на стапеле или на площадке, но до изоляции рзав(1) Не испытываются 6
602
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение приложения Е
прибрежные участки (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств) Второй этап — после укладки, но до засыпки Третий этап — Одновременно с прилегающими 1,25рра6 Рзяв(1) 1 12 12
участками категорий: I—II 1-25/>раб Рзав (I—II) 24 12
III—IV 1 ’ ^раб Рзав (III—IV) Шраб 24 12
I Переходы через Первый этап — — Рзав(^) Не 24 —
железнодорожные и до укладки и иены-
автомобильные до- засыпки или тыва-
роги; пересечения с крепления на ются
воздушными линия- опорах
ми электропередачи Второй этап —
напряжением Одновременно с
> 500 кВ прилегающими участками категорий: I—II 1,25рра6 Рзав 1>1Рра6 24 12
(I—II) (только газопро-
III—IV воды) 24 12
I, Переходы газо-, Одновременно с
II нефте- и нефтепро- прилегающими
дуктопроводов участками кате-
через болота торий (если тре-
III типа бования об ис-
пытании в два
этапа специально не оговорены проектом): I—II 1,25рра6 Рзав То же 24
603
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г.Г Васильев
Окончание приложения Е
III IV 1 Д.Рра6 (I-II) Рзав (III—IV) п 24 12
I, II Участки нефте- и нефтепродуктопроводов протяженностью не менее расстояния между соседними линейными задвижками Первый этап — после укладки и засыпки или крепления на опорах Второй этап — одновременно с прилегающими участками категорий: I—II III—IV 1,25рра6 1,25рра6 I’IРраб Рзав (I—II) Лав (I—II) Лав (III—IV) То же It 24 24 24 —
II, III IV Участки трубопроводов, кроме указанных выше 1 ’ 1.Рра6 Лав (III—IV) 1,1Рраб (только газопроводы) 24 12
II- IV Трубопроводы или их участки, построенные из цельнотянутых труб — 1,25рра6 Ь^Рраб’ но не выше Лав МРраб (только газопроводы) 24 12
Примечания. 1. Условные обозначения: рзав(В), рзав(1), рзав(Ш—IV) — гарантированные заводом испытательные давления без учета осевого подпора, определяемые по ТУ на трубы, уложенные на участках категорий; рраб — рабочее (нормативное) давление, устанавливаемое проектом.
2. Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 ч.
3. При совместном испытании на прочность участков I (И) с участками III (IV) категорий нижняя точка принимается на участке III (IV) категории, причем испытательное давление в любой точке этих участков не должно превышать значения заводского испытательного давления.
4. Временные трубопроводы для подключения наполнительных, опрессовочных агрегатов и компрессоров должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на рабочее давление с коэффициентом 1,25 (испытываемых трубопроводов). 5. Давление при проверке на герметичность принимается равным рраб.
604
Технология сооружения газонефтепроводов
Приложение Ж Табл. Ж1
Рекомендуемое оснащение бригады по монтажу устройств ЭХЗ
№ п/п Наименование Марка, тип, ГОСТ Техническая характеристика Количество
1 Экскаватор с Емкость ковша
бульдозерным отвалом ЭЩ—2621 0,25 м3 1
2 Экскаватор цепной 1
с бульдозерным Число
отвалом ЭТЦ—165А посадочных 1
3 Микроавтобус УА3^152В мест — 10
4 Комплекты обору- В соответствии
дования для термит- с инструкцией 1
ной сварки и для пайки проводов по эксплуатации
5 Одноковшовый
погрузчик ПМТС —06 1
6 Электрическая (механи-
ческая) трамбовка ИЭ^Л505А 1
7 Клещи ручные опресовочные ПК—1 1
8 Комплект инструментов электромонтажника ХОЛИДЕЙ 1
9 Искровой дефектоскоп 1
10 Контактный термометр ТП—1 1
11 Омметр ГОСТ 8.366—79 1
12 Горелка пропановая 1
13 Шланг пропановый м 20
14 Нивелир Н05, СОККИА,
ТОПКОН 1
14 Нивелир Н05, СОККИА,
ТОПКОН 1
15 Теодолит 1
16 GPS 1
17 Рулетка стальная ЗПКЗ—5 УТ/1 ГОСТ 7502—98 Длина 5 м 1
18 Рейка мерная с
сантиметровой шкалой 1
19 Щетка по металлу 2
20 Скребок 2
605
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Окончание табл. Ж1
21 Ведро металлическое с крышкой Объем 10—12 л. 1
22 Сосуд для приготовления В соответствии с
эпоксидного компаунда инструкцией по приготовлению
эпоксидного
компаунда 1
23 Емкость для приготовления бетонной смеси Металлический ящик
объемом до 0,3 м3
24 Инвентарные распорки ЦНИИОМТП 3
25 Инвентарная опалубка Труба диаметром 400 мм, длинной 450 мм, разрезанная
вдоль 1
26 Молоток ГОСТ11042-90 1
27 Лопата ГОСТ 19596—87* 2
28 Кисть ГОСТ 10597—87*
КР—50 3
29 Трамбовка ручная ГОСТ 11778—78* 2
30 Баллон пропановый 1
31 Инвентарная прис-
тавная лестница ЦНИИОМТП, Длина не менее
р.ч. 325700.00 3 м. 1
32 Отвес строительный ГОСТ 7948—80 1
33 Носилки ручные 1
34 Воронка для заполнения В соответствии
изоляционной муфты с инструкцией
эпоксидной смолой по применению эпоксидной смолы 1
35 Кельма ГОСТ 9533—81 1
606
Технология сооружения газонефтепроводов
Таблица Ж2.
Примерная потребность в материалах при сооружении отдельных устройств ЭХЗ
Наименование Кол-во Примечание
Установка электрода и датчика
1. Электрод сравнения с кабельными выводами, шт. 2. Датчик электрохимии-ческого потенциала с кабельными выводами, шт. 4. Мягкий грунт с размерами твердых включений до 10 мм, м3 1 1 От 0,3 м3 до 1,0м3 Тип и марка определяется рабочей документацией Тип и марка определяется рабочей документацией Объем материала зависит от диаметра трубопровода, у которого устанавливается датчик и электрод
Присоединение кабеля к трубопроводу, в том числе в точке дренажа с изоляцией мест присоединения
5. Кабель с медной 250 м Уточняется по рабочей
жилой 1x10, м документации
6. Кабель с медной Уточняется по рабочей
жилой 1x35, м документации
7. Стержень для пайки, гладкий Тип и марка определяется
и кабельный наконечник 10 рабочей документацией
8. Праймер (грунтовка), кг 1,0 Тип и марка определяется рабочей документацией
9. Аппликатор, шт 10. Плавкий карандаш для ремонта мест повреждений изо- 10
ляционного покрытия, комплект 1
11. Газ пропан сжиженный, кг 12. Асбест листовой или 2
паронит, м2 0,5
13. Цветные термоусажи-
вающиеся манжеты, шт 10
14. Металлические штыри, шт 8 Из отходов арматуры диаметром 10—14 мм, длина 0,7 мм
607
Ф.М Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение табл. Ж2
15. Вешки деревянные, шт 8 | Длина 2 м, диаметр 50—60 мм
Прокладка кабеля от СКЗ до точки дренажа
16. Кабель с медной жилой 1x35, м 17. Песок строительный или мягкий грунт, м3 18. Цветные термоусаживающиеся манжеты, шт 19. Металлические штыри, шт 20. Вешки деревянные, шт 2 2 2 Учтен в разделе присоединения кабеля к трубопроводу Уточняется по рабочей документации в зависимости от длины траншей
Прокладка кабеля от СКЗ до анодного заземления
21. Кабель с медной жилой 1x50, м 22. Песок строительный или мягкий грунт, м3 23. Цветные термоусаживающиеся манжеты, шт 24. Металлические штыри, шт 25. Вешки деревянные, шт 2 2 Учтен в разделе присоединения кабеля к трубопроводу Уточняется по рабочей документации в зависимости от длины траншей Из отходов арматуры диаметром 10—14 мм, длина 0,7 мм Длина 2 м, диаметр 50—60 мм
Установка и монтаж КИП
26. Контрольно-измерительный Тип и марка определяется
пункт типа соединительная коробка, шт 2 рабочей документацией
27. Опорные стойки коробки КИП, шт 4 Тип и марка определяется рабочей документацией
28. Кабелевводы из труб, шт 4 Тип и марка определяется
29. Коробка КИП, шт 2 рабочей документацией Тип и марка определяется
30. Бетон, м3 0,3 рабочей документацией
608
Технология сооружения газонефтепроводов
Окончание табл. Ж2
31. Битум, кг
32. Газ пропан сжиженный, кг
33. Маркер для обозначения места установки КИП, шт
34. Металлические штыри, шт
35. Вешки деревянные, шт
36. Проволока стальная диаметром 3—5 мм, м
1
4
2
4
4
2,5
Марка битума определяется рабочей документацией
Марка определяется рабочей документацией
Из отходов арматуры диаметром 10—14 мм, длина 0,7 мм Длина 2 м, диаметр 50—60 мм
609
610
Таблица Ж 3.
Карта контролируемых процессов при сооружении устройств ЭХЗ
Наименование процессов, подлежащих контролю Предмет контроля Инструмент и способ контроля Время контроля Ответственный контролер Технические критерии оценки качества
I 2 3 4 5 6
Закрепление на трассе мест установки средств катодной защшы (УКЗ, УДЗ, АЗ и др.) Точность закрепления Теодолит. Рулетка 20 м До начала выполнения работ Геодезист, Прораб В соответствии с рабочей докумен гацией
Засыпка электрода Качество грунта засыпки Визуально В период засыпки Прораб, Мастер Отсутствие твердых включений, размером более 10 мм
Подготовка поверхности площадки для сварки Качество подготовки поверхности площадки Визуально В период проведения работ Прораб, Мастер Зачистка поверхносш трубы до металлического блеска без задиров
Присоединение кабеля Качество сварки Визуально После завершения сварки Бригадир Сохранение прочности соединения кабельного наконечника с трубопроводом
Качество соединения Мультиметр После завершения пайки Прораб, Мастер Сопротивление узла присоединения должно быть менее 0,2 Ом
Изоляция узла присоединения Качество изоляции узла присоединения Детектор «Holiday» После завершения работ по ИЗОЛЯЦИИ Прораб, Мастер Отсутствие пробоя изоляции при испытании детектором напряжением 5 кВ на 1 мм изоляции +5 кВ
Расстояние от точки присоединения до магнита Визуально. Складной метр. В период установки магнита Мастер В соответствии с рабочей документацией
Установка магнита Ориентация полюсов магнита в соответствии с рабочей документацией Контрольный магнит с ярко нанесенной маркировкой В период установки магнитного маркера Мастер Разноименные полюса магнита и контрольного магнита притягиваются, одноименные отталкиваются
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение табл. Ж 3.
1 2 3 4 5 6
Разработка траншей под кабели и протяженные заземлители (при необходимости) Параметры траншеи. Состояние дна траншеи Визуально Нивелир, рейка В процессе подготовки траншей Мастер Отклонение ширины траншеи не более 50 мм. Увеличение глубины не более 100 мм, уменьшение глубины недопустимо. Отсутствие неровностей на дне траншеи. Толщина нижнего слоя постели 100 мм
Прокладка кабеля Марка кабеля, целостность кабеля, наличие запаса по длине, радиусы изгиба кабеля Визуально. Мегаомметр В процессе укладки Мастер Укладка кабеля «змейкой» с запасом по длине 1 -2 %. RB„>6-с1 для небронированного кабеля в пластмассовой оболочке. R,Ilf> 15*d для бронированного кабеля в пластмассовой оболочке
Обратная засыпка траншеи и котлована Качество грунта засыпки Визуально В процессе засыпки Бригадир Отсутствие включений, способных повредить кабель
Установка соединительной муфты Качество соединения и изоляции жил соединяемых кабелей. Полнота заполнения муфты изоляционной массой Визуально. Мегаомметр В процессе установки муфты Мастер Сопротивление изоляции участка соединения не ниже соответствующей характеристики проклады -ваемого кабеля. Визуально. Остаточная толщина втулки после опрессовки в месте соединения должна состав -ля!ь 3-4 мм. Переходное сопротивление протектор-кабель R 0,2 Ом
Технология сооружения газонефтепроводов
612
Окончание табл. Ж 3
1 2 3 4 5 6
Установка КИП Тип применяемого КИП Визуально В процессе установки Мастер В соответствии с рабочей документацией
Вертикальность установки стойки КИП (опорных стоек соединитель -ной коробки и кабельных вводов) в двух взаимно перпендикулярных плоскостях Отвес строительный. Визуально В процессе установки временных распорок Бригадир В соответствии с рабочей документацией
Присоединение кабельных выводов к клеммной панели КИП Соответствие цветов термоуса -живающих манжет цветам обозначен -ным на клеммной панели КИП Визуально После завер -тения монта -жа кабельных выводов к клеммной панели Мастер Цвета термоусаживающихся манжет на кабельных выводах от средств ЭХЗ должны соответствовать цветам обозначенным на клеммной панели КИП
Расположение мест размещения СКЗ, КИП и кабелей по трассе Фактическое размещение СКЗ, КИП и кабелей по трассе Теодолит / GPS До засыпки Геодезист Соответствие рабочей документации. Исполнительный чертеж
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Технология сооружения газонефтепроводов
Приложение 3 Таблица 3.1
Область применения балластирующих устройств
Тип балластирующего устройства Наиме нова ние Диа-метр нефтепровода Область применения Уровень обводненности траншеи в естественных условиях Технология укладки трубопровода Ре-монто-при-год-ность
1 2 3 4 5 6 7
УТК Утяжелители сборные кольцевые До 1420 мм Боло- та, поймы рек. русла рек Процесс укладки трубопроводов производится с бермы методом сплава или протаскивания. До начала производства работ по балластировке производят такие работы, как: — доставка на приобъектный склад утяжелителей; — отбраковка утяжелителей; — проверка ширины и глубины траншеи; — планировка строительно-монтажной площадки; — укрепление берм траншеи; — подготовка плетей нефтепровода; — испытание плетей нефтепровода. Технологический процесс балластировки трубопровода включает следующие работы: — футеровку плетей;
613
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы 3.1
1 раскладку полуколец вдоль плети; — укладку труб на нижние полукольца; — навешивание и закрепление верхних полуколец утяжелителей; — стяжку болтами или шпильками и нижних полуколец; — опускание плети на спусковую дорожку; — монтаж с предыдущей плетью; — протягивание трубопровода.
ПЖУ Сплошное обето-ниро-вание 1420 мм Болота поймы рек, русла рек Технологический процесс укладки трубопроводов с применением обетонированных труб производится с бермы методом сплава или протаскивания, включает в себя следующие работы: — доставку на приобъектный склад обетонированных труб; — проверку габаритных размеров траншеи; — доставку на сварочный стенд с приобъектного склада и сварку обетонированных труб в двухтрубные звенья; — монтаж первой плети параллельно спусковой дорожке; Не ремон-тно-при-годны
614
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение таблицы 3.1
— монтаж второй и последующих плетей на монтажной площадке, параллельно первой плети; — проведение гидравлических испытаний плетей трубопровода; — изоляцию стыков; — монтаж плетей и протягивание трубопровода.
УБОм Желе-зобе-тон-ные охватывающего типа От 530 До 1420 мм Периодически обводняемые участки трассы, включая поймы рек, обвод ненные и заболо- ченные Уровень обводненности участки; траншеи в пе- риод строительства ниже верхней образующей трубопровода, уложенного на проектные отметки болота всех типов глубиной 1,5-2,5 м; До начала производства работ по балластировке необходимо: — уширить траншею в местах расположения групп утяжелителей одноковшовым экскаватором; — уложить трубопровод-в траншею нужных размеров; — спланировать места для автокрана или крана-трубоукладчика для монтажа групп; — утяжелителей на трубопровод; — создать необходимый запас утяжелителей; — выполнить раскладку утяжелителей в местах их навески; провести сборку утяжелителей; — провести разметку (установить вешки) мест установки утяжелителей. Навешивание утяжелителей на трубопровод: Ремонте пригоден
615
Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы 3.1
вечно- - установка трапа-мостика;
мерзлые грунты и торфяники; на вогнутых и выпуклых кривых и прямолинейных участках, прилегающих к ним; углах поворота в горизонтальной плоскос- ти; участках выхода трубо- провода за поверх- ность; на переходах через малые реки. - установка защитных ковриков; - установка собранных утяжелителей на трубопровод. Перед навеской утяжелителей на трубопровод под соединительные пояса укладывают коврики из двух слоев защитной обертки шириной 500 мм. Длина коврика должна обеспечить свисание его концов на 200 мм с обеих сторон ниже горизонтального диаметра трубопровода.
УБКм Желе-зобето-ные утяжелители клино- 377, 426, 478, 530, 720, 820, На бо лотах всех типов при мощ нос- Допускается установка утяжелите- До начала производства работ по балластировке необходимо: - уложить трубопровод в траншею нужных размеров; Ре-монто-при-годен
616
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение таблицы 3.1
видные 1020, 1220, 1420 ти торфяной залежи не больше глу- бины траншеи: вечно- мерзлых грунтах; поймах рек. Приме- няют только балластировки прямолинейных участков трубопрово- дов, уложенных на проектные отметки лей без водоотлива при уровне воды не более 0,5 от диаметра трубы. Применяют в основном при балластировке трубо проводов на уклонах более 3°, как дополнительное мероприятие против размыва (выноса) грунта обратной засыпки, на участ- - спланировать места для автокрана или крана-трубоукладчика для монтажа групп утяжелителей на трубопровод; - создать необходимый запас утяжелителей; - выполнить раскладку утяжелителей в местах их навески. Навешивание утяжелителей на трубопровод производится с помощью специальных траверс. Перед навеской утяжелителей на трубопровод, если внутренняя поверхность утяжелителя при поставке с завода-изготовителя не имеет защитных ковриков, в местах установки утяжелителя следует укладывать предохранительный коврик из ГСМ. Толщина коврика не менее 3 мм, длина коврика должна обеспечивать свисание концов на 200 мм ниже горизонтальной осевой плоскости трубопровода, а по ширине коврик должен выступать по 200 мм за торцевые грани утяжелителя. Для повышения технологичности монтажа в обвод-
617
Ф.М. Мустафин, Л.И Быков, Г.Г. Васильев
Продолжение таблицы 3.1
ках, где в процессе эксплуатации исключается возможность продольных и поперечных перемещений. ненной траншее коврик следует наклеивать на опорные участки утяжелителя шириной не менее 500 мм с каждой стороны.
УБГ Желе- 1020, Приме- С водо- Установка утяжелителей Сте-
зобе- 1220, няют отли- производится в следующем пень
тонный утяже литель охватывающего типа 1420 в условиях обводненной и заболоченной местности, в вечномерзлых грунтах, а также на пере- ходах через болота с мощностью торфя- ной залежи, вом. Допус кается замыкание соединитель ных поясов в тран шее без водоотлива при уровне воды в траншее не более 0,4 от диаметра трубы порядке: - спланировать места для автокрана или крана - трубоукладчика для монтажа утяжелителей; - создать запас утяжелителей; - выполнить раскладку утяжелителей; -создать запас утяжелителей; - выполнить раскладку утяжелителей; - провести разметку мест расстановки утяжелителей (расставить вешки); - установка утяжелителей в траншею; - укладка трубопровода ре-мон- то-при-год-ности определяется при демонтаже утяжелите- лей
618
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение таблицы 3.1
не превышающей глубины траншеи в траншею с утяжелителями; - закрепление соединительных поясов; - засыпка траншеи
ВАУ-1 Винтовое анкерное устройство Все типо размеры На болотах, подстилаемых песчаными и супесчаными грунтами, глубина которых равна или меньше глубины траншеи. Также винтовые анкерные устройства применяют для закрепления трубопроводов, прокладываемых на С водоотливом Устанавливают на уложенный на проектные отметки трубопровод в основном в летний период. Допускается установка зимой - сразу после разработки траншеи при этом выполняется комплекс мероприятий, обеспечивающий сохранность изоляции. Устанавливают с помощью установки ВАГ. Установка происходит в два этапа: подготовительный-. -доставка и отбраковка комплектов на трассу; проверка ширины дна траншеи; - определение мест расстановки анкерных устройств; - раскладку комплектов вдоль трассы трубопровода; - удаление воды из траншеи. Технология работ по монтажу анкерных устройств включает: - завинчивание анкеров в грунт; Не ремон то-приго Ден
619
Ф М Мустафин, Л И Быков, Г Г Васильев
Продолжение таблицы 3.1
участках с прогнозируемым обводнением. Не допускается установка ВАУ-1 при продольном перемещении трубопровода более 40 мм - укладку на трубопровод изолирующей прокладки, футеровочного мата и силового пояса; - монтаж силового пояса с последующим креплением к штангам анкеров; - изоляцию мест крепления силового пояса; - приведение анкеров в рабочее состояние; - засыпку траншеи
ПКБу Поли-мерно-контей-нерные балластирующие устройства Все типоразмеры Применяют Для балластировки трубо-прово дов, проь лады-ваемых в обводненной и заболоченной местности, на участках прогнозируемого обвод- Допускается устанавливать без водоотлива при -уровне воды в тран шее не более Устанавливается в два этапа: Подготовительный-. - планировка, а в случае необходимости усиление строительной полосы в пределах работы колонны; - произвести развозку ПКБУ вдоль трассы; - провести укрупненную сборку ПКБУ по четыре комплекта каждого; - подготовить места подъезда монтажного транспортного средства; - получить разрешение технадзора после проверки качества сборки комплектов ПКБУ в группы; основной. Не ремонтопригоден
620
Технология сооружения газонефтепроводов
Продолжение таблицы 3.1
нения, а также-на болотах при мощности торфяной залежи не более глубины траншеи - сборка ПКБУ производится по инструкции, представляемой производителем; - группы утяжелителей, состоящих из 4-х комплектов стропят в 4-х местах и навешивают на трубопровод одним подъемом крана; - засыпка траншеи
КТ Контейнер текстильный Все типоразмеры Применяют на участках прогнозируемого обводнения на обводненных (заболоченных) территориях, на болотах с торфяной залежью не более глубины траншеи Допускается устанавливать без водоотлива Установка производится в два этапа: подготовительный. планировка, а в случае необходимости усиление строительной полосы в пределах работы колонны; - мероприятия по частичному удалению воды из траншеи; - развозка утяжелителей вдоль трассы трубопровода. Предусмотреть групповое складирование утяжелителей в специально предусмотренных местах; основной. - заполнение контейнеров грунтом; - транспортировку утяжелителей, заполненных грунтом к местам установки; - установка утяжелителей на трубопровод. Засыпку траншеи грунтом в местах расположения Не ремонтопригоден
621
Ф.М, Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев
Окончание таблицы 3.1
КТ, при заполненной водой траншее, следует в начале производить одноковшовым экскаватором. Применять бульдозер следует только для завершения засыпки траншеи на участках между утяжелителями и формирования валика.
622
Способ балластировки и закрепления трубопроводов при строительстве на болотах и обводненной местности
Табл. 3.2
Период строительства Грунтовые условия прокладки трубопровода Способ прокладки трубопровода Особенности прокладки трубопровода Метод балластировки и закрепления трубопровода в проектном положении
Зимний Промороженные болота С зимней дороги Устройство специальных дорог с продленным сроком эксплуатации Навеска железобетонных пригрузов с зимней дороги
Непромора-живаемые болота С искусственно намороженных и усиленных дорог. С полосы намывного грунта Устройство специальных усиленных дорог со снежно-ледовым покрытием. Предварительный намыв грунта в полосе строительства Навеска железобетонных пригрузов с зимней дороги или с полосы намывного грунта. Полимерно-контейнеры различной конструкции
Болота сплавного типа (с промороженной торфяной коркой толщиной не менее 1 м) Посредством монтажа на поплавковые опоры. Погружением под действием собственного веса и пригруза Устройство поплавковых опор и монтаж на них трубопровода. Устройство майны для погружения трубопровода на глубину до 3 м Обетонирование труб или навеска кольцевых пригрузов
Весенний, летний, осенний Болота I и II типов С временной технологической дороги различной конструкции Сооружение временной технологической дороги Навеска железобетонных пригрузов, завинчивание анкеров с временной дороги
Технология сооружения газонефтепроводов
к»
-u
Продолжение табл 3 2
Болота III типа, обводненные Методом сплава или протаскивания Устройство береговых монтажных площадок или траншей Обетонирование или навеска кольцевых пригрузов
Болота II и III типов большой протяженности С полосы намытого грунта Предварительный намыв грунта на полосе строительства Навеска железобетонных пригрузов, завинчивание анкеров Навеска чугунных кольцевых грузов
Примечания 1 Для прохода сварочно-монтажной и изоляционно-укладочной колонны по болоту при минусовой температуре наружного воздуха толщина промороженного слоя торфяной залежи должна быть не менее 0,8-1,0 м
2 Строительство трубопроводов в зимнее время на болотах сплавного типа и глубиной более 3 м с промороженной торфяной залежью не менее 1 м должно включать предварительное промораживание торфяной залежи и устройство по ней зимних проездов для автотранспорта и строительных машин, а также для выполнения работ по монтажу, сварке и изоляции трубопровода Строительно-монтажные работы в этом случае должны выполняться по технологическим схемам, применяемым для сооружения трубопроводов на устойчивых минеральных грунтах
3 Укладка трубопровода с поплавками в летний период на болотах с высокой обводненностью и на обводненных участках трассы должна производиться в следующей последовательности на монтажной площадке укладывают секции в створе траншеи, сваривают их в нитку, изолируют в зоне стыков, балластируют, разрабатывают траншею в створе прокладки, закрепляют на трубопроводе поплавки Сплав плети выполняют с помощью лебедки или других тяговых средств, расположенных на противоположном берегу болота или обводненного участка, а также с помощью трубоукладчиков, находящихся на монтажной площадке Сплав осуществляют по мере наращивания последующих секций После окончания сплава трубопровод опускают с помощью регулируемых тяг в проектное положение
4 Методом сплава прокладывают, как правило, прямолинейные участки трубопровода
ФМ Мустафин ЛИ Быков Г Г Васильев
Учебное издание
В подготовке, написании и редактировании учебника принимали участие авторы:
Мустафин Фаниль Мухаметович (гл. 1-10) Быков Леонид Иванович (гл. 1-10) Васильев Геннадий Германович (гл. 1-5) Гумеров Асгат Галимьянович (гл. 1, 7, 8) Лаврентьев Александр Евгеньевич (гл. 1-4) Кантемиров Игорь Фансурович (гл. 7, 8), Нечваль Андрей Михайлович (гл. 1) Гамбург Илья Шлемович (гл. 1-4) Суворов Анатолий Федорович (гл. 5) Гильметдинов Раис Фарахетдинович (гл. 1-4) Рафиков Салават Кашфиевич (гл. 1, 5) Коновалов Николай Иванович (гл. 7, 8)
ТЕХНОЛОГИЯ СООРУЖЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ
Главные редакторы: проф. Ф.М. Мустафин и проф. Л.И. Быков Технические редакторы: М.В. Мумриков, Т.Е. Аспаева, И.Р. Фархетдинов, Р.А. Харисов
Автор проекта С.Е. Кутуков Ответственный за выпуск М. Л. Ахмадуллин Компьютерная верстка Р. Абдеев
Подписано в печать 06.09.07. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16.
Гарнитура «Таймс». Печать офсетная. Усл. печ. л. 39,5 Тираж 2000 экз. Заказ С-1292.
Издательство «Нефтегазовое дело», Республика Башкортостан, г.Уфа, Пр. Октября, 144/3, оф. 418 Тел. (347) 231-39-49, 274-11-08. E-mail:orient4@rarnbler.ru
Отпечатано в полном соответствии с качеством предоставленного электронного оригинал-макета в типографии ОАО ПИК «Идел-Пресс».
420066, г. Казань, ул. Декабристов, 2.
e-mail: idelpress@mail.ru