регистрация компании дать объявление быстрый поиск лента публикаций восстановление доступа о портале
    
Строительный портал СтройПлан.ру
Подбор проекта Новости отраслиПубликации
 
КОРЗИНА (0)  
 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН

ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
(ИПТЭР)

СОГЛАСОВАНО

Министерством безопасности и внутренних дел Российской Федерации

письмо № 7/6/8
от 09.01.1992 г.

СОГЛАСОВАНО

Отделом научно-технического прогресса Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР

А.А. Джавадяном

10.01.1992 г.

УТВЕРЖДЕНО

Начальником Главного производственного управления по транспортированию и поставкам нефти Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР

А. Кумылгановым

10.01.1992 г.

ПРАВИЛА
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ПОДЗЕМНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ

1992

Настоящие Правила предназначены для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием и проведением капитального ремонта магистральных трубопроводов (нефтепроводов и нефтепродуктопроводов).

Правила разработаны в институте ВНИИСПТнефть*. Ответственные исполнители: д.т.н. А.Г. Гумеров, к.т.н. Р.С. Гумеров, к.т.н. Х.А. Азметов, к.т.н. Ф.Г. Хайруллин, м.н.с. Г.К. Ермилина, инженер Э.Г. Сатаева.

* Ныне Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР)

В разработке принимали участие: Е.М. Павлов (Компания «Транснефть»), начальник отдела ПОКР Х.Н. Ягуров (ПО Урало-Сибирских магистральных нефтепроводов) Э.Т. Леккай (ПО Северо-Западных магистральных нефтепроводов), зам. начальника отдела КР и КС А.Я. Князев (ПО Приволжских магистральных нефтепроводов).

ПРАВИЛА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Вводится взамен РД 39-30-297-79

Срок введения установлен с 10.01.92 г.

В правилах изложены основные положения технологического процесса механизированного ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия в нормальных условиях с подъемом трубопровода в траншее, с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее, без подъема трубопровода с сохранением его положения, комплексным потоком повышенной производительности с частичным подъемом трубопровода диаметром 820 мм в траншее, а также основные положения капитального ремонта в зимнее время, в горных условиях и ремонта трубопровода диаметром 720 мм с заменой изоляционного покрытия с одновременным заглублением путем переукладки в новую траншею.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В Правилах устанавливаются основные положения по капитальному ремонту подземных трубопроводов с заменой изоляционного покрытия и восстановлением стенки трубы.

1.2. Капитальному ремонту должна предшествовать четкая разработка мероприятий организационной подготовки, которая осуществляется на основании материалов предварительного обследования участка нефтепровода.

1.3. Правила не распространяются на ремонт трубопроводов:

а) на переходах через водные преграды (реки, озера, болота), автомобильные, железные дороги I - IV категорий, а также проложенных в тоннелях, по морским эстакадам;

б) из нестальных труб;

в) предназначенных для перекачки нефти с подогревом;

г) с заменой труб.

1.4. Ответственность за обеспечение безопасности производства работ при капитальном ремонте действующих трубопроводов несет должностное лицо организации (РУМН, РСУ), осуществляющей работы, назначенное приказом этой организации.

Ответственность за соблюдение требований пожарный безопасности, охраны труда и окружающей среды при выполнении ремонтных работ несет инженерно-технический работник организации, производящей капитальный ремонт, назначенный соответствующим приказом.

1.5. Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, соблюдением технологического режима работы трубопровода, приемки выполненных работ и составлением документации на выполнение работы приказом по РУМН (ПОМН) назначается лицо из числа работников служб РУМН или ПОМН с привлечением в необходимых случаях представителей специализированной организации.

1.6. Капитальный ремонт комплексным потоком повышенной производительности распространяется на нефтепроводы диаметром 820 мм, проложенные в нормальных условиях, в устойчивых грунтах, по равнинно-холмистой местности с уклоном до , при отсутствии естественных и искусственных преград, и у которых не менее 10 % сварных стыков проверены физическими методами контроля при строительстве.

1.7. Ремонт в зимнее время рекомендуется производить при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25 °С, распространяется на нефтепроводы диаметром 530 - 720 мм.

1.8. Ремонт нефтепроводов диаметром 530 мм в горных условиях рекомендуется производить в горах с крутизной откосов свыше .

1.9. Ремонт нефтепровода диаметром 720 мм с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением путем переукладки в новую траншею допускается на прямолинейных участках на величину до 0,4 м.

1.10. Каждая ремонтная колонна должна иметь надежную связь с РУМН и ПОМН.

2. ОБСЛЕДОВАНИЕ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА

Общие положения

2.1. Обследование коррозионного состояния трубопровода следует проводить согласно РД 39-9147103-372-86 «Инструкция по обследованию коррозионного состояния магистральных нефтепроводов» /1/.

2.2. Основным критерием коррозионной опасности является реальная глубина проникновения коррозии на трубопроводе. Определяется она путем обследования трубопровода в шурфах.

2.3. При проведении обследования на нефтепроводах с ЭХЗ необходимо проконтролировать следующие параметры: скорость коррозии (остаточная скорость коррозии) и разность потенциалов «труба-земля»; на нефтепроводах, на которых длительное время после пуска в эксплуатацию отсутствовала ЭХЗ или длительное время не поддерживался минимальный защитный потенциал в соответствии с ГОСТ 25812-83 /2/, коррозионная активность грунта, естественный потенциал «труба-земля», состояние изоляционного покрытия, характеризующееся переходным сопротивлением «труба-земля», величина адгезии покрытия и наличие сквозных дефектов в последнем; на нефтепроводах, проложенных в зоне действия блуждающих токов, - разность потенциалов «труба-земля», плотность утечки тока с трубопровода и агрессивность грунтов.

Порядок проведения обследования

2.4. Перед обследованием коррозионного состояния участка нефтепроводов составляют рабочую схему трассы нефтепровода в соответствии с приложением 1 (форма 1) и заводят журнал для ведения записей результатов измерений (в дальнейшем - рабочий журнал).

2.5. Обследование коррозионного состояния нефтепроводов, обеспеченных ЭХЗ, проводят в следующем порядке:

сбор и анализ статистических данных об условиях эксплуатации обследуемого участка нефтепровода (характеристика нефтепровода, наличие зон действия блуждающих токов, характеристика грунтов по трассе, сведения о работе средств ЭХЗ и величине защитной разности потенциалов «труба-земля» за весь срок службы нефтепровода, аварийные ситуации на нефтепроводе);

предварительное выявление коррозионно-опасных участков нефтепровода по анализу статистических данных и отметка их на рабочей схеме трассы;

проведение электрометрических измерений по трассе обследуемого участка нефтепровода;

обследование состояния изоляционного покрытия нефтепровода искателем повреждения;

шурфование по месту обнаружения дефектов в изоляционном покрытии для оценки общего состояния покрытия и тела трубы;

оформление акта обследования и составление рекомендаций по проведению противокоррозионных мероприятий.

Обследование коррозионного состояния нефтепроводов, обеспеченных электрохимической защитой от почвенной коррозии. Анализ статистических данных

2.6. Анализ статистических данных по коррозионной ситуации на нефтепроводе проводят по проектной и эксплуатационной документации. Характеристика нефтепровода, значения удельного сопротивления грунта (минимальное и максимальное значения на километре), график защитной разности потенциалов «труба-земля» за последний год эксплуатация, обнаруженные сквозные проржавления заносятся в форму 1 прилож. 1.

В прилож. 2 приводится пример заполнения фермы 1 при проведении обследования коррозионного состояния магистрального нефтепровода.

Значения защитной разности потенциалов за все время эксплуатации нефтепровода и величина удельного сопротивления грунта, определенная в соответствии с ГОСТ 9.602-89 /3/, приводится в виде таблиц.

2.7. По анализу статистических данных выбирают участки, опасные в коррозионном отношении, которые характеризуются:

отсутствием или «провалами» разности потенциалов «труба-земля» т.е. значениями разности потенциалов меньше минимально допустимой для конкретных условий эксплуатации по ГОСТ 25812-83 /2/, которые имели место более 1 месяца на нефтепроводах, проложенных в зонах действия блуждающих токов и 6 месяцев - для остальных нефтепроводов (прилож. 1, форма 2);

сочетанием коррозионно-активных грунтов с удельным электрическим сопротивлением 20 Ом · м и ниже с «провалами» разности потенциалов «труба-земля»;

отказами, происшедшими на нефтепроводе по причине подземной коррозии.

На рабочей схеме трассы эти участки выделяют линией.

Измерения на трассе нефтепроводов

2.8. Для нефтепроводов, длительное время не имевших ЭХЗ, оценку скорости коррозии проводят по статистическим данным отказов, происшедших по причине почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами. Среднюю скорость коррозии определяют по формуле:

Кср. = b/T, мм/год

где b - глубина коррозионного повреждения стенки трубы, мм;

T - время службы нефтепровода до обнаружения повреждения, год.

2.9. На нефтепроводе, обеспеченном ЭХЗ, остаточную скорость коррозии определяют экспериментально путем закладки образцов в грунт при условиях, идентичных эксплуатации нефтепроводов.

Скорость коррозии оценивают по формуле:

где G0    - начальный вес образца до закладки его в грунт, г;

Gк   - вес образца после извлечения его из грунта при условиях, идентичных эксплуатации нефтепровода, г;

Т - время нахождения образца в грунте, лет;

S - площадь образца, м2.

2.10. Глубинный показатель коррозии (мм/год) при неравномерной коррозии получают пересчетом весового показателя по формуле:

П = (к/ρ) · 10-3, мм/год

где к - скорость коррозии, г/м2 · год;

ρ - плотность металла, г/см3.

Определение коррозионной активности грунтов

2.11. Основным фактором, оказывающим влияние на коррозионную ситуацию нефтепровода при почвенной коррозии, является коррозионная активность грунта. Она определяется типом грунта, его структурой, составом, рН грунта, влажностью, характером проникновения воздуха в грунт, чередованием грунтов и удельным электрическим сопротивлением.

2.12. Коррозионная оценка грунта по величине удельного сопротивления грунта приведена в прилож. 1 ГОСТ 9.602-89 /3/. Запись измерений производится по форме 3 прилож. 1.

2.13. На рабочую схему трассы наносят значения удельного электрического сопротивления грунта и отмечают участки, опасные в коррозийном отношении, которые характеризуются величиной удельного сопротивления 20 Ом · м и ниже.

Разность потенциалов «труба-земля»

2.14. Основным параметром, характеризующим защищенность нефтепровода от почвенной коррозии при катодной поляризации, является величина защитной разности потенциалов «труба-земля».

2.15. При обследовании коррозионного состояния нефтепровода величину разности потенциалов «труба-земля» учитывают за весь срок службы нефтепровода для выявления участков, где в течение какого-то времени нефтепровод оставался без электрохимической защиты или на нем не поддерживался минимальный защитный потенциал по ГОСТ 25812-83 /2/. Запись производят по форме 4 прилож. 1. Значения разности потенциалов за год, предшествующий обследованию, приводят в виде графиков на рабочей схеме трассы. Замеры производят через каждые 100 м.

2.16. Поляризующий трубопровод ток не только обеспечивает сдвиг потенциала в отрицательную сторону, но и вызывает омическое падение напряжения в изоляционном покрытии и грунте. Измеренная разность потенциалов представляет собой сумму:

Ит-э = Ие + Иом + η,

где Ие - естественный потенциал «труба-земля», В;

η - сдвиг потенциала при поляризации, В;

Иом - омическое падение напряжения, В.

2.17. Измерение поляризационного потенциала производится по методике ГОСТ 9.602-89 прилож. 7.

Оценка состояния изоляционного покрытия нефтепровода

2.18. Места дефектов на нефтепроводе определяют искателем повреждений изоляционного покрытия. Результаты обследования заносят в рабочий журнал (форма 5, прилож. 1).

2.19. Величину переходного сопротивления определяют для неповрежденного покрытия в шурфах.

2.20. Измерение переходного сопротивления «труба-земля» производят в соответствии с ГОСТ 25812-83 /2/ и оценку его осуществляют по среднему значению, определенному не менее чем в трех шурфах.

Обследование нефтепровода в шурфах

2.21. Шурфованию при обследовании коррозионного состояния нефтепровода подлежат участки, на которых предполагается наличие коррозионной ситуации, выявленной:

при анализе статистических данных и работы средств ЭХЗ;

при проведении измерений на трассе нефтепровода и подтвержденной при обследовании состояния изоляционного покрытия наличием дефектов в нем.

2.22. При отрыве шурфов проводят визуальное обследование с описанием внешнего вида и типа повреждения изоляционного покрытия.

2.23. Адгезию защитного покрытия определяют на неповрежденной части изоляционного покрытия в соответствии с ГОСТ 25812-83 /2/.

2.24. В местах сквозных дефектов с нефтепровода снимают изоляционное покрытие для обследования тела трубы. При этом описывают характер повреждения стенки трубы, продуктов коррозии.

2.25. Глубину коррозионных повреждений замеряют с точностью ±0,01 мм.

2.26. Результаты обследования нефтепровода в шурфах заносят в сводную таблицу (форма 6 прилож. 1) и по данным ее анализа намечают мероприятия по защите нефтепровода от коррозии.

Обследование коррозионного состояния нефтепровода, проложенного в зонах действия блуждающих токов

2.27. Оценка скорости коррозии защищенного нефтепровода, проложенного в зоне действия блуждающих токов, методически не отличается от оценки ее для нефтепровода, защищенного установками катодной защиты, - ее определяют по п. 2.8.

Оформление результатов обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов

2.28. При проведении обследования все результаты заносят в рабочий журнал по соответствующим формам.

2.29. Электрометрические измерения, обследование состояния изоляционного покрытия и обследование нефтепровода в шурфах оформляются в соответствии с имеющимися формами (прилож. 2).

2.30. По результатам обследования разрабатывают рекомендации для проведения мероприятий по полной защите нефтепровода от коррозии, к которым относятся:

сооружение дополнительных средств защиты от подземной коррозии;

повышение токов защиты нефтепровода существующими средствами;

замена изоляционного покрытия отдельных участков нефтепроводов.

2.31. На основе всех материалов составляют общий акт обследования коррозионного состояния участка нефтепровода, к которому прикладываются все документы по обследованию и копия приказа по ПОМН о проведении обследования.

2.32. Акт обследования утверждается главным инженером ПОМН.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПО ДАННЫМ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ

3.1. Участки нефтепроводов к капитальному ремонту предъявляются на основании данных, полученных при обследовании технического состояния трубопроводов поверхностными и внутритрубными средствами диагностики. При проведении внутритрубной диагностики для определения технического состояния тела трубы следует руководствоваться действующими нормативными документами /4/.

3.2. Примерный перечень технических средств приводится ниже:

автономный прибор для контроля геометрии внутреннего сечения линейной части магистральных нефтепроводов: обнаружения и определения местонахождения гофр, вмятин, овальностей, измерения давления и радиуса поворотов трубы;

снарядаблон для определения проходимости снарядаефектоскопа, очистки и сбора магнитом металлических мелких предметов;

снаряд-дефектоскоп для обнаружения, определения местоположения и оценки коррозионных дефектов и поперечных трещин в стенке нефтепровода.

3.3. При подготовке к диагностированию линейная часть нефтепровода должна отвечать требованиям ГОСТ 26656-85 «Контролепригодность объектов диагностирования. Правила обеспечения» /5/. Выполнение этих требований обязательно для заказчика и является основанием для представления участка нефтепровода к диагностированию. Кроме того, представляемый к диагностированию участок трубопровода должен отвечать требованиям соответствующих норм и правил проектирования, производства работ, государственных стандартов и технических условий на поставки труб в части обеспечения проходимости средств диагностики. Участки трубопровода, не отвечающие этим требованиям, доводятся заказчиком до требуемого уровня контролепригодности.

3.4. Обследование технического состояния участка трубопровода должно быть проведено до начала капитального ремонта специальными службами диагностики.

Отчет обследования должен содержать следующие сведения:

характеристика обследуемого участка;

полное описание хода и порядка обследования;

описание каждого зафиксированного дефекта, анализ его размеров и вида;

предварительные рекомендации по устранению зафиксированных дефектов путем выборочного или капитального ремонтов.

3.5. Данные о коррозионных повреждениях и дефектах тела трубы, полученные при обследовании состояния изоляционного покрытия и стенки трубопровода, анализируются и определяются участки под капитальный или выборочный ремонт.

Под капитальный ремонт утверждаются участки, протяженность которых составляет не менее 75 % сезонной линейной производительности ремонтно-строительных колонн.

Выборочный ремонт может производиться независимо от капитального ремонта специальными техническими средствами по специальным технологическим процессам. Участки трубопровода, подвергшиеся выборочному ремонту, должны повторно обследоваться через пять лет.

4. СПОСОБЫ РЕМОНТА ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Капитальный ремонт подземных трубопроводов в нормальных условиях производится:

с подъемом трубопровода в траншее;

с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее;

без подъема трубопровода с сохранением его положения;

комплексным потоком повышенной производительности с частичным подъемом трубопровода в траншее.

4.2. Ремонт с подъемом трубопровода в траншее рекомендуется для трубопроводов диаметром от 219 до 720 мм включительно.

Технологические операции выполняются поточно в следующей последовательности (рис. 1):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости;

подъем трубопровода;

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

нанесение грунтовки;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода;

присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.3. Ремонт с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее рекомендуется для трубопроводов диаметром от 219 до 720 мм включительно при замене изоляционного покрытия с восстановлением стенки трубы.

Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте с подъемом трубопровода в траншее

1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - вскрышной экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 - очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - роликоанатная троллейная подвеска; 8 - передвижная электростанция; 9 - емкость для грунтовки; 10 - грунтовочная машина; 11 - изоляционная машина; 12 - битумозаправщик; 15 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 14 - траншеезасыпатель.

Рис. 1.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности (рис. 2):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости;

подъем трубопровода;

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

укладка трубопровода на лежки;

выполнение сварочных работ на участке, уложенном на лежки (опоры-крепи);

подъем трубопровода;

окончательная очистка трубопровода;

нанесение грунтовки;

нанесения нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода;

присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.4. Ремонт без подъема трубопровода с сохранением его положения рекомендуется для трубопроводов диаметром 820 мм и более при замене изоляционного покрытия с восстановлением и без восстановления стенки трубы. Этот способ рекомендуется также и для ремонта трубопроводов диаметром 720 мм и менее при неудовлетворительном техническом состоянии стенки трубы. Этот способ не рекомендуется для слабосвязанных барханных песков в условиях пустынь.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности (рис. 3):

Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее

1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - вскрышной экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 - очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - роликоанатная троллейная подвеска; 8 - передвижная электростанция; 9 - сварочный агрегат; 10 - лежка; 11 - емкость для грунтовки; 12 - грунтовочная машина; 13 - изоляционная машина; 14 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 15 - битумозаправщик; 16 - траншеезасыпатель.

Рис. 2.

Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте без подъема трубопровода

1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 - подкапывающая машина; 6 - очистная машина; 7 - грузоподъемный механизм (трубоукладчик, опоры-крепи, трубоукладчик, оборудованный навесной кран-балкой и т.п.); 8 - передвижная электростанция; 9 - сварочный агрегат; 10 - изоляционная машина; 11 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 12 - устройство для подбивки грунта под трубопровод УПТ-1.

Рис. 3.

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи ниже нижней образующей трубопровода;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости;

разработка грунта под трубопроводом;

поддержание подкопанного участка трубопровода;

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

выполнение сварочных работ;

нанесение грунтовки;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

присыпка с подбивкой грунта под трубопровод и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.5. Капитальный ремонт трубопроводов диаметром 820 мм производится комплексным потоком повышенной производительности с частичным подъемом трубопровода в траншее при замене изоляционного покрытия без восстановления стенки трубы /6/.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности (рис. 4):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи ниже нижней образующей трубопровода в задел и оставление грунтовых перемычек;

разработка грунтовой перемычки;

разработка грунта под трубопроводом;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случая необходимости;

Технологическая схема ремонта нефтепровода диаметром 820 мм

1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - одноковшовый экскаватор; 4 - подкапывающая машина; 5 - очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - передвижная электростанция; 8 - изоляционная машина; 9 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия.

Рис. 4.

поддержание подкопанного участка трубопровода трубоукладчиками, оснащенными навесной стрелой-опорой СО-1;

очистка наружной поверхности трубопровода;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

присыпка с подбивкой грунта под трубопровод и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного сдоя почвы.

4.6. Капитальный ремонт в зимнее время производится /7/:

с подъемом трубопровода в траншее (поточный метод);

с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее.

4.7. Технологические операции ремонта с подъемом трубопровода в траншее выполняются в три этапа (рис. 5).

Этап 1. Работы, выполняемые в теплое время года (до промерзания грунта):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал по одну сторону траншеи и планировка полоса трассы в зоне прохода ремонтной техники;

разработка траншеи до нижней образующей трубопровода и размещение отвала грунта по другую сторону траншеи;

установка защитных ограждений в случаях, предусмотренных документацией на ремонтные работы;

Сплошной визуальный осмотр, при необходимости контроль физическими методами сварных швов.

Этап 2. Работы, выполняемые в зимнее время:

очистка от снега траншеи и зоны прохода ремонтной техники на суточный объем выполнения ремонтных работ;

подъем и поддержание трубопровода;

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

сплошной визуальный осмотр;

нанесение грунтовки и нового изоляционного покрытия;

нанесение защитной обертки;

контроль качества нового изоляционного покрытия;

визуальный осмотр дна траншеи и уборка крупных комьев земли;

укладка трубопровода;

Этап 3. Работы, выполняемые после оттаивания отвалов грунта:

осмотр и контроль качества изоляционного покрытия;

засыпка траншеи грунтом;

рекультивация плодородного слоя почвы.

Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте нефтепроводов диаметром 530 - 720 мм в зимнее время

1 - бульдозер; 2 - экскаватор; 3 - очистная машина; 4 - трубоукладчик; 5 - электростанция; 6 - емкость с грунтовкой; 7 - изоляционная машина; 8 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия.

Рис. 5.

4.8. Технологические операции ремонта с подъемом и укладкой трубопровода на лежки выполняются в три этапа (рис. 6).

Этап 1. Работы, выполняемые в теплое время года (до промерзания грунта):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал по одну сторону траншей и планировка полосы в зоне прохода ремонтной техники;

разработка траншеи до нижней образующей трубопровода и размещение отвала грунта по другую сторону траншеи;

сплошной визуальный осмотр, при необходимости контроль физическими методами сварных швов;

установка защитных ограждений в случаях, предусмотренных документацией на ремонтные работы.

Этап 2. Работы, выполняемые в зимнее время:

очистка от снега траншеи и зоны прохода ремонтной техники на суточный объем выполнения работ;

подъем, очистка и укладка трубопровода на лежки;

сплошной визуальный осмотр стенки трубопровода;

выполнение сварочных работ (при необходимости);

подъем трубопровода;

нанесение грунтовки и нового изоляционного покрытия;

нанесение защитной обертки;

контроль качества изоляционного покрытия;

снятие лежек;

визуальный осмотр дна траншеи и уборка крупных комьев земли;

укладка трубопровода.

Этап 3. Работы, выполняемые после оттаивания отвалов грунта:

осмотр и контроль качества изоляционного покрытия;

засыпка траншеи грунтом;

рекультивация плодородного слоя почвы.

Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте нефтепровода в зимнее время с укладкой на лежки

1 - бульдозер; 2 - экскаватор; 3 - дефектоскопическая лаборатория; 4 - очистная машина; 5 - трубоукладчик; 6 - сварочный агрегат; 7 - электростанция; 8 - емкость с грунтовкой; 9 - изоляционная машина.

Рис. 6.

4.9. Капитальный ремонт подземных трубопроводов в горных условиях производится с подъемом трубопровода в траншее.

Ремонт в горных условиях распространяется на трубопроводы диаметром 530 мм, пролегающих в горах с крутизной откосов свыше 8°.

Технологические операции выполняются поточно в следующей последовательности (рис. 7):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков, усиление их в случае необходимости;

подъем трубопровода;

Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте нефтепровода в горных условиях

1 - бульдозер; 2 - экскаватор; 3 - очистная машина; 4 - трубоукладчик; 5 - изоляционная машина; 6 - трактор; 7 - передвижная электростанция; 8 - грунтовочная машина.

Рис. 7.

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

нанесение грунтовки;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода;

присыпка и окончательная засыпка;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.10. Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением путем переукладки в новую траншею распространяется на трубопроводы диаметром 720 мм /8/.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности (рис. 8):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтных машин;

разработка траншеи в соответствии со схемой до отметок, обеспечивающих заглубление трубопровода согласно рабочему проекту;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков, усиление их в случае необходимости;

подъем и поддержание трубопровода трубоукладчиками;

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

перемещение и укладка трубопровода в новую траншею;

присыпка и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.11. Выбор способа ремонта зависит от диаметра трубопровода, его технического состояния, конкретных условий его пролегания и других факторов.

Технологическая схема ремонта нефтепровода диаметром 720 мм при подъеме и заглублении с помощью пяти трубоукладчиков

1 - прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - одноковшовый экскаватор, оборудованный обратной лопатой; 4 - передвижная электростанция; 5 - очистная машина; 6 - грунтовочная машина; 8 - изоляционная машина; 9 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия.

Рис. 8.

4.12. Технологические операции должны выполняться механизированной ремонтной колонной, оснащенной согласно «Нормативу-табелю технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных нефтепроводов» РД 39-026-90 /9/.

4.13. С целью безопасности производства работ участки, примыкающие к задвижкам, тройникам, отводам и т.п., следует ремонтировать отдельно от основного потока работ.

5. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

5.1. Организационно-техническая подготовка капитального ремонта включает организационные мероприятия и подготовительные работы.

Организационные мероприятия

5.2. Поэтапное выполнение организационных мероприятий и исполнитель:

составление перспективного плана капитального ремонта нефтепроводов - ПОМН или РУМН;

предварительное определение коррозионных участков, подлежащих капитальному ремонту, на основании данных обследования технического состояния трубопроводов и анализа статистических данных об условиях эксплуатации обследуемых участков - ПОМН или РУМН;

подготовка уточненного плана и профиля участка нефтепровода, подлежащего капитальному ремонту, а при отсутствии, выполнение топографической съемки - ПОМН или РУМН;

по проектной и эксплуатационной документации уточнение положения в плане - вантузов, задвижек, сооружений и сетей - ПОМН или РУМН;

составление ведомости пересечений или приближений сооружений и сетей, пересекающих трассу или проходящих рядом с трубопроводом, с указанием пикетов пересечений или приближений, глубины заложения, владельцев и других данных, имеющихся в документации - ПОМН или РУМН;

получение технических условий и согласование проведения работ по капитальному ремонту с владельцами, чьи сооружения и сети пересекают нефтепровод, - ПОМН или РУМН;

передача вышеперечисленной документации РСУ (подразделение ПОМН или РУМН) для уточнения положения нефтепровода в плане и профиль трассы, а также наличия сооружений и сетей, пересекающих трассу или проходящих рядом с ней, - ПОМН или РУМН;

проведение электрометрических измерений на участке, подлежащем капитальному ремонту, обследование состояния изоляционного покрытия трубопровода искателем повреждений, шурфование по месту обнаружения дефектов в покрытии для оценки общего состояния покрытия и тела трубы, шурфование в местах пересечения нефтепроводов с сооружениями и сетями других ведомств и внесение конкретных данных в план и профиль трассы - ПОМН или РУМН;

разработка и утверждение задания на проектирование капитального ремонта - ПОМН или РУМН;

согласование проведения работ по капитальному ремонту с ведомствами, чьи сооружения и сети пересекают нефтепровод, - ПОМН или РУМН;

оформление документов по отводу земель с согласованием условий рекультивации - ПОМН или РУМН;

составление рабочего проекта на капитальный ремонт с утверждением его в установленном порядке до 1 сентября года, предшествующего планируемому ремонту, - проектно-сметная группа (БЮРО) - ПОМН или РУМН;

определение и согласование субподрядной организации для выполнения капитального ремонта переходов через естественные и искусственные преграды - ПОМН или РУМН;

оформление финансирования - ПОМН или РУМН, передача всей технической и проектной документации на капитальный ремонт участка нефтепровода РСУ (РСК) - ПОМН или РУМН.

5.3. Задание на проектирование капитального ремонта трубопровода разрабатывается согласно СНиП 1.02.01-85 «Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений» /10/.

5.4. Отвод земельных участков производится на основании решения исполнительного органа власти.

В постановлениях или решениях о предоставлении земельных участков указывается, с какой целью они отводятся и основные условия пользования землей.

5.5. При капитальном ремонте трубопровода применяется одностадийное проектирование - рабочий проект. Состав рабочего проекта определяется согласно СНиП 3.01.01-85 «Организация строительного производства» /11/ с учетом особенностей трубопровода, как линейного объекта.

5.6. Рабочий проект на капитальный ремонт разрабатывается с использованием следующих документов:

задания на проектирование капитального ремонта трубопровода;

материалов обследования технического состояния трубопровода;

технических условий от организаций - владельцев инженерных коммуникаций, пересекающих нефтепровод или находящихся в зоне работ;

исполнительных чертежей на строительство трубопровода;

правил, инструкций, рекомендаций на производство капитального ремонта трубопровода;

типовых схем производства работ;

соответствующих разделов строительных норм и правил;

нормативных материалов по технике безопасности, охране труда и окружающей среды, пожарной безопасности;

материалов топографо-геодезических изысканий по трассе ремонтируемого трубопровода;

настоящих Правил.

5.7. В состав рабочего проекта также должен входить проект технической и биологической рекультивации земель, в котором устанавливается порядок приведения сельскохозяйственных земель, лесных угодий, а также других земель, предоставленных во временное пользование, в состояние, пригодное для использования их по назначению.

5.8. Организация, разработавшая проект рекультивации земель, должна согласовать его со всеми землепользователями (совхозами, колхозами, лесохозяйственными организациями), органами государственного контроля за использованием и охраной земель; со всеми организациями, в ведении которых находятся инженерные сети, сооружения, пересекающие ремонтируемый трубопровод, а также с организациями, осуществляющими капитальный ремонт подземного трубопровода.

5.9. В проекте рекультивации земель в соответствии с условиями, согласованными соответствующими органами управления сельского или лесного хозяйства, должны быть определены:

границы угодий по трассе трубопровода, в пределах которых необходимо проведение рекультивации;

мощность снимаемого плодородного слоя почвы по каждому нарушенному участку;

ширина зоны рекультивации в пределах полосы отвода;

срок нанесения плодородного слоя почвы с учетом уплотнения грунта, уложенного в траншею;

место расположения отвала для временного хранения плодородного слоя почвы;

способ снятия, хранения, транспортировки и нанесения плодородного слоя;

мощность наносимого плодородного слоя и потенциально-плодородных пород;

меры по восстановлению плодородия земель;

план отведенного под ремонт нефтепровода земельного участка с планировочными данными, позволяющими определить объем земляных работ по рекультивации земель и их сметную стоимость.

5.10. При разработке проекта рекультивации земель должно указываться фактическое положение трубопровода в плане, глубина его залегания.

При наличии параллельно действующего трубопровода необходимо учитывать его фактическое положение в плане, глубину залегания, техническое состояние и разработать проектные решения, обеспечивающие сохранность трубопровода и безопасность производства работ.

5.11. В состав проекта рекультивации земель должен быть включен раздел, касающийся ликвидации последствий аварий, возможных при производстве ремонтных работ.

5.12. В рабочем проекте должен быть предусмотрен раздел, касающийся мероприятий по охране водоемов, почвы и атмосферного воздуха от загрязнений при капитальном ремонте трубопроводов.

5.13. Проект производства работ (ППР) по капитальному ремонту трубопровода является основным документом по организации и проведению ремонтных работ. Он разрабатывается РСУ и согласовывается заказчиком. Специальные разделы проекта производства работ могут быть разработаны субподрядными организациями.

5.14. Исходными документами для разработки проекта производства работ являются:

задание на разработку проекта производства работ;

рабочий проект на капитальный ремонт;

сведения о количестве и типах намечаемых к использованию ремонтных машин и механизмов, а также о рабочих кадрах по профессиям;

данные о местах размещения полевых городков;

материалы топографо-геодезических изысканий трассы ремонтируемого трубопровода;

сведения об условиях использования существующих дорог, инженерных коммуникаций других предприятий;

сведения об условиях безопасного производства ремонтных работ и т.д.

5.15. В задании на разработку проекта производства работ должны содержаться сведения о составе, объеме и сроках его разработки. При разработке проекта производства работ необходимо руководствоваться СНиП 3.01.01-85 «Организация строительного производства» /11/. Дополнительно в состав проекта производства работ должен быть включен раздел, касающийся ликвидации аварий, возможных при производстве ремонтных работ.

5.16. При разработке проекта производства работ для капитального ремонта нефтепроводов, пролегающих параллельно действующим, необходимо разработать проектные решения, обеспечивающие его сохранность и безопасность производства работ в соответствии со СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы» /12/.

5.17. Проект производства работ при капитальном ремонте трубопровода состоит из календарного плана работ в виде линейного графика, строительного генерального или схематического плана трассы, схем производства ремонтных работ и краткой пояснительной записки с расчетами и обоснованием технологических решений.

5.18. Проект производства работ составляется, согласовывается и утверждается в установленном порядке не позднее, чем за два месяца до начала основных работ и передается для ознакомления непосредственным исполнителям (мастерам, бригадирам).

Подготовительные работы

5.19. Подготовительные работы, выполняемые подрядчиком (РСУ):

обследование дорог, мостов для выяснения возможности перебазировки машин и механизмов;

размещение и обустройство полевых городков, решение вопросов питания, быта рабочих;

подготовка трассы трубопровода;

оборудование пунктов погрузки и выгрузки;

перебазировка ремонтных колонн к месту работы;

организация пунктов хранения горюче-смазочных материалов;

строительство временных складов;

устройство подъездных путей;

оборудование пунктов технического обслуживания машин и механизмов, баз по приготовлению битумной мастики.

5.20. Подготовка трассы трубопровода включает: срезку валика, расчистку полосы для подъезда к ней.

5.21. Производство основных ремонтных работ разрешается начинать после завершения организационных мероприятий и подготовительных работ и получения письменного разрешения от руководства РУМН на производство работ.

5.22. Сдача трассы трубопровода производится заказчиком (ПОМН или РУМН) подрядчику (РСУ) с оформлением акта передачи перед началом ремонтных работ и обозначением на местности километража и пикетов трассы и всех пересечений нефтепровода с инженерными коммуникациями, а также всех параллельно пролегающих коммуникаций.

5.23. Перед началом ремонтного сезона исполнитель работ должен поставить в известность местные органы Госпожнадзора о сроках проведения работ по капитальному ремонту действующего трубопровода.

6. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

Общие положения

6.1. Земляные работы при ремонте трубопроводов следует выполнять механизированным способом в строгом соответствии с проектно-технической документацией. Выполнение земляных работ вручную допускается лишь в местах, где механизация работ затруднена (пересечение трубопровода с подземными коммуникациями, наличие запорной арматуры и т.п.).

6.2. Перед началом работ во избежание повреждения трубопровода ковшом экскаватора проводится определение положения нефтепровода трассоискателем через каждые 50 м, а при неровном рельефе - через каждые 25 м трассоискателем или шурфованием, и устанавливаются колышки высотой не менее 0,5 м с обозначением глубины заложения (считая от поверхности земли до нижней образующей трубы). Колышки следует также установить в местах изменений рельефа, в вершине углов поворота трассы нефтепровода и в местах пересечения с другими подземными коммуникациями, а также на границах разработки грунта вручную, перед началом и концом вскрышных работ, у линейных задвижек.

6.3. Производство работ в охранных зонах линий и сооружений технологической связи, телемеханики и электрических сетей, входящих в состав магистральных трубопроводов, должно выполняться с соблюдением «Правил охраны линий связи» и «Условий производства работ в пределах охранных зон и просек на трассах линий связи и радиофикации», а также «Правил охраны электрических сетей».

6.4. Разработка грунта в местах пересечения трубопровода с другими подземными коммуникациями, ЛЭП, линией связи, кабелем и др. допускается лишь при наличии письменного разрешения и в присутствии представителя организации, эксплуатирующей эти подземные коммуникации ЛЭП, линии связи и т.д. Вызов представителя возлагается на заказчика УМН или ПОМН).

Организации, в ведении которых находятся подземные коммуникации, ЛЭП, линии связи, кабели и др., обязаны до начала производства работ обозначить на местности хорошо заметными знаками оси и границы этих коммуникаций.

6.5. Производство земляных работ в зоне действующих подземных коммуникаций, зоне ЛЭП, линии связи, кабелей и др. осуществляется под руководством прораба или мастера.

6.6. При обнаружении на месте производства работ подземных коммуникаций и сооружений, не указанных в проектной документации, должны быть поставлены в известность заинтересованные организации и вызваны их представители. Одновременно должны быть приняты меры по защите от повреждений обнаруженных коммуникаций и сооружений.

6.7. При пересечении трассы с действующими подземными коммуникациями разработка грунта механизированным способом разрешается с учетом требований СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты» /13/, на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникаций (трубы, кабели и др.). Оставшийся грунт должен дорабатываться вручную без применения ударных инструментов и с принятием мер, исключающих возможность повреждения этих коммуникаций.

6.8. При подходе землеройного механизма к месту расположения объектов ЭХЗ (КИК, СКЗ, СДЗ) следует вызвать представителя службы ЭХЗ РУМН, который должен отсоединить кабель от трубопровода и вынести его в безопасную зону во избежание повреждения при рытье и засыпке траншеи.

После укладки трубопровода средства ЭХЗ должны быть восстановлены силами РСУ и введены в работу службой ЭXЗ РУМН.

6.9. Разработка траншеи в непосредственной близости от действующих подземных коммуникаций должна производиться в полном соответствии с действующими СНиП и требованиями эксплуатирующей организации, указанными в материалах согласования с ней.

6.10. Если траншея пересекает автомобильные дороги, то для проезда транспорта и других целей заранее по разрешению владельцев дорог должно быть согласовано устройство специальных объездов с установкой специальных дорожных знаков и определением сроков начала и окончания работ по ремонту участка трубопровода, пересекающего дорогу.

Способ рытья траншеи в местах пересечения трубопровода с шоссейными и грунтовыми дорогами подлежит согласованию с организациями, эксплуатирующими эти дороги.

6.11. Участки защемленного трубопровода, а также примыкания к линейным задвижкам, тройниковым соединениям, отводам и др. разрабатываются вручную без применения ударных инструментов на 40 см ниже нижней образующей. Длина такого участка в одну сторону составляет для трубопроводов диаметром до 500 мм - 30 м, 500 - 700 мм - 40 м, более 700 мм - 50 м.

Рекультивация плодородного слоя почвы

6.12. Работы по снятию и восстановлению плодородного слоя почвы должны производиться в соответствии с проектом рекультивации земель, входящим в состав проекта производства работ.

6.13. Ширина и длина полос земель, отводимых во временное пользование для капитального ремонта, определяется проектом, при этом ширина указанных полос не должна превышать ширины, предусмотренной табл. 1 для трубопроводов соответствующих диаметров /14/.

Таблица 1

Нормы отвода земель

Диаметр трубопровода, мм

Ширина полосы земель для одного подземного трубопровода, м

на землях несельскохозяйственного назначения или непригодных для сельскохозяйственных работ и землях государственного лесного фонда

на землях сельскохозяйственного назначения худшего качества (при снятии и восстановлении плодородного слоя)

1. До 426 мм включительно

20

28

2. Более 426 до 720 мм

23

33

3. Более 720 до 1020 мм

28

39

4. Более 1020 до 1220 мм

30

42

5. Более 1220 до 1420 мм

32

45

6.14. Ширину полосы земель, отводимых для капитального ремонта двух и более параллельных магистральных подземных трубопроводов, следует принимать равной ширине полосы земель для одного трубопровода (приведенной в табл. 1) плюс расстояние между осями крайних трубопроводов. Расстояние между осями смежных трубопроводов надлежит принимать по табл. 2 /14/.

Таблица 2

Расстояние между осями смежных трубопроводов

Диаметр трубопровода, мм

Расстояние между осями смежных магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, м

1. До 426 мм включительно

5

2. Более 426 до 720 мм

5

3. Более 720 до 1020 мм

6

4. Более 1020 до 1220 мм

6

5. Более 1220 до 1420 мм

7

Примечания:

1. Расстояние между осями смежных трубопроводов разных диаметров следует принимать равным расстоянию, установленному для трубопровода большего диаметра.

2. Расстояние между двумя нефтепроводами и нефтепродуктопроводами, прокладываемыми одновременно в одной траншее, допускается принимать менее указанного в табл. 2, но не меньше 1 м между стенками трубопроводов.

6.15. Минимальная ширина полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, должна равняться ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону /15/.

6.16. Плодородный слой почвы на площади, которую будет занимать траншея, должен быть снят и уложен в отвал для использования его при восстановлении (рекультивации) нарушенных участков.

6.17. Толщина плодородного слоя почвы и места его снятия по трассе устанавливаются в ППР на основании материалов изысканий.

6.18. При снятии, перемещении и хранении плодородного слоя почвы не допускается смешивание его с подстилающими породами, загрязнение жидкостями и материалами.

6.19. Использование плодородного слоя почвы для засыпки траншей, приямков, котлованов и т.д. запрещается.

6.20. В пустынных районах и необжитых отдаленных местностях условия приведения нарушенных земель в состояние, пригодное для использования в сельском или лесном хозяйстве, определяются в каждом конкретном случае индивидуально.

Разработка траншей

6.21. Для устойчивой и надежной работы машин и механизмов полоса трассы перед проходом ремонтной колонны, при необходимости, должна быть спланирована.

6.22. Поперечный профиль и размеры разрабатываемой траншеи устанавливаются рабочим проектом в зависимости от принятого способа ремонта, диаметра ремонтируемого трубопровода, габаритных размеров ремонтных машин и механизмов и указываются в проекте производства работ.

6.23. При ремонте способом с подъемом трубопровода в траншее и с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее трубопровод должен быть вскрыт до нижней образующей и расположен как показано на рис. 9а. При ремонте без подъема трубопровода с сохранением его положения трубопровод должен быть вскрыт ниже нижней образующей на глубину не менее 1 м и расположен как показано на рис. 9б.

6.24. При механизированном выполнении ремонтных работ размеры траншеи должны быть достаточными для свободного перемещения по трубе очистных и изоляционных машин. Ширина траншеи по низу должна быть не менее Dтр + 1,0 м.

6.25. При разработке траншеи специальными вскрышными экскаваторами ее ширина по низу B равна:

B = Dтр + 2А,

где D   - диаметр трубопровода;

A     - ширина режущей кромки рабочего органа машины.

Для трубопроводов диаметром 219 - 530 мм A = 0,5 м; более 530 мм A = 0,7 м.

При разработке траншеи одноковшовыми экскаваторами ширина траншеи по низу B равна:

B = D + 2к + 2δ,

где к - ширина режущей кромки ковша, к = не менее 0,5 м.

Во избежание повреждения трубопровода минимальное расстояние δ между стенкой трубы и ковшом работающего экскаватора должно быть не менее 0,15 - 0,20 м.

Поперечные профили траншей

а - при ремонте с подъемом трубопровода в траншее; б - при ремонте без подъема трубопровода.

Рис. 9.

В каждом случае принимаемая ширина траншеи при разработке одноковшовым экскаватором должна обосновываться технико-экономическим расчетом.

6.26. Ширина траншеи по низу при разработке грунта землеройными машинами цикличного действия должна соответствовать ширине, указанной в п. 5.24,б, с добавлением в песчаных грунтах и супесях 0,15 м, в глинах и суглинках - 0,1 м.

6.27. Траншеи с вертикальными стенками без крепления разрабатываются в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на глубину, м:

в насыпных песчаных и гравелистых грунтах     - не более 1;

в супесях                                                                  - не более 1,25;

в суглинках и глинах                                               - не более 1,5

в особо плотных нескальных грунтах                   - не более 2.

6.28. Для рытья траншей большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения в зависимости от состава грунта и его влажности (табл. 3).

6.29. В глинистых грунтах, переувлажненных дождевыми, снеговыми (талыми) и другими водами, крутизну откосов котлованов и траншей уменьшают по сравнению с указанной в табл. 3 до величины угла естественного откоса. Это уменьшение производитель работ оформляет актом. Лессовидные и насыпные грунты при переувлажнении становятся неустойчивыми и при их разработке применяют крепление стенок.

6.30. Если увлажнение грунта в откосах произошло после полного или частичного отрыва траншеи, то перед началом каждой смены откосы необходимо осмотреть. Если у бровки траншеи образовались трещины и возникла опасность обвала, работы до устранения опасности прекращают. На участках, где производятся неотложные работы, делают местное уменьшение крутизны откосов.

Таблица 3

Допустимая крутизна откосов траншей

Грунт

Глубина выемки, м

до 1,5

1,5 - 3

3 - 5

угол между направлением откоса и горизонтом, град

отношение высоты откоса к его заложению

угол между направлением откоса и горизонтом, град

отношение высоты откоса к его заложению

угол между направлением откоса и горизонтом, град

отношение высоты откоса к его заложению

1

2

3

4

5

6

7

Насыпной естественной влажности

56

1:0,67

45

1:1,00

38

1:1,25

Песчаный и гравийный влажный, но не насыщенный

63

1:0,50

45

1:1,00

45

1:1,00

Супесь

76

1:0,25

56

1:0,67

50

1:0,85

Суглинок

90

1:0,00

63

1:0,50

53

1:0,75

Глина

90

1:0,00

76

1:0,25

63

1:0,50

Лессовидный сухой

90

1:0,00

63

1:0,50

63

1:0,50

6.31. При неблагоприятных гидрогеологических условиях или в грунтах, не перечисленных в табл. 3 (торф, сыпучие пески и др.), крутизну откосов следует назначать на основании материалов изысканий в индивидуальном порядке с учетом требований механизированного способа производства работ.

6.32. Выбор типа землеройного механизма для разработки траншей при капитальном ремонте трубопровода на отдельных участках трассы зависит от местных топографических и гидрогеологических условий, принятого способа ремонта и темпа работ, диаметра трубопровода, времени года и других условий.

6.33. На прямолинейных участках трассы со спокойным рельефом местности, на участках трассы, где трубопровод уложен по радиусу упругого изгиба, а также в грунтах I - IV категорий без крупных включений траншею можно разрабатывать специальными вскрышными экскаваторами.

6.34. В грунтах с крупными каменистыми включениями, в мерзлых грунтах с промерзанием до 0,25 м, в сыпучих и обводненных грунтах траншеи разрабатываются одноковшовым экскаватором. Эти экскаваторы применяются также в местах резких поворотов трассы и в местах, где глубина залегания трубопровода часто меняется и превышает величину предельной глубины копания специальных вскрышных экскаваторов.

6.35. При сильном притоке грунтовых вод необходимо предусмотреть искусственное водопонижение, а при илистых оплывающих грунтах или при возможном выносе частиц грунта следует применять шпунтовые крепления.

6.36. Работы по открытому водоотливу и искусственному понижению зеркала грунтовых вод должны производиться в соответствии со СНиП 3.02.01-87 «Основания и фундаменты» /13/.

6.37. Режим водоотлива должен быть таким, чтобы постоянно поддерживать уровень воды ниже нижней образующей трубы до окончания ремонтных работ, кончая засыпкой отремонтированного трубопровода.

6.38. Водоотлив должен осуществляться механизированным способом с помощью центробежных насосов и водоотливных агрегатов.

6.39. При разработке траншеи ее необходимо защищать от затопления и размыва поверхностными водами путем замещения отвалов грунта с нагорной стороны, соответствующей планировкой примыкающей территории, а в необходимых случаях - устройством водоотводных канав и другими способами.

6.40. Грунт, вынутый из траншей, как правило, следует укладывать в отвал с одной (левой по направлению работ) стороны траншеи, оставляя другую сторону свободной для передвижения транспорта и производства прочих работ.

6.41. Во избежание обвала вынутого грунта в траншею, а также обрушения стенок траншеи основание отвала вынутого грунта следует располагать в зависимости от состояния грунта и погодных условий, но не ближе 0,5 м от края траншеи.

6.42. Размещение отвалов минерального и плодородного грунта относительно оси трубопровода может быть одностороннее или двухстороннее (рис. 10а, б, в). Схема размещения отвалов грунта выбирается в зависимости от взаимного расположения параллельно проложенных трубопроводов и других коммуникаций, возможного направления движения ремонтной колонны, с учетом местных условий и других факторов и устанавливается для каждого участка в ППР.

6.43. При больших габаритах траншеи (рис. 10г, д) допускается размещать отвалы минерального грунта по обе стороны траншеи. При этом на одной стороне размещается максимально возможная часть грунта, а оставшаяся часть - на другой стороне траншеи и планируется бульдозером для прохода ремонтной колонны.

Схема размещения отвалов грунта

а, г - без рекультивации земель; б, в, д - с рекультивацией земель

Засыпка траншей

6.44. До начала работ по засыпке уложенного трубопровода необходимо проверить качество и в случае необходимости отремонтировать изоляционное покрытие, а также провести предусматриваемые проектом работы по предохранению изоляционного покрытия от механического повреждения.

6.45. Засыпать траншею следует непосредственно после укладочных работ (в течение одной смены) и восстановления устройства электрохимзащиты.

6.46. При засыпке трубопровода необходимо обеспечить сохранность труб и изоляционного покрытия, а также плотное прилегание трубопровода ко дну траншеи.

6.47. В щебенистых грунтах, а также сухих комковатых и мерзлых грунтах трубопроводы должны укладываться в траншею на подсыпку из мягкого грунта толщиной на менее 10 см над выступающими неровностями основания траншеи и таким же грунтом присыпаться на 20 см над верхней образующей.

6.48. Засыпка участков, отремонтированных по способу без подъема трубопровода с сохранением его положения, должна производиться в два этапа. Вначале производится присыпка, которую следует производить с обеих сторон траншеи. Грунт присыпки не должен закрывать верхнюю образующую трубопровода или быть ниже оси трубопровода.

6.49. Подбивку грунта присыпки под трубопровод необходимо выполнять механизированным способом устройством УПТ-1 (разработанным ВНИИСПТнефть) или, как исключение, вручную трамбовками. После этого производится окончательная засыпка.

6.50. Засыпка трубопровода в обычных условиях осуществляется преимущественно бульдозером (траншеезасыпателем) с обеих сторон траншеи. В некоторых случаях засыпку выполняют одноковшовыми экскаваторами, оборудованными ковшом обратная лопата или драглайном.

6.51. Засыпку трубопровода грунтом бульдозерами выполняют прямолинейными, косопоперечными параллельными, косоперекрестными или комбинированными проходами. В местах с уменьшенной полосой отвода работы выполняются косопоперечными параллельными или косоперекрестными проходами бульдозером или роторным траншеезасыпателем (рис. 11).

6.52. При наличии горизонтальных кривых на трубопроводе вначале засыпается криволинейный участок, а затем остальная часть. Причем засыпку криволинейного участка начинают с середины, двигаясь поочередно к его концам.

6.53. На участках местности с вертикальными кривыми трубопровода (овраги, балки, суходолы) засыпку следует производить с двух сторон понижения сверху вниз.

6.54. Засыпка трубопровода драглайном осуществляется в тех случаях, когда работа техники в зоне размещения отвала невозможна, либо по другим причинам. В этом случае экскаватор находится со стороны траншеи, противоположной отвалу, а грунт для засыпки берет из отвала и ссыпает его в траншею.

6.55. После засыпки на нерекультивируемых землях над трубопроводом устраивают валик грунта в виде правильной призмы, высотой на величину возможной осадки грунта.

6.56. На рекультивируемых землях траншеи сначала следует засыпать минеральным грунтом. После искусственного или естественного уплотнения грунта в траншею, наносят плодородный слой из временного отвала на полосе рекультивации.

Схемы производства работ по засыпке уложенного трубопровода бульдозером

а - прямолинейными проходами; б - косопоперечными параллельными проходами; в - косоперекрестными проходами; г - комбинированным способом.

Рис. 11.

6.57. Приведение земельных участков в пригодное состояние производится в ходе работ, а при невозможности этого в течение одного года после завершения работ.

6.58. При производстве ремонта в условиях подвижных песков после засыпки трубопровода необходимо выполнять мероприятия по защите полосы от выдувания.

Особенности выполнения земляных работ при ремонте нефтепроводов диаметром 820 мм комплексным потоком повышенной производительности

6.59. Разработка траншеи одноковшовыми экскаваторами допускается с предварительным вскрытием трубопровода на расстояние до 1000 м от основной колонны.

6.60. На вскрываемом участке между экскаватором и основной колонной вставляются грунтовые перемычки. Расстояние между перемычками должно составлять 30 - 50 м, форма и размеры перемычки приведены на рис. 12.

6.61. Разработку перемычки рекомендуется выполнять двумя способами:

вначале экскаватором, оснащенным ковшом грейферного типа, затем подкапывающей машиной. Этот способ наиболее производительный;

подкапывающей машиной за несколько проходов.

Особенности разработки траншей при ремонте в зимнее время

6.62. Разработка траншеи специальными вскрышными или одноковшовыми экскаваторами допускается при максимальной глубине промерзания грунта соответственно 0,1 и 0,25 м.

6.63. Рекомендуется при разработке траншеи без рекультивации почвы разрабатываемый грунт размещать в двух отвалах по обе стороны траншеи с целью предотвращения возможного наезда автотракторной техники на вскрытый участок трубопровода.

6.64. Размеры вскрываемого участка трубопровода определяются расчетом согласно /7/. Длина перемычек между вскрытыми участками должна быть не менее 10 м.

Грунтовые перемычки

1 - ремонтируемый трубопровод; 2 - приямок; 3 - грунтовая перемычка.

Рис. 12.

6.65. Засыпка траншей и рекультивация плодородного слоя почвы производится после оттаивания отвалов.

Особенности разработки траншей в горных условиях

6.66. При прохождении трассы ремонтируемого трубопровода по крупным продольным уклонам выполняется их планировка путем срезки грунта и уменьшения угла подъема. Эти работы выполняются по всей ширине полосы отвода бульдозерами, которые, срезая грунт, передвигаются сверху вниз и сталкивают его к подножию склона вне пределов ремонтной площадки.

6.67. Устройство насыпи возможно только в зоне прохода транспортных машин. Конструкция и параметры полок назначаются в зависимости от диаметра труб, типа применяемой ремонтной техники, размеров траншей и методов работ и определяются проектом (рис. 13).

6.68. Устойчивость полунасыпи-полки зависит от характеристики насыпного грунта, подошвы косогора, крутизны косогора, ширины насыпной части, состояния растительного покрова. Для устойчивости ее отрывают с уклоном 3 - 4 % в сторону косогора.

6.69. Расчетная схема устойчивости насыпи при работе на них ремонтных машин приводится на рис. 14.

Устойчивость насыпи проверяется по формуле:

Q · sinβ ≤ f · cosβ + qcl;

где Q - вес 1 м длины насыпи в Н/м;

β - угол между плоскостью косогора и горизонтом в градусах;

f - коэффициент трения грунта насыпи по грунту косогора;

qc - сила сцепления между грунтом насыпи и грунтом косогора в Н/м2;

l - ширина основания насыпи, м.

Поперечный разрез полки

1 - полунасыпь; 2 - уступы для устойчивости полунасыпи; 3 - траншея для трубопровода; 4 - полувыемка; 5 - нагорная водоотводная канава.

Рис. 13.

Расчетная схема устойчивости насыпи на косогорах

Рис. 14.

Принятые значения откосов выемки и насыпи также проверяются расчетом. Устойчивость откосов определяется коэффициентом устойчивости.

К = МУДСДВ ≤ 1,4,

где МУД - момент удерживающих сил;

МСДВ - момент сдвигающих сил.

Момент сдвигающих сил определяется как сумма моментов сил, действующих по вертикальным плоскостям, т.е. моментов от веса отдельных элементов грунтового массива.

Минимальную ширину полки можно определять по формуле:

B = (Q + 0,5) + (2hn + d) + (A + 0,7),

где B - ширина полки;

Q - ширина бровки для размещения отвала грунта из траншеи;

h - глубина траншеи;

n - заложение откосов;

d - ширина траншеи по дну;

A - ширина гусеничного трубоукладчика.

6.70. На участках с поперечным уклоном до 15° разработку выемок под полки в нескальных и разрыхленных скальных грунтах необходимо производить поперечными проходами бульдозеров перпендикулярно оси трассы (рис. 15а). Доработка полки и ее планировка производятся продольными проходами бульдозера с послойной разработкой грунта и перемещением его в полунасыпи.

Разработка грунта при устройстве полок на участках с поперечным уклоном до 15° может выполняться также продольными проходами бульдозера по схеме (рис. 15б).

При больших объемах земляных работ используются два бульдозера, которые ведут разработку полки с двух сторон продольными проходами навстречу друг другу.

Разработка полок на склонах

а) поперечными проходами бульдозера; б) продольными проходами бульдозера.

I, II, III, IV - призмы разработанного грунта

Рис. 15.

6.71. В твердых грунтах IV - IX категорий и в скальных грунтах VI - IX категорий крутизну откосов траншеи принимать в индивидуальном порядке с учетом требований механизированного способа производства работ.

Ширина полосы отвода назначается из условия производства работ, ширины полки размещения и направления ремонтной колонны, отвалов грунта.

Схема размещения отвалов грунта выбирается в зависимости от возможного направления движения ремонтной колонны с учетом местных условий и других факторов.

6.72. При работе в скальных грунтах, на продольных уклонах более 10° устойчивость экскаваторов должна проверяться на скольжение (сдвиг), рис. 16. Предельное состояние, при котором начинается сдвиг экскаватора и необходимая анкеровка, определяется по формуле:

H = Q · cosβ · f = P · f,

где H   - сдвигающая сила;

Q  - вес экскаватора;

f    - коэффициент трения (скольжения) металла о грунт;

β   - продольный уклон;

P   - составляющая веса экскаватора, перпендикулярная к поверхности уклона.

Разработку (вскрытие) траншей на участках трассы с продольным уклоном до 15°, если нет поперечных косогоров, выполняют двумя одноковшовыми экскаваторами без специальных предварительных мероприятий. При работе на продольных уклонах от 15° до 36° должна быть осуществлена предварительная анкеровка экскаватора. Число анкеров и метод их закрепления определяются расчетом и в соответствии с проектом производства работ.

Схема проверки устойчивости машин на скольжение

Рис. 16.

6.73. Необходимость анкеровки механизма при работе на уклоне определяется предельным продольным уклоном, при котором начинается самопроизвольный сдвиг экскаватора.

αпр = arctg f,

где αпр - предельный продольный уклон.

Значения предельных уклонов в градусах приведены в табл. 4 в зависимости от вида грунта.

Таблица 4

Значение предельных углов

Вид грунта

Коэффициент трения

αпр

αпр с коэффициентом запаса устойчивости К = 1,5

градусы

Суглинок, глина увлажненные

0,30

16,6

11

Суглинок, глины сухие

0,38

21

14

Песчаные и гравийные грунты

0,36 ÷ 0,40

20 ÷ 22

13 - 15

Скальный плотный грунт

0,45

24

16

Скальный взорванный грунт

0,50

26,5

18

6.74. Анкеровка (закрепление) экскаваторов осуществляется с помощью одного или нескольких тракторов или бульдозеров. При этом экскаватор работает сверху вниз. В качестве подвижных якорей используется один или два трактора или бульдозер. Использование бульдозера даст возможность применять его для планировки грунта по ходу экскаватора, тросы (диаметром 26 - 28 мм) прикрепляют к тумбе экскаватора или к балкам его ходовой части.

6.75. При анкеровке экскаваторов необходимо учитывать состояние поверхности грунта. На увлажненных размокших грунтах удерживающая сила должна быть увеличена. В период дождей, когда грунт насыщается водой, возрастает опасность образования оползней. Необходимо закреплять работающие механизмы независимо от величины уклона. При этом тракторы (бульдозеры), выполняющие функции якоря, должны находиться на верху склона.

6.76. При засыпке трубопровода необходимо обеспечить сохранность труб и изоляции, а также плотное прилегание трубопроводов ко дну траншеи.

6.77. Засыпка отремонтированного трубопровода, уложенного в траншею на полках и на продольных склонах, производится аналогично засыпке в скальных грунтах на равнинной местности, т.е. с предварительным устройством постели и присыпкой трубопровода легким грунтом. Если использование легкого грунта для устройства постели под трубопровод и присыпки неэкономично, то трубопровод должен быть защищен футеровкой из деревянных реек, покрытием из соломенных или камышовых матов.

6.78. Методы работы землеройных машин при засыпке траншей на крутых подъемах и спусках аналогичны методам работы при вскрытии траншеи.

Если грунт для засыпки распланирован по полке, то окончательная засыпка трубопровода скальным грунтом производится бульдозером; в том случае, если грунт находится у бровки со стороны откоса, то возможно использование одноковшового экскаватора. При этом работа бульдозера возможна как поперечными проходами так и косыми под углом к траншее (ввиду ограничения рабочей зоны). Засыпка траншей на крутых склонах и подъемах производится передвижением машин вдоль или под углом к траншее.

6.79. Для предотвращения оползания и скатывания грунта вниз по откосу, размыва ливневыми водами при защите трубопровода мягким грунтом должны быть устроены перемычки из мешков, заполненных землей, или деревянных щитов через каждые 5 - 10 м.

Особенности разработки траншеи при ремонте с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением путем переукладки в новую траншею

6.80. Ширина траншеи по низу при разработке одноковшовым экскаватором должна быть (рис. 17):

B = 2Д + К + 2δ, м

где B - ширина траншеи по низу;

Д - диаметр трубопровода;

К - ширина режущей кромки рабочего органа, не менее 0,5 м;

δ = 0,250,30 м.

В каждом случае принимаемая ширина траншеи при разработке одноковшовым экскаватором должна обосновываться технико-экономическим расчетом.

Контроль качества и приемка земляных работ

6.81. Контроль качества земляных работ заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ проектной документации, требованиям СНиП III-42-80 /16/ и соблюдении допусков, приведенных в табл. 5 /17/.

6.82. Цель контроля - предупредить возникновение брака и дефектов в процессе производства работ, исключить возможность накопления дефектов, повысить личную ответственность исполнителей.

Таблица 5

Допуски на производство земляных сооружений

пп

Наименование допусков

Величина допуска (отклонения), см

Иллюстрация допуска (отклонения)

максимальная

минимальная

1.

Отклонение отметок при планировке полосы для работы экскаватора

0

-5

2.

Толщина слоя постели из мягкого грунта на дне траншеи

-10

0

3.

Общая толщина слоя засыпки грунта над трубопроводом

-25

-5

4.

Высота насыпи

-20

-5

Поперечный профиль траншеи при ремонте с подъемом нефтепровода и переукладкой в новую траншею

1 - исходное положение трубопровода; 2 - проектное положение трубопровода.

Рис. 17.

6.83. В зависимости от характера выполняемой операции (процесса) операционный контроль качества осуществляется непосредственно исполнителями, бригадирами, мастерами, прорабами или специальным контролером.

6.84. Приборы и инструменты (за исключением простейших щупов, шаблонов), предназначенные для контроля качества материалов и работ, должны быть заводского изготовления и иметь паспорта, подтверждающие их соответствие требованиям Государственных стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке.

6.85. Выявленные в ходе контроля дефекты, отклонения от проектов и требований строительных норм и правил или технических инструкций должны быть исправлены до начала последующих операций (работ).

6.86. Операционный контроль качества выполнения земляных работ должен включать:

проверку отметок и ширины полосы для работы экскаваторов (в соответствии с требованиями проектов производства работ);

проверку откосов траншей в зависимости от структуры грунтом, указанных в проекте;

проверку толщины слоя подсыпки на дне траншеи и толщины слоя подсыпки трубопроводов мягким грунтом;

проверку отметок верха насыпи, ее ширины и крутизны откосов;

проверку профиля дна траншеи с замером ее глубины и проектных отметок;

проверку ширины траншеи по дну.

6.87. Ширина полосы для прохода экскаваторов контролируется промером стальной лентой и рулеткой.

6.88. Ширина траншеи по дну контролируется шаблонами, опускаемыми в траншею.

6.89. Расстояние от оси трубопровода до стенки траншеи по дну на сухих участках трассы должно быть не менее половины проектной ширины траншеи, эту величину не следует превышать более чем на 200 мм.

6.90. Фактическая отметка дна траншеи в любой точке не должна превышать проектную и может быть менее ее на величину до 100 мм.

6.91. Если проектом предусмотрена подсыпка рыхлого грунта на дно траншеи, то толщина выравниваемого слоя рыхлого грунта контролируется щупом, опускаемым с бермы траншеи. Толщина выравниваемого слоя должна быть не менее проектной; допуск на толщину слоя приведен в табл. 5.

6.92. При подземной прокладке трубопровод на всем протяжении должен опираться на дно траншеи или ложе насыпи.

6.93. Если проектом предусмотрена присыпка трубопровода мягким грунтом, то толщина слоя присыпки, уложенного в траншею трубопровода, контролируется мерной линейкой. Толщина слоя присыпки должна быть не менее 200 мм. Допускается, чтобы отклонение толщины слоя находилось в пределах, указанных в табл. 5.

6.94. Отметки рекультивированной полосы контролируют геометрическим нивелированием. Фактическая отметка полосы определяется во всех точках, где в проекте рекультивации земель указана проектная отметка.

Фактическая отметка должна быть не менее проектной и не превышать ее более чем на 100 мм.

6.95. На нерекультивируемых землях с помощью шаблона контролируется высота валика, которая должна быть не менее проектной и не превышать проектную высоту на величину более 200 мм.

6.96. С целью комплексного ведения работ, а также предотвращения обрушения и оплывания стенок траншеи необходимо контролировать сменный темп разработки траншеи, который должен соответствовать сменному темпу изоляционно-укладочных работ.

6.97. Сдача-приемка земляных работ должна быть оформлена соответствующим актом (прилож. 3, форма 3).

7. ПОДЪЕМ И УКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

Общие положения

7.1. Работы по подъему и укладке трубопроводов разрешатся производить только в присутствии лица, ответственного за производство работ.

7.2. Перед подъемом должны быть выполнены все мероприятия, предусмотренные в проекте производства работ, обеспечивающие безопасность их проведения и предотвращение аварийных ситуаций.

7.3. Поднимать трубопровод следует только после того, как ремонтируемый участок будет полностью вскрыт до нижней образующей и получено разрешение от диспетчера.

7.4. Перед подъемом поперечные сварные стыки очищаются от изоляционного покрытия, ржавчины, загрязнений и подвергаются сплошному визуальному и выборочному контролю физическими методами в зависимости от результатов визуального осмотра.

Если в результате визуального осмотра по мнению ответственного лица (прораба, начальника участка) обнаружатся поперечные сварные стыки неудовлетворительного качества (недопустимые подрезы, смещения, прокорродированность), они подлежат ремонту или вырезке катушек.

Тщательному осмотру подлежат места аварий и свищей.

7.5. Перед началом подъема трубопровода необходимо проверить исправность ближайших задвижек, и в случае неисправности - отремонтировать. При возникновении аварийной ситуации руководитель работ докладывает о случившемся диспетчеру ПОМН и по команде диспетчера организует закрытие ближайших линейных задвижек, отключающих ремонтируемый участок.

7.6. Расчетные технологические параметры ремонтной колонны при ремонте в нормальных условиях определяются по «Методике расчета на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 219 - 1220 мм» и приведены в табл. 6.

7.7. При работе ремонтной колонны по способу с подъемом, с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее должны контролироваться следующие расчетные параметры:

общая длина приподнятого участка;

расстояние между грузоподъемными механизмами;

высота подъема трубопровода каждым грузоподъемным механизмом;

усилия подъема трубопровода грузоподъемными механизмами;

При работе ремонтной колонны по способу без подъема должны контролироваться следующие расчетные параметры:

шаг ремонтной колонны;

расстояние между опорами;

расстояние между экскаватором и подкапывающей машиной;

расстояние между задней опорой и началом присыпки трубопровода грунтом;

расстояние между задней опорой и началом засыпки трубопровода;

общая длина вскрытого участка;

высотное отклонение ремонтируемого участка.

7.8. Высотные отклонения ремонтируемого трубопровода рассчитываются согласно «Руководству по расчету на прочность участка подземного трубопровода диаметром 1020 - 1220 мм при ремонте без подъема» /19/ и приводятся в проекте производства работ.

7.9. Подъем, удержание и укладка трубопровода, не имеющего дефектов, может производиться без остановки перекачки. Допустимое давление на участке подъема должно определяться расчетом и указываться в проекте производства работ.

Таблица 6

Технологические параметры и расчетные величины усилия подъема трубопровода

Схема расстановки грузоподъемных механизмов

Диаметр трубопровода, мм

Кол-во г/п механизмов, шт.

Высота подъема трубопровода, м

Расстояние между г/п механизмами, м

Длина приподнятого участка, м

Усилия подъема трубопровода г/п механизмами, кН

 

D

n

h1

h2

l

L

P1

P2

219

3

0,50

0,72

13,0

65,0

15,7

11,е

273

3

0,50

0,72

14,0

71,0

24,5

17,7

325

3

0,50

0,72

15,0

77,0

34,3

24,5

377

3

0,50

0,72

16,0

80,0

43,2

23,4

426

3

0,50

0,78

17,5

88,0

62,8

45,1

530

4

0,50

0,78

20,0

120,0

100,0

76,5

630

4

0,50

0,78

21,0

130,0

161,8

122,6

720

4

0,50

0,78

23,0

138,0

199,0

151,0

820

4

0,50

0,78

27,0

115,0

182,7

117,0

Подъем, удержание и укладка трубопровода, имеющего дефекты, должны производиться после исправления дефектов и с остановкой перекачки.

7.10. Подъем трубопровода следует осуществлять плавно, без рывков и резких колебаний. Контроль величины расчетных усилий на крюках трубоукладчиков производится динамометрами.

7.11. Начало (или конец) приподнимаемого участка трубопровода должно находиться от линейных задвижек или других мест защемления на расстоянии не менее: для трубопроводов диаметром до 500 мм - 50 м; 500 - 700 м - 40 м; более 700 мм - 50 м.

7.12. На время длительных остановок и в конце смены трубопровод следует укладывать на лежки, опоры-крепи и др., обеспечивающие удержание трубопровода в исходном положении. Для предотвращения боковых смещений трубопровода, уложенного на лежки, устанавливаются боковые упоры.

Подъем и укладка трубопровода на лежки

7.13. Подъем и укладка трубопровода на лежки применяется при ремонте по способу с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее и для монтажа (демонтажа) машин и механизмов при ремонте по способу подъема трубопровода в траншее.

Подъем и укладка трубопровода на лежки осуществляется трубоукладчиками, оборудованными мягкими полотенцами, по двум схемам (рис. 18, 19).

7.14. На рис. 18 показана схема расстановки и перемещения трубоукладчиков и последовательность операций при подъеме и укладке трубопровода на лежки одновременно обоими трубоукладчиками (на рисунке условно показаны три трубоукладчика).

Схема подъема и укладки нефтепровода на лежки одновременно тремя трубоукладчиками

1 - трубоукладчики; 2 - нефтепровод; 3 - лежка; Lт - расстояния между трубоукладчиками; Lл - расстояние между лежками; Lст - расстояние от места установки полотенца до поперечного сварного стыка; h1 - высота подъема под крайними трубоукладчиками; h2 - высота подъема под средним трубоукладчиком.

Рис. 18.

Схема подъема и укладки нефтепровода на лежки с переходом одного трубоукладчика

1 - трубоукладчик; 2 - нефтепровод; 3 - лежка; Lт - расстояния между трубоукладчиками; Lл - расстояние между лежками; Lст - расстояние от места установки полотенца до поперечного сварного стыка; h1 - высота подъема под крайними трубоукладчиками; h2 - высота подъема под средними трубоукладчиками.

Рис. 19.

Позиция I. Расстановка трубоукладчика на расстояние друг от друга и установка полотенец. Расстояние от места установки полотенца до поперечного сварного стыка Lст - не менее 3 м.

Позиция II. Подъем трубопровода одновременно всеми трубоукладчиками на заданную технологическую высоту.

Позиция III. Укладка лежек под приподнятый трубопровод в местах стропления полотенец. Лежки должны быть расположены от стыка на расстоянии не менее 3 м.

Позиция IV. Спуск трубопровода на лежки одновременно всеми трубоукладчиками.

Позиция V. Переход трубоукладчиков в следующее исходное положение и последующая расстановка их в порядке, описанном в позиции I. Далее операции повторяются в указанной последовательности.

7.15. На рис. 19 показана схема расстановки и перемещения трубоукладчиков и последовательность операций при подъеме и укладке трубопровода на лежки с переходом одного трубоукладчика (на рисунке условно показано четыре трубоукладчика).

Позиция I. Расстановка трубоукладчиков на расстоянии друг от друга и установка полотенец. Расстояние от места установки полотенца до поперечного сварного стыка - не менее 3 м.

Позиция II. Подъем трубопровода одновременно всеми трубоукладчиками на заданную технологическую высоту.

Позиция III. Укладка лежек под приподнятый трубопровод в местах установки полотенец. Лежки должны быть расположены от стыка на расстоянии не менее 3 м.

Позиция IV. Спуск трубопровода на лежки последним по ходу движения трубоукладчиком.

Позиция V. Переход освободившегося трубоукладчика вперед колонны на расстояние Lт от первого по ходу движения трубоукладчика.

Далее операции повторяются в указанной последовательности. По этой схеме трубопровод поддерживается в приподнятом состоянии тремя трубоукладчиками, а последний по ходу движения трубоукладчик опускает трубопровод на лежки и перемещается только после того, как подъем трубопровода первым трубоукладчиком произведен и его подъемные лебедки поставлены на тормоз.

Подъем трубопровода трубоукладчиками, оснащенными троллейными подвесками

7.16. Для выполнения подъема трубопровода трубоукладчиками, оборудованными троллейными подвесками, вначале укладывается на лежки по схеме, описанной в п. 7.14. При этом длина участка, уложенного на лежки, должна быть достаточной для монтажа всех ремонтных машин.

7.17. На уложенном на лежки трубопроводе производится монтаж троллейных подвесок, очистной и изоляционной машин.

7.18. Подъем трубопровода с находящимися на нем очистной и изоляционной машинами следует производить одновременно и равномерно.

7.19. Движение троллейной подвески вдоль трубопровода осуществляется плавно, не допускается останавливать троллейную подвеску рядом со сварным швом на трубопроводе.

Поддержание трубопровода опорами-крепями

7.20. Технологическая схема ремонта с применением 4-х крепей КР-1220 приведена на рис. 20. Способ ремонта - поточноиклический. Эта схема является основной и рекомендуется для преимущественного применения, так как возникающие при ремонте в стенке трубы напряжения - наименьшие, что обеспечивает максимальную безопасность ремонта. При расстановке ремонтных машин по этой технологической схеме достигается максимальная производительность ремонтной колонны. Рекомендуемые технологические параметры приведены в табл. 7.

Схема расстановки ремонтных машин и механизмов при ремонте с использованием четырех опор-крепей

1 - подкапывающая машина; 2 - очистная машина; 3, 4, 5, 6 - опоры-крепи; 7 - изоляционная машина; 8рубопровод.

Рис. 20.

Таблица 7

Рекомендуемые технологические параметры при капитальном ремонте трубопроводов диаметром 1020, 1220 мм без подъема

№ пп

Наименование параметра

Размерность

Величина параметра

1020 × 11 мм

1220 × 12 мм

1.

Шаг ремонтной колонны

м

5,0

8,0

2.

Расстояния:

 

 

 

l1max

м

20,0

18,0

l1min

м

15,0

10,0

l2

"

20,0

18,0

l3max

"

11,0

16,0

l3min

"

6,0

7,0

3.

Длина участка присыпки

"

21,0

21,0

4.

Расстояние от подкапывающей машины до экскаватора

"

13,0

15,0

5.

Усилия подъема:

 

 

 

P1 (P2)

кН

294,0 (148,0)

330,0

P3 (P4)

"

259,0 (358,0)

360,0

6.

Высота подъема трубопровода

м

0 ÷ 0,05

0 ÷ 0,05

7.

Максимально допустимая осадка трубопровода на участке присыпки

м

0,1

0,1

Поддержание трубопровода трубоукладчиками, оснащенными навесной стрелой-опорой СО-1

7.21. Технологическая схема ремонта с применением трубоукладчиков, оснащенных навесной стрелой-опорой СО-1 приведена на рис. 21. Схематично обозначены трубоукладчики без стрелы-опоры. Способ ремонта - поточно-циклический.

7.22. Усилие на стреле-опоре СО-1 должно измеряться динамометром и непрерывно контролироваться машинистом трубоукладчика. Категорически запрещается превышать расчетные значения усилий.

7.23. Расчетные значения усилия подъема должны указываться в проекте производства работ каждого конкретного ремонтируемого участка.

7.24. Ремонт нефтепровода диаметром 820 мм комплексным потоком повышенной производительности производится с частичным подъемом без остановки перекачки при давлении до 2,0 МПа на ремонтируемом участке.

Высота подъема ремонтируемого участка в момент перемещения грузоподъемных механизмов не должна превышать 0,2 м.

Во время разработки грунтовой перемычки (рис. 22) допускается подъем ремонтируемого участка на высоту до 0,6 м. При этом подъем и спуск трубопровода должен производиться с соблюдением требований /6/.

7.25. Схемы расстановки ремонтных машин и порядок перемещения с применением 3 трубоукладчиков, технологические параметры ремонтной колонны, а также способы разработки перемычки представлены в Инструкции /10/. Рекомендуемые технологические параметры приведены в табл. 8, 9.

Схемы расстановки ремонтных машин и механизмов при ремонте с использованием стрелы-опоры СО-1

1, 2, 3 - стрела-опора СО-1; 4 - изоляционная машина; 5 - подкапывающая машина; 6 - очистная машина.

Рис. 21.

Устранение перемычки

1 - трубоукладчики, оборудованные СО-1; 2 - изоляционная машина; 3 - очистная машина; 4 - подкапывающая машина.

Рис. 22.

Таблица 8

Рекомендуемые технологические параметры при ремонте трубопроводов диаметром 820 мм комплексным потоком повышенной производительности с использованием трех трубоукладчиков, оснащенных стрелой-опорой СО-1

пп

Наименование параметра

Размерность

Величина параметра

1.

Длина приподнятого участка, L

м

70,0 - 80,0

2.

Расстояние от подкапывающей машины до переднего трубоукладчика:

 

 

l1min

"

7,0

l1max

"

25,0

3.

Расстояние между трубоукладчиками:

 

 

l2min

"

18,0

l2max

"

24,0

4.

Расстояние от заднего трубоукладчика до изоляционной машины:

 

 

l3min

"

7,0

l3max

"

21,0

5.

Усилие на крюке трубоукладчика:

 

 

P1

кН

150,0 - 236,0

P2

"

158,0 - 210,0

P3

"

150,0 - 220,0

6.

Высота подъема нефтепровода, h

м

0,07 ÷ 0,20

Таблица 9

Рекомендуемые технологические параметры при ремонте трубопроводов диаметром 820 мм комплексным потоком повышенной производительности при прохождении грунтовых перемычек

№ пп

Наименование параметра

Размерность

Величина параметра

1.

Длина приподнятого участка

м

98,2

2.

Расстояние от подкапывающей машины до переднего грузоподъемного механизма:

 

 

l1min

"

7,0

l1max

"

9,0

3.

Расстояние между грузоподъемными механизмами, l2min

"

10,0

4.

Расстояние от заднего грузоподъемного механизма до изоляционной машины, l2max

"

7,0

5.

Высота подъема нефтепровода в наивысшей точке, h

"

0,6

6.

Высота подъема нефтепровода в месте работы подкапывающей машины, hn

 

0,20

7.

Усилие на крюке трубоукладчика,

кН

 

P1

"

200,0

P2

"

142,0

P3

"

200,0

7.26. Ремонт нефтепроводов в зимнее время необходимо производить только без остановки перекачки при давлении на ремонтируемом участке не более 2,5 МПа.

7.27. Расчетные технологические параметры ремонтной колонны определяются по «Методике расчета нефтепроводов на прочность и устойчивость при капитальном ремонте в зимнее время», которая приведена в Инструкции /7/. Рекомендуемые технологические параметры приведены в табл. 10, 11.

7.28. При ремонте в горных условиях расчетные технологические параметры определяются для каждого участка согласно «Методике расчета напряженного состояния трубопроводов диаметром 377 - 530 мм при ремонте с подъемом в горных условиях» (разработка ВНИИСПТнефть).

7.29. Ремонт нефтепровода диаметром 720 мм с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением путем переукладки в новую траншею производится без остановки перекачки со сниженным давлением. Допустимое давление на участке подъема определяется расчетом и не должно превышать 1,0 МПа.

Технологические параметры ремонтной колонны, определенные расчетом, приведены в Инструкции /8/ и в табл. 12.

Таблица 10

Технологические параметры и расчетные величины усилий грузоподъемных механизмов при ремонте трубопровода диаметром 530 мм в зимнее время

Схема расстановки грузоподъемных механизмов

Толщина стенки, мм

Кол-во грузоподъемных механизмов, шт.

Высота подъема нефтепровода, м

Расстояние между г/п механизмами, м

Длина приподнятого участка, м

Усилия грузоподъемных механизмов, кН

 

δ

n

h1

h2

h3

l

L

P1

P2

P3

9,0

3

0,50

0,78

0,50

17,1

90,1

81,6

55,7

81,6

10,0

3

0,50

0,78

0,50

17,4

90,6

85,7

58,5

85,7

11,0

3

0,50

0,78

0,50

17,7

92,9

89,9

61,3

89,9

12,0

3

0,50

0,78

0,50

17,9

94,1

93,8

64,0

93,8

P1 = P4

P2 = P3

h1 = h4

h2 = h3

9,0

4

0,50

0,78

-

14,9

99,5

75,7

47,5

-

10,0

4

0,50

0,78

-

13,2

101,1

79,6

51,0

-

11,0

4

0,50

0,78

-

15,4

102,5

83,4

53,5

-

12,0

4

0,50

0,78

-

15,6

103,9

87,1

55,8

-

P1 = P5

P2 = P4

h1 = h5

h2 = h4

9,0

5

0,50

0,83

1,07

14,6

112,5

73,7

47,5

47,5

10,0

5

0,50

0,83

1,07

14,8

114,3

77,5

49,9

49,9

11,0

5

0,50

0,83

1,07

15,1

116,0

81,3

52,4

52,4

12,0

5

0,50

0,83

1,07

15,3

117,5

84,8

54,7

54,7

Таблица 11

Технологические параметры и расчетные величины усилий грузоподъемных механизмов при ремонте нефтепровода диаметром 630 мм в зимнее время

Схема расстановки грузоподъемных механизмов

Толщина стенки, мм

Кол-во г/п механизмов, шт.

Высота подъема нефтепровода

Расстояние между г/п механизмами, м

Длина приподнятого участка, м

Усилия грузоподъемных механизмов, кН

 

δ

n

h1

h2

h3

l

L

P1

P2

P3

9

3

0,50

0,78

0,50

18,2

95,6

116,4

79,4

116,4

10

3

0,50

0,78

0,50

18,3

96,6

121,3

82,8

121,3

11

3

0,50

0,78

0,50

18,7

98,8

127,7

87,1

127,7

12

3

0,50

0,78

0,50

19,0

100,2

133,1

90,3

133,1

9

4

0,50

0,78

-

15,8

105,6

108,0

69,2

-

10

4

0,50

0,78

-

16,0

106,6

112,6

72,2

-

11

4

0,50

0,78

-

16,4

109,1

118,6

76,0

-

12

4

0,50

0,78

-

16,6

110,6

123,5

79,2

-

9

5

0,50

0,83

106,9

15,5

119,4

105,2

67,8

67,8

10

5

0,50

0,83

106,9

15,7

120,6

109,7

70,7

70,7

11

5

0,50

0,83

106,9

16,0

123,4

115,5

74,4

74,4

12

5

0,50

0,83

106,9

16,3

125,1

120,3

77,6

77,6

Таблица 12

Рекомендуемые технологические параметры при ремонте нефтепроводов диаметром 720 мм с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением путем переукладки в первую траншею

Номер позиции трубоукладчика

Высота подъема трубопровода трубоукладчиком, м

Минимальное расстояние между трубоукладчиками, м

Усилие на крюке трубоукладчика, кН

Длина приподнятого участка, м

Изгибающие напряжения в стенке трубы, МПа

Шаг ремонтной колонны, м

I очередь РВН, МПа

II очередь РВН, МПа

Т, °С

Т, °С

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Схема с пятью трубоукладчиками

1

0,70

 

170,0

136,0 - 140,0

128,0

5,5 - 6,0

2,0

20

2,5

20

2

1,10

18,0

86,5

111,0

3

1,20

16,5

83,4

111,2

4

0,95

16,5

83,8

119,0

5

0,35

16,5

168,0

137,0

Схема с четырьмя трубоукладчиками

1

0,73

18,0

171,6

125,0 - 130,0

146,0

5,5 - 6,0

1,4

15

1,6

20

2

1,10

91,1

142,0

3

0,94

93,5

152,0

4

0,42

175,6

160,9

8. ОЧИСТКА НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДА

8.1. При капитальном ремонте трубопроводов очистку наружной поверхности следует выполнять ремонтными очистными машинами.

8.2. Очистка заключается в удалении с наружной поверхности трубопровода остатков земли, старого изоляционного покрытия и продуктов коррозии.

8.3. Очистка трубопровода в зоне наличия заплат, вантузов, хомутов и других препятствий выполняется вручную.

8.4. Ручную очистку допускается производить скребками или другим инструментом. Не допускается нанесение глубоких царапин, рисок, сколов основного металла и срезания сварных швов.

8.5. Под битумноастичные, пластобитные ленточные покрытия холодного нанесения, плотное консервационное покрытие, прочно связанное с трубой, не снимается, если не снижает адгезионных свойств наносимой изоляции, труба очищается лишь от поверхностных загязнений и ржавчины. После очистки поверхности грунтовка наносится по консервационному покрытию.

8.6. Поверхность трубопровода, имеющая острые выступы, заусенцы, задиры, брызги металла и шлак, должна быть опилена и зачищена.

8.7. Степень очистки поверхности труб перед нанесением покрытий должна соответствовать виду защитного покрытия и соответствовать требованиям, приведенным в табл. 13.

8.8. Характеристику очищенной стальной поверхности от окислов определяют визуальным осмотром с помощью передвижения пластины из прозрачного материала размером 25 × 25 см с взаимно перпендикулярными линиями, образующими квадратики размером 2,5 × 2,5 мм. Инструментальным методом характеристику очистки поверхности можно определить прибором типа УКСО (ВНИИСТ).

8.9. При выполнении работ по очистке трубопровода перед нанесением изоляционного покрытия необходимо проверить, чтобы очистной инструмент был комплектным, плотно прилегал к поверхности трубопровода, имел допустимую степень износа.

8.10. Запрещается применять химические, огневые способы очистки, а также способы, сопровождающиеся снятием металлической стружки с поверхности трубопровода.

Таблица 13

Требования к очистке наружной поверхности трубопровода

Вид противокоррозионных покрытий

Степень очистки стальной поверхности

Характеристика очищенной поверхности

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 × 25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 10 % площади пластины

Битумно-мастичные, пластобитные и антикоррозионные смазки

4

Не более чем на 10 % поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины и ржавчины, видимые невооруженным глазом; при перемещении по поверхности прозрачной пластины размером 25 × 25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 30 % площади пластины

9. СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ

9.1. При производстве сварочных работ необходимо руководствоваться следующими документами:

«Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства» /20/;

«Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов РД 39-147103-360-89 /21/.

9.2. Сварочные работы на нефтепроводах проводятся с целью усиления кольцевых швов, восстановления стенки труб, приварки накладных элементов (заплат, муфт), приварки штуцеров, катодных выводов.

9.3. Сварочные работы выполняются в общем потоке ремонтных работ.

9.4. Сварочные работы производятся на нефтепроводах из малоуглеродистых и низколегированных сталей с углеродным эквивалентом не ниже 0,42, кроме дисперснотвердеющих и термоупрочненных сталей.

9.5. Внутреннее давление в нефтепроводе при проведении сварочных работ Рсв. не должно превышать:

0,8 Рр при τ < 10 лет,

0,7 Рр при τ = 10 - 20 лет,

0,6 Рр при τ > 20 лет,

но не более 2,5 МПа (25 атм), где Рр - рабочее давление;

τ - срок эксплуатации нефтепровода.

Нефтепровод на месте производства сварочных работ должен быть полностью заполнен перекачиваемой нефтью.

Запрещается проводить сварочные работы на нефтепроводах, работающих неполным сечением (частично заполненных перекачиваемой нефтью).

9.6. Сварочные работы должны быть прекращены по первому требованию представителей Госпожнадзора, технической инспекции профсоюза, профессиональной или ведомственной пожарной охраны (ВОХР), работников службы технической безопасности. В этих случаях сварочные работы можно продолжить с разрешения представителей указанных органов, выполнив их требования.

9.7. При всех видах сварочных работ обязательно проведение следующих мероприятий:

назначение лиц, ответственных за подготовку нефтепровода к проведению сварочных работ;

назначение лиц, ответственных за подготовку и проведение сварочных работ;

подготовка сварочных материалов, оборудования и инструментов;

проверка состояния воздушной среды на месте проведения сварочных работ;

подготовка поверхностей свариваемых деталей (снятие фаски, зачистка поверхности труб);

внешний осмотр, классификация дефектов, измерение толщины стенки труб нефтепровода в местах предполагаемой сварки;

контроль качества сварки;

определение перечня противопожарных мероприятий.

9.8. При ремонте нефтепровода от места производства земляных, очистных и изоляционно-укладочных работ до места производства сварочных работ необходимо оставить технологический разрыв. Принятый технологический разрыв должен исключать возможность передачи механических колебаний от места производства очистных и изоляционно-укладочных работ, поступление паров нефтепродуктов на место сварки. Величина технологического разрыва должна быть не менее 300 м.

9.9. Оборудование, приборы, инструменты и материалы, применяемые при сварочных работах, должны отвечать требованиям соответствующих стандартов.

9.10. В зависимости от вида размеров и взаимного расположения повреждений выбирают один из следующих методов восстановления стенки трубы:

зачистка поверхности, шлифовка;

заварка (наплавка) повреждений;

приварка накладных усилительных элементов (заплат, муфт).

9.11. Зачистка поверхности шлифованием применяется при наличии коррозионных повреждений глубиной, не превышающей 10 % толщины стенки.

9.12. При наличии более глубоких повреждений допускается их заварка, если остаточная толщина трубы в месте повреждения не менее 5 мм независимо от внутреннего давления, с учетом п. 9.5.

Допускается проводить сварочные работы на нефтепроводах, не имеющих повреждений, с толщиной стенки 3 мм.

9.13. В случае невыполнения ограничения п. 9.12, а также при наличии сплошной коррозии восстановление работоспособности труб производится путем приварки накладных усилительных элементов (заплат, муфт).

Допускается ликвидация утечки нефти через повреждение при отсутствии фонтанирования путем приварки заплат или муфт. При этом место утечки должно быть герметизировано безогневым способом. Приваренные заплаты и муфты в этом случае являются временными средствами усиления несущей способности нефтепровода. Срок эксплуатации нефтепровода, имеющего временные средства усиления несущей способности, устанавливается комиссионным обследованием и фиксируется в акте обследования, утверждаемом главным инженером.

9.14. Заварка повреждений металла труб производится после зачистки повреждений до металлического блеска и замеров глубины повреждений.

9.15. Заварка производится электродами марки УОНИ 13/55 диаметром 3 мм (заварка керневого шва) и 4 мм - для всех последующих слоев. Общие требования к электродам, правила приемки, методы испытания сварных соединений регламентированы ГОСТ 9466-75. «Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки» /22/.

9.16. Заварку повреждений разрешается вести ниточными швами (без поперечных колебаний электрода). Швы накладываются по периметру повреждения навстречу друг другу. Центральная (наиболее глубокая) часть повреждения заваривается в последнюю очередь.

9.17. При заварке незначительных повреждений (3 … 8 мм по периметру) электрод должен оставаться в одной точке не более 7 с.

9.18. Повреждения завариваются с усилением 1,5 … 2,0 мм с таким расчетом, чтобы края наплавленного металла заходили за край повреждения не более чем на 2 - 3 мм.

9.19. Усилительные элементы типа заплат должны быть вытянуты по окружности трубы или круглые. Минимальный диаметр заплаты - 100 мм.

9.20. Заплаты привариваются с применением технологических сегментов. Технологические сегменты должны устанавливаться на нефтепроводе и схватывать заплату по периметру. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами показана на рис. 23. Допускается приварка заплат размером менее 150 мм без использования технологических сегментов. Минимальное расстояние до сварных швов (поперечных и продольных) должно составлять 100 мм.

9.21. Усилительные элементы типа муфт должны привариваться с технологическими кольцами. Минимальная длина муфты 100 мм. Муфты длиной менее 300 мм могут привариваться без технологических колец. Минимальная длина технологических колец должна составлять 0,2Двнвн - внутренний диаметр колец).

9.22. В случае расположения повреждений на кольцевых швах и на расстоянии до 100 мм от швов допускается приварка муфты, охватывающей поперечный кольцевой шов. Минимальное расстояние до поперечных сварных швов муфты от кольцевого шва нефтепровода должна быть 100 мм.

Минимальное расстояние между двумя соседними муфтами должно быть 100 мм.

9.23. Заплаты, муфты, технологические кольца должны быть изготовлены из труб, механические свойства, химический состав и толщина стенки которых такие же, как у ремонтируемого участка нефтепровода.

9.24. Размеры заплат и муфт должны быть таковы, чтобы перекрыть место повреждения стенки трубы не менее 50 мм по периметру.

9.25. Муфты, технологические кольца и сегменты изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфт, колец и сегментов должен быть равномерным и лежать в интервале 2 - 3,5 мм.

9.26. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты, кольца или сегмента допускается приварка сборочных скоб.

9.27. Продольные кромки муфт, колец, сегментов должны быть обработаны под несимметричную V-образную разделку (см. рис. 23). Рекомендуется делать выборку под металлическую прокладку толщиной 2 мм или стеклоткань. При выполнении сварного шва вдоль боковой образующей нефтепровода нижнюю кромку можно сделать без скоса.

9.28. Все кромки заплат и поперечные кромки муфт, привариваемые без технологических сегментов и колец, должны быть обработаны под углом α = 45 … 90° без притупления. Наибольшая прочность достигается при α = 45°ис. 24).

Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами

1 - заплата; 2 - технологические сегменты; 3 - труба; 4 - подкладка.

Рис. 23.

S

5 … 8

8 … 11

l

12±2

16±2

q

9.29. Поперечные кромки муфт с технологическими кольцами, а также одна из кромок технологических колец должны быть подготовлены под сварку под углом 4050° без притупления (рис. 25).

9.30. Накладные элементы должны плотно прилегать к наружной поверхности трубы.

9.31. Непосредственно перед сваркой кромки накладных элементов, прилегающие к ним внутренние и наружные поверхности должны быть зачищены на ширину не менее 10 мм. Участки поверхности трубы, прилегающие к кромкам заплат и муфт, шириной не менее четырех толщин стенки трубы должны быть очищены до металлического блеска.

9.32. Места повреждений металла труб должны быть очищены от ржавчины и покрыты материалом, предотвращающим дальнейшую коррозию.

9.33. Непосредственно перед сваркой по периметру накладных элементов ультразвуковым толщиномером должна быть определена толщина стенки трубы с точностью ±0,1 мм.

9.34. Накладные элементы устанавливают на поверхность трубы, стягивают до получения необходимого зазора и удерживают с помощью сборочных скоб или центратором.

9.35. Технологические кольца следует собирать аналогично сборке муфт. Скошенная кромка кольца должна быть обращена к муфте. Зазор между муфтой и технологическим кольцом или заплатой и технологическими сегментами должен быть в пределах 45 мм.

9.36. Приварка продольных швов накладных элементов к стенке трубопровода не допускается.

9.37. На месте сборки продольных швов должна быть положена пластина толщиной 2 мм или стеклоткань шириной 100150 мм.

Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами

1 - технологическое кольцо; 2 - полумуфта; 3 - технологическое кольцо; 4 - поперечный строительный шов; 5 - нефтепровод; 6 - продольные заводские швы; 7 - монтажные швы; 8 - стенка нижней полумуфты; 9 - стенка верхней полумуфты; 10 - стенка трубы; 11 - прокладка толщиной 1 - 2 мм.

Рис. 24.

Разделка кромок и сварка коротких муфт и заплат

1 - заплата, муфта; 2 - труба.

Рис. 25.

9.38. Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами показана на рис. 25.

9.39. Накладные элементы без технологических сегментов, штуцера для вентиля привариваются угловыми швами, имеющими форму неравнобедренного треугольника с основанием не менее 1,5 толщины накладных элементов или стенки трубы.

Переход от шва к поверхности трубы должен быть плавным и образовать угол β ≥ 150° (рис. 25).

9.40. Продольный и поперечный сварные швы муфт и технологических колец, а также круговой шов заплаты и технологических сегментов должны перекрывать основной металл в каждую сторону от шва на 23,5 мм и иметь усиление высотой 1 … 2 мм с плавным переходом к основному металлу. Если усиление больше 2 мм, то оно должно сниматься до необходимого уровня шлифовкой.

9.41. С целью улучшения качества сварного шва начало и конец каждого слоя следует смещать по периметру накладных элементов.

9.42. При сварке угловых швов кратер следует выводить на металл накладного элемента с последующей его заваркой и зачисткой.

9.43. Перед каждым последующий зажиганием сварочной дуги, а также перед наложением следующих швов необходимо удалять шлак, брызги наплавленного металла.

9.44. Катодные выводы, которые были повреждены в процессе ремонта нефтепровода, должны быть приварены стенке трубы. Не рекомендуется приваривать катодные выводы к сварным швам.

9.45. Катодные выводы должны изготавливаться из малоуглеродистой проволоки (марки Св-08, Св-08А, по ГОСТ 2246-70 «Проволока стальная сварочная, технические условия /23) диаметром 412 мм.

9.46. Катодный вывод и место его приварки зачищают на длину не менее 150 мм и приваривают на длине не менее 50 мм угловыми швами с двух сторон вывода. Катет шва должен равняться диаметру элемента.

9.47. Допускается присоединение катодных выводов при помощи переходной пластины размером 50 × 16, изготавливаемой из металла трубы.

9.48. Переходная пластина и места присоединения проволоки должны быть очищены до металлического блеска.

9.49. Сварка должна поводиться только в нижнем положении сварного шва. Зажигание сварочной дуги должно проводиться на переходной пластине или клинообразной выводной планке.

Контроль качества сварочных работ

9.50. Контроль качества сварочных работ при ремонте нефтепроводов следует производить систематическим операционным контролем процесса сварочных работ, т.е.:

проверкой правильности выбора и исправности применяемого оборудования, инструмента, качестве подготовки ремонтируемых объектов, соответствия режимов сварки требованиям настоящих Правил;

визуальным осмотром и обмером геометрических параметров сварочных швов;

проверкой сплошности наплавленного металла методами неразрушающего контроля (магнитографический, ультразвуковой).

9.51. Визуальному осмотру подвергаются все сварные швы после их очистки от шлака, брызг металла; при этом наплавленный металл не должен иметь трещин, подрезов глубиной более 0,5 мм, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность пор. Наплавка металла шва должна обеспечивать плавное сопряжение его поверхности с поверхностью трубы. Не допускаются наплывы и бугристость, грубая чешуйчатость, пористость шва. Геометрические размеры шва должны отвечать требованиям настоящих Правил.

9.52. Сварные швы при ремонте нефтепроводов подвергаются неразрушающему контролю в следующих объемах:

100 % - на нефтепроводах категории В, I, II, III;

20 % - на участках нефтепроводов IV категории, из них:

75 % должно быть потолочного,

20 % должно быть и вертикального и

5 % нижнего положения.

9.53. Допускаются поры, шлаковые включения, непровар в корне шва размером не более 10 % толщины накладных элементов. Во всех случаях максимальный размер поры не должен превышать 2,5 мм. Не допускаются трещины любой длины и протяженности.

9.54. Контроль качества сварных швов должны выполнять специалисты по магнитографической и ультразвуковой дефектоскопии.

Контроль сварных швов должен быть выполнен в соответствие с требованиями ВСН 012-88 «Контроль качества и приемка работ» /24/.

9.55. Недопустимые дефекты в сварных швах необходимо ремонтировать вышлифовкой или путем сверления и последующей заваркой этих участков.

10. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ИЗОЛЯЦИЯ

10.1. Изоляционные работы следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» /2/.

10.2. Изоляционные покрытия должны наноситься, как правило, механическим способом, обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность.

10.3. Для защиты нефтепроводов от коррозии применяются два типа защитных покрытий: нормальный и усиленный.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах диаметром 1020 мм и более независимо от условий прокладки, а также на всех трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

южнее 50° северной широты;

в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солоцях, такырах, сорах и др.);

в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе на защитных кожухах по нормативно-технической документации (НТД) и на расстояниях в обе стороны от них - по соответствующей НТД;

на территориях насосных станций, а также установок комплексной подготовки нефти и на расстояниях в обе стороны от них - по соответствующей НТД;

на пересечениях с различными трубопроводами, включая до 20 м в обе стороны от места пересечения;

на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

на участках блуждающих токов;

на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313 К (40 °С) и выше;

на участках нефтепроводов, прокладываемых на расстоянии, выбираемом по НТД Госстроя СССР, от края рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных пунктов и промышленных предприятий.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

10.4. Противокоррозионная защита наружной поверхности трубопроводов осуществляется покрытием на основе битумных, изоляционных мастик и полимерными лентами отечественного и импортного производства.

Вид и конструкция защитных покрытий приведены в табл. 14.

Таблица 14

Вид и конструкция защитных покрытий

Вид покрытия

Тип покрытия

Конструкция защитного покрытия

Толщина покрытия

мм

1

2

3

4

Битумное (диаметром до 1020 мм включительно)

Усиленный

Грунтовка битумно-полимерная ГТ-760ИН с расходом не менее 0,1 кг2

-

Мастика битумно-резиновая по ГОСТ 15836-79 /25/ или битумно-полимерная типа «Изобитэп» со слоем стеклохолста типа ВВ-К или ВВ-Г

3,0

Мастика по ГОСТ 15836-79 /25/ или «Изобитэп» со слоем стеклохолста типа ВВ-К или ВВ-Г

2,5

Обертка защитная типа ПЭКОМ

0,6

Битумное (диаметром до 820 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка типа ГТ-760ИН с расходом не менее 0,1 кг2

-

Мастика по ГОСТ 15836-79 /25/ или «Изобитэп» со слоем стеклохолста типа ВВ-К или ВВ-Г

5,5

Обертка защитная типа ПЭКОМ

0,6

Битумное (диаметром до 820 мм вкл.)

Нормальный

Грунтовка типа ГТ-760ИН с расходом не менее 0,1 кг2

-

Мастика по ГОСТ 15836-79 /25/ или «Изобитэп» со слоем стеклохолста типа ВВ-К или ВВ-Г

4,0

Обертка защитная типа ПЭКОМ

0,6

Пластобит-2М (диаметр 1020 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка с расходом не менее 0,15 кг/м2. Мастика на основе пластифицированного битума. Лента поливинилхлоридная без подклеивающего слоя

0,35

0,25

Обертка защитная

0,5

Пластобит-40 (диаметр до 1020 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка битумно-бензиновая по ГОСТ 9.602-89 /3/ или ГТ-760ИН или ГТ-831НИ

0,07

Мастика на основе пластифицированного битума Изобитэп»-4 или МБР-100, МБР-90)

3,0

Лента поливинилхлоридная без подклеивающего слоя

0,4

Обертка защитная ПЭКОМ

0,6

Ленточное поливинилхлоридное (диаметр до 1220 мм вкл.)

Нормальный

Грунтовка ГТ-760ИН или ГТ-831НИ с расходом не менее 0,1 кг2

-

Лента поливинилхлоридная липкая типа ПВХ-БК, ПИЛ, ПВХ-Л, ПВХ-СК, 2 слоя

0,8

Обертка защитная типа ПЭКОМ, ПЭКОМ-М, ПДБ, 1 слой

0,5

Ленточное поливинилхлоридное (диаметр до 1220 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка ГТ-760ИН или ГТ-831НИ с расходом не менее 0,1 кг2

-

Лента поливинилхлоридная типа ПВХ-БК, ПИЛ, ПВХ-СК, 2 слоя

0,8

Обертка защитная типа ПЭКОМ, ПЭКОМ-М, ПДБ, 2 слоя

1,0

Ленточное полиэтиленовое (диаметр до 1420 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка ГТ-760ИН или ГТ-831НИ с расходом не менее 0,1 кг2 или импортная

-

Лента полиэтиленовая дублированная по требованиям ГОСТ 25812-83 /2/, 1 слой

0,6

Обертка защитная типа ПЭКОМ, ПЭКОМ-М, ПДБ или импортная, 1 слой

0,5

Ленточное полиэтиленовое (диаметр до 1420 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка типа ГТ-831НИ или импортная

-

Лента полиэтиленовая радиационно-модифицированная типа РАМПОЛЕН или импортная, 1 слой

0,6

Ленточное кремнийорганическое (диаметр до 1420 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка ВИКСИНТ-4-21 с расходом 0,4 кг/м2

-

Термостойкая изоляционная лента ЛЭТСАР-ЛПТ - марки А, 1 слой

1,2

или ЛЭТСАР-ЛПТ марки Б, 1 слой

0,6

или ЛЭТСАР-Т, 1 слой

0,7

Обертка защитная типа ПЭКОМ, ПЭКОМ-М, ПВД, 1 слой

0,5

Ленточное полиэтиленовое дублированное (в т.ч. импортное, диаметр до 1420 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка полиэтиленовая, дублированная, 1 слой

 

Лента полиэтиленовая, дублированная, 1 слой

0,6

Липкая защитная обертка, 1 слой

0,6

10.5. Для изоляции нефтепроводов могут использоваться полимерные ленты отечественного и импортного производства, их основные характеристики приведены в табл. 15 и 16.

10.6. Покрытия полимерные из изоляционных лент следует применять на трубопроводах диаметром не выше 1420 мм, покрытия на основе битума - на трубопроводах диаметром не выше 820 мм с допуском к применению на трубопроводах диаметром не выше 1020 мм при температуре воздуха в период нанесения не выше 298 К (25 °С).

Таблица 15

Основные характеристики отечественных изоляционных лент, оберток и клеевых грунтовок

Марка материала

Технические условия

Материалы

Толщина, мм

Масса 1 м2, кН

Основа

Клеевой слой

1

2

3

4

5

6

Изоляционные липкие ленты

Поливинилхлоридная

 

 

 

 

 

ПВХ-БК

ТУ 102-166-84

ПВХ

БК композиция

0,4 ± 0,05

0,51

ПВХ-Л

ТУ 102-320-86

ПВХ

ПВХ композиция

0,4 ± 0,05

0,50

ПИЛ

ТУ 619-103-85

ПВХ

-"-

-"-

0,50

ПВХ-СК

ТУ 102-340-83

ПВХ

Модифицированная СК

0,45 ± 0,05

0,50

Полиэтиленовая дублированная ЛПД

ТУ 102-376-84

ПЭ

Бутил-каучуковая композиция

0,6 ± 0,15

0,75

Термостойкая кремнийорганическая ЛЭТСАР-ЛПТ:

ТУ 38-103-418

 

 

 

 

Мака А

-

Полимерная пленка

Силоксановые резины

1,2 ± 0,2

1,30

Марка Б

 

Стеклоткань

Силоксановые резины

0,6 ± 0,1

0,80

ЛЭТСАР-Т

ТУ 38-403-519/85

Стеклоткань

Силоксановые резины

0,6 ± 0,1

0,80

Полиэтиленовая Рамполен 205-20 радиационно-модифицированная

ТУ 6-19-051-522-84

ПЭ радиац. модифиц.

БК композиция

0,6 ± 0,5

0,70

ОБЕРТКИ

ПЭКОМ

ТУ 102-320-86

ПЭ композиция

-

0,6 ± 0,05

0,53

ПЭКОМ-М

-"-

-"-

-

-"-

-"-

ПДБ

ТУ 21-27-49-76

-"-

-

0,55 ± 0,05

0,58

Лента ПВХ

ТУ 6-19-240-84

ПВХ

-

0,4 ± 0,05

0,50

Клеевые грунтовки

ГТ-760ИН

ТУ 02-340-83

 

 

 

 

ГТ-831НИ

ТУ 102-349-83

 

 

 

 

ГТ-832НИК

ТУ 102-350-83

 

 

 

 

ВИКСИНТ-У-4-21

ТУ 38.103418-83

 

 

 

 

Таблица 16

Основные характеристики импортных изоляционных лент, липких оберток и клеевых грунтовок

Марка материала

Толщина, мм

Прочность при растяжении

кГс/см ширины

Удлинение при разрыве, %

Адгезия к праймированной стали, кГс/см ширины

Адгезия к основе ленты, кГс/см ширины

Масса 1 м2, кг

Грунтовка (праймер)

Общая

Основн.

Адгезива

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Поликен 980-25 (США)

0,635

0,305

0,305

6,20

400

Установившаяся величина не менее 1,5 для всех лент

Не менее 0,35 для всех лент

0,664

Поликен 919

Тек-Рап 240-25 (США)

0,635

0,330

0,305

5,36

400

0,735

Тек-Рап-200

Нитто 53-835(Япония)

0,635

0,380

0,255

7,60

570

0,692

Нитто В-300

Фурукава Рапко НМ-2 (Япония)

0,640

0,340

0,300

7,00

500

0,648

Рапко-Коат

Альтене 100-25 (Италия)

0,635

0,330

0,305

6,20

400

0,664

Альтене Р-19

Пластизол (СФРЮ)

0,630

0,330

0,300

7,60

500

0,702

Примол 40

Обертки

Поликен 955-25 (США)

0,635

0,508

0,127

-

350

-

Не менее 0,35 для всех оберток

0,635

-

Тек-Рап 260-25 (США)

0,635

0,535

0,100

10,0

400

-

0,670

-

Фурукава Рапко РВ-2 (Япония)

0,635

0,500

0,140

11,0

580

-

0,633

-

Альтене 205-25 (Италия)

0,635

0,500

0,127

-

-

-

0,653

-

Пластизол 6010 (СФРЮ)

0,635

0,500

0,135

-

380

-

0,673

-

Примечание: допустимые отклонения по толщине изоляционных лент и оберток составляют от -5 % до +10 %.

10.7. Для защиты покрытия от возможных механических повреждений следует применять обертки из полимерных лент с клеевым слоем или битумно-полимерных материалов при толщине основы не менее 0,5 мм. При этом адгезия покрытия к трубе должна быть больше, чем адгезия оберточного слоя к покрытию.

Допускается по согласованию с заказчиком применять полимерные оберточные материалы без клеевого слоя.

10.8. Расход полимерных лент, а также рулонных материалов для защитной обертки может быть подсчитан по следующим формулам:

SЛ = πDZB/(B - H);

G = к · SЛ · P;

G = кπDZBP/(B - H),

где SЛ - площадь поверхности ленты или оберточного материала на трубе, м2;

G - расход полимерной ленты или оберточного материала, кг;

D - наружный диаметр изолируемого трубопровода, м;

B - ширина ленты или оберточного материала, м;

Z - длина изолируемого трубопровода, м;

H - величина нахлеста витков ленты или оберточного материала, м;

P - масса 1 м ленты или оберточного материала, кг;

π = 3,14;

к - коэффициент учета потерь изоляционной ленты или оберточного материала при смене (рулонов, обрывков, торцовке);

к = 1,08 - для всех материалов, кроме ЛЭТСАР-ЛПТ;

к = 1,2 - для ленты ЛЭТСАР-ЛПТ.

10.9. Расход отечественных клеевых грунтовок под изоляционную ленту приведен в табл. 17.

Таблица 17

Расход отечественных клеевых грунтовок на 1 км трубопровода, т

Диаметр трубопровода, мм

Грунтовки марки ГТ-760ИН, ГТ-831НИ, ГТ-832НИК

Грунтовки марки ВИКСИНТ, У-4-21

325

0,208

0,449

426

0,273

0,589

529

0,338

0,731

720

0,460

0,995

820

0,524

1,133

1020

0,652

1,410

1220

0,780

1,686

Примечания: 1. Удельный расход клеевых грунтовок ГТ-760ИН, ГТ-831НИ, ГТ-832НИК по техническим условиям может колебаться от 0,12 до 0,25 л/м2, в расчете принята средняя величина - 0,185 л/м2.

2. Удельный расход клеевой грунтовки ВИКСИНТ 0,4 л2. Коэффициент неучтенных потерь к = 1,1.

10.10. Нормы расхода компонентов изоляционного покрытия «Пластобит-2М» должны определяться по «Методике расчета норм расхода нового антикоррозионного изоляционного покрытия «Пластобит-2М» для капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов» РД 39-30-780-82 /26/ и «Нормам расхода и потребности покрытия «Пластобит-2М» для изоляции магистральных нефтепроводов» РД 39-30-778-82 /27/.

В табл. 18 приведены нормы на материалы, слагающие структуру покрытия «Пластобит-2М», взятые из «Уточненных норм расхода и потребности в покрытии «Пластобит-2М» для изоляции магистральных нефтепроводов на 1985 год» /28/.

Таблица 18

Нормы расхода компонентов изоляционного покрытия «Пластобит-2М»

Материалы

Ед. изм.

Диаметр нефтепровода, мм

219

250

325

377

529

720

820

1020

1. Дизтопливо сего)

т/км

0,30

0,35

0,45

0,53

0,74

1,01

1,15

1,43

для грунтовки

 

0,13

0,15

0,19

0,23

0,32

0,44

0,50

0,62

для мастики

 

0,17

0,20

0,26

0,30

0,42

0,57

0,65

0,81

2. МБР-90

т/км

4,21

4,81

6,25

7,25

10,18

13,85

15,78

19,62

3. Лента ПВХ

т/км

0,40

0,46

0,59

0,69

0,97

1,32

1,50

1,87

10.11. Конструкция и технология нанесения покрытия «Пластобит-40» приведены в ВСН 205-86 «Нанесение покрытия «Пластобит-40» на наружную поверхность магистральных трубопроводов при строительстве и капитальном ремонте» /29/.

10.12. Покрытие «Пластобит-40» следует применять для изоляции трубопроводов диаметром не более 1020 мм и температуре транспортируемого продукта не выше 40 °С.

Антикоррозионное покрытие состоит из следующих элементов: грунтовки, пластифицированной мастики, изоляционной ленты, защитной обертки.

Конструкция покрытия «Пластобит-40» отвечает требованиям изоляции усиленного типа и приведена в табл. 19.

Таблица 19

Конструкция изоляционного покрытия «Пластобит-40»

Конструкция покрытия

Число слоев

Толщина, мм

Грунтовка

1

0,07 ± 0,01

Мастика

1

2,0 ± 0,5

Лента поливинилхлоридная

1

0,40 ± 0,05

Наружная обертка

1

в зависимости от материала

10.13. Конструкция ленты изоляционной битумной приведена в ТУ 39-0147103-02-85.

Лента изоляционная битумная предназначена для защиты от коррозии наружной поверхности магистральных нефтепроводов, имеющих температуру транспортируемых продуктов от плюс 40 до плюс 5 °С.

Лента изоляционная битумная представляет собой рулонный материал, состоящий из полимерной пленки с нанесенным на одну сторону слоем битумной мастики и адгезива.

Ленту наматывают на поверхность трубопровода механизированным способом.

Лента выпускается в рулонах наружным диаметром 300 - 430 мм. Толщина ленты 1,2 ± 0,2 мм, ширина ленты 225 - 500 мм, удельное объемное электрическое сопротивление при 20 °С - не менее 1 · 108 Ом · м.

Приготовление грунтовки

10.14. Грунтовки приготовляются непосредственно перед нанесением в соответствии с требованиями НТД на них.

10.15. Не допускается приготавливать грунтовку на следующие сутки или оставлять неизрасходованной в баке изоляционной машины на несколько часов. Если подготовленная грунтовка не использована полностью, то необходимо освободить бак изоляционной машины и систему подачи, после слива грунтовки всю систему нужно промыть бензином.

Грунтовки битумно-полимерные

10.16. Грунтовки битумно-полимерные изготовляются в заводских условиях и рекомендуются для круглогодичного применения.

Грунтовку перед использованием следует тщательно размешать до полного исчезновения возможного осадка, затем измерить вязкость и процедить через металлическое сито с 400 отверстиями на 1 см2.

10.17. Загустевшую грунтовку заводского изготовления разрешается разбавлять (но не более чем на 10 % от объема грунтовки); при этом разбавитель выбирается в соответствии со спецификацией на грунтовку.

Грунтовка битумно-резиновая

10.18. Допускается приготовление грунтовки битумно-резиновой на месте производства изоляционных работ путем растворения битума в бензине в соотношении 1:3 по объему или 1:2 по массе.

10.19. При приготовлении битумной грунтовки необходимое количество расплавленного обезвоженного битума охлаждают до температуры 70 °С на расстоянии не менее 50 м от котла, в специальных баках приготовляют необходимое количество бензина. Битум тонкой струей вливают в бензин и тщательно перемешивают до получения однородной массы. Грунтовка считается готовой, если после смешивания битума с бензином нет комков нерастворившегося битума.

10.20. Приготовленная грунтовка должна быть процежена через сетку с ячейками 0,15 - 0,20 мм и перелита в специальные металлические цистерны или баки с плотно завинчивающимися пробками или крышками.

10.21. Составы битумных грунтовок в зависимости от сезона нанесения (для летнего и зимнего времени) приведены в табл. 20.

Таблица 20

Составы битумных грунтовок

Грунтовки

Состав грунтовок

Битумная для летнего времени

Битум БН 90/10 или БН 70/30 по ГОСТ 6617-76 /30/ или БНИ-V по ГОСТ 9812-74 /31/

Бензины неэтилированные: авиационный Б-70 по ГОСТ 1012-72 /32/ или автомобильный А-72 и А-76 по ГОСТ 2004-77 /33/.

Битумная для зимнего времени

Битум БН 70/30 по ГОСТ 6617-76 /30/ или БНИ-V по ГОСТ 9812-74 /31/.

Бензин неэтилированный авиационный Б-70 по ГОСТ 1012-72 /32/.

Приготовление мастики заводского изготовления

10.22. Мастики битумно-полимерные типа Изобитэп и мастики битумноезиновые заводского изготовления расплавляют в котлах непосредственно на трассе или на стационарных базах.

10.23. Мастику очищают от упаковочной бумаги и измельчают на куски массой 3 - 5 кг, загружают в плавильный котел (БК-4 или установку УБК-81), в которой оставляют от предыдущей плавки примерно 20 %-ную часть объема котла разогретой до температуры 160 - 180 °С. Общий объем мастики не должен превышать 2/3 емкости котла.

10.24. Разогретую до 170 - 190 °С мастику следует перекачать во 2-й котел (при использовании установки УБК-81). В этом котле мастику выдерживают при температуре 160 - 180 °С не более 3 ч до полного выпаривания влаги.

Приготовление битумно-резиновой мастики на месте производства работ

10.25. Изготовление битумно-резиновых мастик допускается в полевых условиях в битумно-плавильных установках типа УВК-81 или передвижных плотнозакрывающихся котлах, оборудованных устройствами для механического перемешивания.

10.26. Мастики на месте производства работ готовятся следующим образом: битум, поступающий с завода в отвержденном состоянии, очищается от упаковочной бумаги и дробится на куски массой 3 - 5 кг. Освобождение битума от бумаги и разрубка его на куски должны производиться на специальной площадке из досок. Загрузка котла осуществляется не более чем на 75 % его емкости. Первоначально битум в котел загружается в количестве 75 % объема загрузки. После медленного нагрева битума до температуры 160 - 180 °С с перемешиванием его через 15 - 20 мин. нужно добавить остальную часть битума и поддерживать температуру до полного его расплавления и исчезновения пены с поверхности. При разогреве битума его нужно перемешивать во избежание выброса горячей массы из котла.

10.27. При догрузке в котел битума его нужно опускать по желобам небольшими порциями, чтобы не допускать выплесков битума, ожогов рабочих горячими брызгами. Наполнитель (резиновая крошка) загружается в полностью расплавленный и частично обезвоженный битум. Наполнитель должен быть сухим. Влажный наполнитель увеличивает время приготовления мастики и ухудшает его качество. Нельзя допускать попадания воды в плавящийся битум, что приводит к вспучиванию массы и выходу ее из котла, а нанесенная изоляция из такой мастики будет пористой.

10.28. Для получения пластифицированной мастики пластификатор вводят за 30 мин. до окончания приготовления мастики, непрерывно перемешивая.

10.29. С целью сохранения качества изоляционной мастики не следует повышать температуру в котле выше 200 °С, т.к. при этой температуре начинается коксование битума. Признаком начинающегося коксования битума в котле вследствие его перегрева служит появление на его поверхности зеленовато-желтого дыма. При появлении такого дыма необходимо немедленно уменьшить пламя в топке, понизить температуру нагрева и усилить перемешивание массы.

10.30. При подготовке котлов к работе внутренние стенки должны быть очищены от остатков неиспользованной битумной мастики и особенно от приставшего к стенкам котла закоксовавшегося битума.

10.31. Температура битумной мастики должна замеряться при помощи термометра со шкалой до 250 °С. При замерах температуры термометр не должен касаться стенок котла. Разогретая битумная мастика до нанесения на трубопровод должна быть процежена через металлическую сетку с ячейками размером 2 - 3 мм.

10.32. Марки битумной мастики в зависимости от условий применения выбираются в соответствии с требованиями табл. 21 и 22.

Приготовление покрытия «Пластобит-2М»

10.33. Грунтовка битумная изготавливается из битума марки БНИ-IV по ГОСТ 9812-74 /31/, растворенного в авиационном бензине марки Б-70 ГОСТ 1012-72 /32/ или в бензине автомобильном марки А-72 ГОСТ 2084-77 /33/ в соотношении 1:3,0 по объему.

10.34. Грунтовка приготовляется следующим образом. Необходимое количество расплавленного обезвоженного битума охлаждают до температуры 70 °С в баке. В специальных баках приготовляют необходимое количество бензина. Битум тонкой струей вливают в бензин и тщательно перемешивают до получения однородной массы.

Приготовленная грунтовка должна быть процежена через сетку с ячейками 0,15 - 0,20 мм и перелита в специальные металлические цистерны или баки с плотно завинчивающимися пробками или крышкам, в которых она доставляется к месту ее использования.

Таблица 21

Физико-механические свойства мастик

Марки мастик

Физико-механические свойства мастик

Допускаемая температура °С

Температура размягчения по КиШ, не менее, °С

Глубина проникания иглы при 25 °С в десятых долях, не менее, мм

Растяжимость при 25 °С, не менее, см

Транспортируемого по трубопроводу продукта, не более

Окружающего воздуха при нанесении, в пределах

МБР-65

65

40

4

25

от +5 до -30

МБР-75

75

30

4

25

от +15 до -15

МБР-90

90

10

3

35

от +35 до -10

МБР-100

100

15

2

40

от +40 до -5

Таблица 22

Составы мастик

Марка мастик

Состав, % по весу

Битумы нефтяные изоляционные

Резиновая крошка из амортизированных автопокрышек

Пластификатор (зеленое масло)

БН-70/30

БН-90/10

1

2

3

4

5

МБР-65

88

-

5

7

МБР-75

88

-

7

5

МБР-90

93

-

7

5

МБР-100-1

45

45

101

-

МБР-100-2

-

83

12

5

10.35. Пластифицированная битумная мастика состоит из битума марки БНИ-IV по ГОСТ 9812-74 /31/ и дизельного топлива по ГОСТ 305-82 /34/ или масла автотракторного (автола) марки АСЗп-10, ТУ 38101267-72 в соотношении 96:5 по массе.

10.36. В полностью расплавленный и обезвоженный битум добавляется расчетное количество пластификатора (дизельное топливо, автотракторное масло АСЗп-10). Пластификатор добавляется в битум при непрерывном помешивании.

10.37. В качества изоляционной планки в покрытии «Пластобит-» используется основа ленты поливинилхлоридной по МРТУ 6-05-1040-67 без подклеивающего слоя.

10.38. При прокладке трубопровода в твердых, каменистых грунтах в качестве наружной обертки для защиты покрытия «Пластобит-» от механических повреждений следует применять обертки из рулонных материалов с прочностью не менее 2,5 кг на сантиметр ширины полотнища.

В качестве наружной обертки могут быть использованы пленки ПДБ и ПРДБ, гидроизол по ГОСТ 7415-86 /35/, стеклорубероид по ГОСТ 15879-70 /36/, изол по ГОСТ 10296-70 /37/, полимерные пленки и др.

В случае пролегания нефтепровода в мягких грунтах допускается применение покрытия «Пластобит-» без наружной обертки.

Приготовление мастики для покрытия «Пластобит-40»

10.39. Для получения пластифицированной мастики расплавленные мастики «Изобитэп-Н», МБР-100 или МБР-90 перемешивают с расчетным количеством пластификатора при температуре не выше плюс 160 - 170 °С. В качестве пластификатора применяется дизельное топливо в соотношении 94:5 по массе.

10.40. Показатели пластифицированной мастики должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 23.

Таблица 23

Физические показатели пластифицированной мастики

Показатель

Норма

Температура размягчения мастики по ГОСТ 15836-79 /25/, °С, не менее

80

Глубина проникания иглы при 25 °С по ГОСТ 15836-79 /25/, десятые доли, мм, не менее

30

Растяжимость при 25 °С по ГОСТ 15836-79 /25/(не менее) для мастик на основе:

МБР

3

Изотэп-Н

8

Огрунтование поверхности

10.41. Очищенную поверхность трубопровода следует сразу же огрунтовать. Поверхность трубопровода при нанесении грунтовки должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи или инея, а также следов копоти и масла не допускается.

10.42. Грунтовку перед нанесением следует тщательно перемешать, она не должна содержать сгустков и посторонних включений.

10.43. Для равномерного растирания грунтовки на изоляционной машине должно быть установлено вращающееся полотенце.

10.44. Температурные пределы нанесения грунтовок и покрытий из полимерных лент должны соответствовать требованиям технических условий на данный вид ленты.

10.45. Нанесенный слой грунтовки должен быть сплошным, ровным и не иметь сгустков, подтеков и пузырей.

Изоляция трубопроводов битумными покрытиями

10.46. Нанесение изоляционных покрытий должно производиться изоляционными машинами типа ИМ, МИ. Перед началом изоляционных работ проверяют правильность установки праймирующих и изолирующих устройств. На изолирующей обечайке необходимо отрегулировать и зафиксировать величину нужного зазора между трубой и обечайкой.

10.47. Грунтовка должна покрывать всю поверхность ровным слоем толщиной 0,1 - 0,2 мм.

10.48. Изоляционное покрытие на битумной основе наносят на трубопровод сразу же после высыхания грунтовки «до отлипа».

10.49. Битумную мастику следует наносить по периметру и длине трубопровода ровным слоем заданной толщины без пузырей и посторонних включений.

10.50. Армирование битумного покрытия стеклохолстом и обертку защитными рулонными материалами необходимо производить спирально без гофр, морщин и складок с нахлестом края последующего витка на предыдущий не менее 30 мм. Нахлест концов рулонного материала должен быть не менее 100 мм.

На качество изоляционного покрытия существенное влияние оказывает усилие натяжения полотнища материала при нанесении на трубопровод армирующих материалов по горячей мастике, натяжение должно быть тщательно отрегулировано тормозными устройствами шпуль изоляционной машины.

10.51. Ширина рулонного материала для изоляции должна составлять 0,5 - 0,7 диаметра трубопровода, но не более 50 см.

10.52. Толщина наносимого битумного изоляционного слоя, его сплошность и прилипаемость, степень погружения стеклохолста в мастичный слой, в основном, зависят от вязкости мастики, которую регулируют изменением температуры в ванне изоляционной машины в зависимости от температуры окружающего воздуха. Температура мастики, необходимая для получения покрытия за один проход, приведена в табл. 24.

Таблица 24

Температурный режим нанесения битумной мастики

Температура окружающего воздуха, °С

Температура мастики в ванне изоляционной машины, °С

Свыше 30

145

От 30 до 10

150 - 155

От 10 до минус 15

155 - 165

От минус 5 до минус 15

165 - 175

От минус 15 до минус 25

175 - 185

Ниже минус 25

185 - 190

10.53. Работы по нанесению битумных покрытий допускается производить при температуре окружающего воздуха не ниже минус 30 °С.

Изоляция трубопроводов покрытием «Пластобит-2М»

10.54. Покрытие «Пластобит-» наносится на трубопровод, имеющий температуру транспортируемого продукта от плюс 4 до плюс 30 °С.

10.55. Элементы покрытия «Пластобит-»: грунтовка, пластифицированная битумная мастика, поливинилхлоридная изоляционная пленка и наружная обертка наносятся на трубопровод в соответствии с требованиями «Инструкции по защите наружной поверхности магистральных нефтепроводов антикоррозионным покрытием «Пластобит-2М» /38/.

10.56. При ремонте трубопровода в твердых, каменистых грунтах в качестве обертки для защиты покрытия «Пластобит-2М» от механических повреждений следует применять обертки из рулонных материалов с прочностью не менее 25 кг на сантиметр ширины полотнища.

В качестве наружной обертки могут быть использованы пленки ПДВ и ПРДБ, гидроизол по ГОСТ 7415-86 /35/, стеклорубероид по ГОСТ 15879-70 /36/, изол по ГОСТ 10296-79 /37/, полимерные пленки и др.

В случае пролегания нефтепровода в мягких грунтах допускается применение покрытия «Пластобит-2М» без наружной обертки.

Изоляция трубопроводов покрытием «Пластобит-40»

10.57. Покрытия «Пластобит-40» следует наносить при температуре окружающего воздуха не ниже минус 40 °С.

10.58. Элементы покрытия «Пластобит-40»: грунтовка, битумно-резиновые мастики, изоляционные ленты и обертка - наносятся на трубопровод в соответствии с требованиями НТД для каждого из этих материалов.

10.59. Намотка поливинилхлоридного покрытия на трубопровод должна производится сразу же по слою горячей мастики. Выдавливание и утончение битумного слоя от усиленного натяга ленты не допускается.

Изоляция трубопроводов ленточными покрытиями

10.60. Клеевые грунтовки, изоляционные ленты и обертки необходимо наносить на трубопровод одновременно механизированным способом.

10.61. Изолированный трубопровод следует незамедлительно (в течение одной смены) засыпать грунтом.

10.62. Для каждого типа изоляционной ленты применяют соответствующие клеевую грунтовку и обертку. Замена клеевых грунтовок различных фирм запрещается.

10.63. В скальных, щебенистых, сухих комковатых, глинистых и суглинистых грунтах изолированный трубопровод следует укладывать на подсыпку из мягкого грунта толщиной не менее 10 см и присыпать таким же грунтом на 20 см с обязательной подбивкой пазух.

10.64. Для обеспечения равномерного покрытия очищенной поверхности трубопровода грунтовку перед нанесением следует тщательно перемешать. Нанесенный слой грунтовки должен быть сплошным и не иметь подтеков, сгустков и пузырей.

10.65. Изоляционные ленты следует наносить на трубопровод по свеженанесенной невысохшей грунтовке. При температуре окружающего воздуха ниже плюс 10 °С рулоны ленты и обертки перед нанесением необходимо выдерживать не менее 48 ч. в теплом помещении с температурой не ниже плюс 15 °С (но не выше плюс 45 °С). При температуре окружающего воздуха ниже плюс 3 °С поверхность изолируемого трубопровода необходимо подогревать до температуры не ниже плюс 15 °С (но не выше плюс 50 °С),

10.66. Изоляционные ленты и обертки необходимо наносить без гофр, перекосов, морщин, отвисаний с величиной нахлеста для однослойного покрытия - не менее 3 см, для двухслойного - 50 % ширины ленты плюс 3 см /16/. При нанесении изоляции типа «Пластобит» поливинилхлоридную ленту необходимо наносить по слою пластифицированной мастики с величиной нахлеста 20 - 25 мм.

10.67. Рулоны липкой ленты перед применением должны быть хорошо отторцованы. Телескопические сдвиги слоев необходимо устранять путем установки рулонов вертикально на ровной твердой поверхности под постоянно действующим давлением сверху. Максимальная величина телескопического сдвига слоев рулона при машинном нанесении должна быть не более 20 мм.

10.68. Для обеспечения плотного прилегания лент и оберток по всей защищаемой поверхности и создания герметичности в нахлесте необходимо постоянное натяжение материала с усилием, приведенным в табл. 25. Усилие натяжения измеряют динамометром.

Таблица 25

Оптимальное натяжение при нанесении лент и оберток

Температура воздуха, °С

Натяжение, кГс/см ширины

Плюс 40

1,0 - 1,5

Плюс 20

1,5 - 2,0

Минус 30

2,0 - 3,0

10.69. Перед нанесением лент и оберток изоляционную машину необходимо отрегулировать по диаметру изолируемого трубопровода, ширине и величине нахлеста. Рабочие параметры машин (угол наклона tg γ шпуль, скорость движения VM, число оборотов цепочного обода N) назначают по формулам:

VM = S · N = πD · tg γ · N;

N = V/(πD),

где γ - угол наклона шпуль к оси трубы, град;

D - наружный диаметр изолируемого трубопровода, м;

B - ширина ленты или обертки; м;

П - величина нахлеста витков ленты, м;

VM - скорость движения изоляционной машины, м/мин.;

S - шаг намотки ленты, м;

N - число оборотов цепочного обода со шпулей, об/мин.;

π = 3,14;

V - линейная скорость намотки ленты (принимается не более 50 м/мин.).

10.70. При установке на шпулю нового рулона ленты конец нанесенного полотнища нужно приподнять на 10 - 15 см и под него подложить начало разматываемого рулона. Эти концы разглаживают на изолируемой поверхности и затем прижимают рукой до нахлеста их последующим витком ленты.

10.71. Защитные обертки, не имеющие прочного сцепления с изоляционным покрытием трубопровода, должны быть закреплены в конце полотнища, а при необходимости - через каждые 10 - 12 м. Для закрепления оберток используют специальные бандажи, клей и т.п.

10.72. Важным условием, обеспечивающим плотное прилегание ленты по всей защищаемой поверхности и создающим герметичность в нахлесте, является постоянное натяжение с усилием 10 Н/см ширины ленты. Усилие измеряют динамометром.

10.73. При изоляции трубопровода в околошовной зоне допускается, как исключение, наличие узкой (1 - 1,5 см) полосы с неплотным прилеганием изоляционной ленты (неплотности после засыпки трубопровода исчезнут). Проверку производят шурфованием трубопровода.

10.74. Поверхность трубопровода необходимо предохранять от попадания на нее смазочного масла из трансмиссии и воды из системы охлаждения очистной и изоляционной машин.

10.75. Запись о произведенных работах делается в журнале изоляционных работ (прилож. 1, форма 6).

Противокоррозионная изоляция в зимнее время

10.76. При ремонте трубопроводов в зимнее время следует применять усиленный тип защитных покрытий.

При подборе мастик для проведения работ в осенне-зимнее время необходимо соблюдать соответствие характеристик битумов и мастик температуре перекачиваемой нефти и окружающего воздуха при выполнении изоляционных работ (см. табл. 14).

10.77. При применении комбинированных изоляционных покрытий типа «Пластобит» в качестве полимерной части используется лента из поливинилхлорида по ТУ 6-19-240-84. В соответствии с ТУ, в зависимости от морозостойкости лент, необходимо использовать следующие марки:

тип «А» - морозостойкость до -30 °С;

тип «Б» - морозостойкость до -20 °С;

тип «В» - морозостойкость до -10 °С.

10.78. При применении покрытий на основе битума в трассовых условиях рекомендуются мастики типа МБР или «Изобитэп», армированные стеклохолстом или покрытия типа «Пластобит».

Критерием, определяющим возможность их применения в зимнее время, является температура стеклования битума или битумной мастики (температура, при которой появляется хладоломкость).

10.79. Для битумов различных марок температура хрупкости (при которой величина пенетрации около нуля) неодинакова. При выполнении изоляционных работ в осенне-зимнее время наиболее пригоден битум с температурой размягчения 70 °С, глубиной проникания иглы не менее 3 - 4 см. Для зимних изоляционных работ применять только пластичные битумы с повышенной пенетрацией или пластифицировать «жесткие» битумы.

Контроль качества противокоррозионных покрытий

10.80. При контроле качества изоляционных материалов следует руководствоваться требованиями ГОСТ 25812-83 /2/, СНиП 3.01.01-85 /11/.

10.81. Материалы, применяемые для противокоррозионной изоляции трубопроводов, должны иметь технические паспорта. Импортные изоляционные материалы проверяют по показаниям, оговоренным в контракте.

10.82. При выполнении изоляционных работ проводится контроль качества применяемых материалов, операционный контроль качества изоляционных работ и контроль качества готового покрытия.

10.83. При нанесении защитных покрытий следует непрерывно проводить визуальный контроль качества изоляционных работ: нанесения грунтовки, нанесения изоляционного покрытия, а также следить за сохранностью покрытия при укладке трубопровода.

Следует также проводить визуальный осмотр готового покрытия с целью контроля его состояния. Пропуски, поры, вздутия, гофры, складки, отвисания не допускаются.

10.84. При приготовлении грунтовки в полевых условиях необходимо проверить дозировку компонентного состава, однородность, вязкость, плотность.

Однородность контролируется визуально: грунтовка не должна иметь сгустков, нерастворимого осадка, посторонних включений. При обнаружении сгустков или примесей грунтовку следует профильтровать через сетку с отверстиями 0,1 мм2.

Вязкость грунтовки определяют вискозиметром ВЗ-4. Плотность - ареометром.

10.85. Температура мастики контролируется во время приготовления и подогрева, при перевозке, особенно тщательно при нанесении ее на трубопровод. Для этого в битумоварочных котлах, битумовозах и ванне изоляционной машины должны быть встроенные термометры или термопары.

При укладке вновь изолированного трубопровода следует контролировать температуру слоя битумной мастики; не допускается укладка трубопровода при температуре покрытия выше 30 °С.

10.86. При разогреве и приготовлении битумной мастики необходимо контролировать правильность дозировки и порядок введения компонентов, продолжительность варки, тщательность перемешивания.

Физико-механические показатели мастики должны соответствовать требованиям ГОСТ 15836-79 /25/.

10.87. Рулонные изоляционные материалы необходимо растаривать на месте работ. У полимерных изоляционных лент проверяют: отсутствие телескопических сдвигов в рулонах; возможность разматывания рулонов при температуре применения; отсутствие перехода клеевого слоя на другую сторону лент.

Рулоны ленты, имеющие неровные, оплывшие или смятые торцы, бракуют или применяют для ремонта дефектных мест изоляции трубопровода.

10.88. Армирующие и оберточные рулонные материалы проверяют на возможность разматывания рулонов при температуре применения на плотность намотки в рулоне и ровность торцов. При необходимости рулоны перематывают или отторцовывают.

10.89. При использовании импортных изоляционных лент следует проверять соответствие этих лент клеевым грунтовкам: для каждого типа ленты должны быть соответствующие грунтовки и обертка.

10.90. При нанесении на трубопровод изоляционного покрытия проверяют: сплошность, толщину, адгезию (прилипаемость), число слоев и витков, натяжение и ширину нахлеста рулонных материалов. Результаты проверки заносят в журнал (приложение 3, форма 6).

10.91. Сплошность защитного покрытия контролируют непрерывно визуально, а также после нанесения покрытия перед укладкой в траншею дефектоскопами. Контролю на сплошность подлежат покрытия трубопроводов.

Сплошность защитных покрытий устанавливают по отсутствию пробоя при электрическом напряжении, величина которого для различных типов покрытий регламентирована ГОСТ 25812-83 /2/.

10.92. В случае пробоя защитного покрытия проводят ремонт дефектных мест по научно-технической документации (НТД) на соответствующий вид защитного покрытия. Отремонтированные участки следует повторно проконтролировать на сплошность - на всей поверхности защитного покрытия участка с поврежденным покрытием, по основным показателям (толщина, адгезия к стальной поверхности, переходное сопротивление) - в местах вызывающих сомнение.

10.93. Толщину битумного покрытия без его разрушения контролируют с помощью толщиномера. При проверке толщины проводят не менее одного замера на каждые 100 м трубопровода и в местах, вызывающих сомнение в четырех точках каждого сечения.

10.94. Адгезию покрытия на основе битума контролируют через каждые 500 м, а также в местах вызывающих сомнение.

Испытание проводят в трех точках через 0,5 м. Среднее арифметическое трех измерений с точностью до 0,1 кГс/см2 принимают за величину адгезии.

10.95. Адгезия покрытия на основе битумных мастик к поверхности трубопровода определяется адгезиметром по ГОСТ 25812-83 /2/ (метод Б), полимерных ленточных покрытий к поверхности трубопровода и адгезию нахлеста ленты к ленте - по ГОСТ 25812-83 /2/ (метод А). Проверку ленточных покрытий выполняют в местах, вызывающих сомнение.

10.96. Адгезию можно также проверить вырезом треугольника с углом около 60° и сторонами 3 - 5 см и последующим снятием покрытия ножом от вершины угла надреза.

Адгезия покрытия на битумной основе считается удовлетворительной, если вырезанный треугольник не отслаивается, а при отрыве значительная часть грунтовки и мастики остается на поверхности трубы.

10.97. Методы, показатели и последовательность контроля качества изоляционных материалов и противокоррозионных покрытий трубопроводов приведены в табл. 26.

Таблица 26

Методы, показатели и последовательность контроля качества изоляционных материалов и противокоррозионных покрытий трубопроводов

Наименование показателя

Периодичность контроля

Метод контроля

Норма

1

2

3

4

Контроль качества материалов

Грунтовка (праймер)

Компонентный состав

При дозировке

Отмеривание (взвешивание компонентов)

ГОСТ 9.602-89 /3/ ТУ 38-103-143-83 и по сертификатам зарубежных фирм

Однородность

Каждую партию

Визуально

Отсутствие нерастворенного вяжущего осадка, сгустков и посторонних включений

Вязкость

То же

Вискозиметром ВЗ-4

Условная вязкость: 25 - 60 с.

Плотность

То же

Ареометром

0,75 ÷ 0,85 гм3

Битумная мастика

Компонентный состав (при изготовлении на трассе)

При дозировке

Отмеривание (взвешивание компонентов)

По ГОСТ 15836-79 /25/ или ТУ на мастики

Однородность

Каждую партию

Визуально по сколу образца

Отсутствие посторонних включений и не покрытых битумом частиц наполнителя

То же

Визуально по нагретой пробе

Отсутствие сгустков посторонних включений

Температура размягчения

Каждую варку котла

КиШ

По ГОСТ 15836-79 /25/

Глубина проникания иглы (пенетрация)

То же

Пенетрометром

По ГОСТ 15836-79 /25/

Растяжимость (дуктильность)

То же

Дуктилометром

По ГОСТ 15836-79 /25/

Водонасыщение

Каждую партию

Взвешивание образца

Не более 0,2 % за 24

Вспенивание

То же

Визуально по нагретой пробе

Отсутствие вспенивания при нагреве до 130 - 160 °С

Температура (при приготовлении, расплавлении и перевозке)

Непрерывно в процессе работ

Встроенными термопарами или термометрами

Температура, при нагреве не выше 200 °С; при перевозке не более 1 ч. 190 - 200 °С; при перевозке не более 3 ч. 160 - 180 °С

Армирующий (рулонный) стеклохолст

Ширина холста

Непрерывно в процессе работ

Линейкой

500 ± 15 (марка ВВ-К)

500 ± 5 (марка ВВ-Г)

Сопротивление разрыву продольной полоски шириной 50 мм, кГс/см, не менее

Непрерывно в процессе работ

По ТУ 21-23-44-79.

По ТУ 21-23-37-77

2,0 (марка ВВ-К)

1,6 арка ВВ-Г)

Изгиб под углом 180° до появления трещины, количество изгибов, не менее

То же

По ТУ 21-23-44-79.

По ТУ 21-23-37-77

10

Изоляционные и оберточные полимерные ленточные материалы

Ширина, мм

Каждая партия

Линейкой

Ширина ленты по ТУ

Толщина ленты, мм

Каждая партия

Штангенциркулем

Толщина ленты по ТУ

Толщина ленты, мм

То же

То же

Толщина основы по ТУ

Нанесение битумной изоляции

Сплошность, кВ

По всей поверхности после нанесения через 100 м

Визуально и дефектоскопом

5 кВ на 1 мм толщины покрытия

Толщина общая, мм, не менее (не менее чем в 3-х сечениях по длине трубы и в 4точках каждого сечения)

В трассовых условиях нанесения на 10 % труб в базовых условиях, а также в местах, вызывающих сомнение

Толщиномером

4,5 мм (нормальный тип), 6,0(усиленный тип)

Число слоев армирования

В процессе работ

Визуально

По проекту

Число слоев защитной обертки

То же

То же

То же

Переходное сопротивление (после нанесения покрытия), Ом · м2, не менее

На 5 % труб в заводских и базовых условиях, а также в местах, вызывающих сомнение

По ГОСТ 25812-83 /2/, (прилож. 6 «метод» мокрого контакта)

1 · 107 - усиленный тип покрытия

1 · 106 - нормальный тип покрытия

Нанесение покрытия «Пластобит-40»

Сплошность, кВ

По всей поверхности после нанесения

Визуально и дефектоскопом

5 кВ на 1 мм толщины покрытия

Толщина общая (не менее чем в 3-х сечениях по длине трубы и в 4-х точках каждого сечения), мм, не менее

Через 100 мм при нанесении на трассе; на 10 % труб в заводских и базовых условиях, а также в местах, вызывающих сомнение

Толщиномером

3,5 мм

Прилипаемость (адгезия) мастики к праймированной стали, МПа (кГс/см2), не менее

Через 500 м при нанесении на трассе; на 20 % труб в заводских условиях, а также в местах, вызывающих сомнение

По ГОСТ 25812-83 /2/, Прилож. 4, (метод Б), адгезиметром

0,20 (2,0)

Число слоев ленты ПВХ

То же

Визуально

1 слой (ТУ 39-01-97-306-77)

Число слоев обертки ПЭКОМ

То же

То же

То же

Нахлест витков, см, не менее

То же

Мерной линейкой

3

Переходное сопротивление, Ом · м2, не менее

На 5 % труб в заводских и базовых условиях, а также в местах, вызывающих сомнение (после нанесения покрытия)

По ГОСТ 25812-83 /2/

1 · 107

Нанесение полимерных изоляционных лент

Ширина ленты, ширина обертки, мм

Каждая партия

Мерной линейкой

По ТУ или сертификатам

Число слоев ленты и обертки

В процессе работ

Визуально

По проекту

Нахлест витков, см, не менее

То же

Мерной линейкой

Однослойное покрытие - 3 см; двухслойное - 50 % ширины плюс 3 см

Сплошность, кВ

По всей поверхности

Визуально и дефектоскопом

5 кВ на 1 мм толщины покрытия

Прилипаемость дгезия) праймированной стали, кГс/см, не менее

В местах, вызывающих сомнение

По ГОСТ 25812-83 /2/ (прилож. 4 Метод А) - адгезиметром

По ТУ или сертификатам на ленту

Сопротивление разрыву, Н/см (кГс/см), не менее

То же

По ГОСТ 270-75 /39/ на разрывной машине

Сопротивление разрыву по ТУ

Относительное удлинение при разрыве, %, не менее

То же

То же

Относительное удлинение при разрыве по ТУ

Удельное электрическое сопротивление, Ом · см, не менее (для изоляционных лент)

То же

По ГОСТ 6433-2-71 /40/

Удельное электрическое сопротивление по ТУ

Адгезия ленты к ленте, Нм (кГс/см), не менее

То же

По ГОСТ 25812-83 /2/ (прилож. 4)

3,00 (0,30)

Лакокрасочные материалы

Компонентный состав

При дозировке

Отмеривание (взвешивание компонентов)

По ТУ на материал

Однородность

Каждую партию

Визуально

Отсутствие сгустков, посторонних включений, осадка

Вязкость

Каждую партию

Вискозиметром ВЗ-4 по ГОСТ 8420-74 /41/

30 с - при нанесении краскопультом, 60 с - при нанесении кистью

Плотность, г/см3

То же

Ареометром

0,8 - 0,9

Контроль качества противокоррозионных покрытий трубопроводов

Степень очистки

Непрерывно

Визуально или прибором

Степень очистки по табл. 3

Адгезия к основе ленты, кГс/см, не менее

В местах, вызывающих сомнение

По ГОСТ 25812-83 /2/, Прилож. 4 (Метод А) - адгезиметром

По ТУ или сертификатам на ленту

Переходное сопротивление Ом · м2, не менее

На 5 % труб в заводских и базовых условиях, а также в местах, вызывающих сомнение (после нанесения покрытия)

По ГОСТ 25812-83 /2/, Прилож. 6 (Метод «мокрого» контакта)

То же

Температура подогрева поверхности трубопровода, рулонов ленты и оберток

В процессе производства работ

Термопарой

Температура поверхности трубопровода не ниже 150 °С (но не выше 50 °С); температура рулонов лент и оберток не ниже 10 °С

10.98. Контроль сплошности защитного покрытия на уложенном и засыпанном трубопроводе, находящемся в незамерзающем грунте, проводят не ранее чем через две недели после засыпки искателем повреждений УКИ-1 в соответствии с инструкцией по его эксплуатации.

10.99. Результаты контроля, осуществляемого при выполнении изоляционных работ, должны заноситься в журнал производства работ (прилож. 1, формы 6 и 8) и проверяться при сдаче выполненных работ приемочной комиссией. Журнал должен заполняться лицом, ответственным за выполнение работ.

11. УКАЗАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ

Общие требования

11.1. Руководители работ по капитальному ремонту нефтепроводов должны обеспечить выполнение требований следующих документов:

«Отраслевой инструкции по безопасности труда при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов» /42/;

«Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности» /43/;

«Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» /44/;

«Единой системы управления охраной труда в нефтяной промышленности» /45/, а также разделов техники безопасности инструкций по эксплуатации машин, механизмов и специальных технических средств, используемых при ремонте;

нормативных документов по капитальному ремонту магистральных нефтепроводов;

инструкций по охране труда.

11.2. Ответственность за соблюдение требований безопасности при эксплуатации машин (инструмента, инвентаря, технологической оснастки, оборудования), а также средств коллективной и индивидуальной защиты работающих возлагается:

за техническое состояние машин и средств защиты - на организацию, на балансе которой они находятся;

за проведение обучения и инструктажа по безопасности труда - на организацию, в штате которой состоят работающие;

за соблюдение требований безопасности труда при производстве работ - на организацию, осуществляющую работы /46/.

11.3. Капитальный ремонт подземных трубопроводов должен производиться под руководством ответственного работника (начал