Правила капитального ремонта подземных трубопроводов

Главная / Новости / Правила капитального ремонта подземных трубопроводов

1.1. В Правилах устанавливаются основные положения по капитальному ремонту подземныхтрубопроводов с заменой изоляционного покрытия ивосстановлением стенки трубы.

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

1.3. Правила нераспространяются на ремонт трубопроводов:

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

б) из нестальных труб;

в) предназначенных для перекачкинефти с подогревом;

г) с заменой труб.

1.4. Ответственность за обеспечение безопасностипроизводства работ при капитальном ремонтедействующих трубопроводов несет должностное лицо организации (РУМН, РСУ), осуществляющей работы, назначенноеприказом этой организации.

Ответственность за соблюдение требований пожарный безопасности, охраны трудаи окружающейсреды 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 ремонткомплексным потоком повышенной производительности распространяется на нефтепроводы диаметром 820 мм,проложенные в нормальных условиях, в устойчивых грунтах, по равнинно-холмистой местности с уклоном до 8°, 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 нижеминус 25 °С, распространяется нанефтепроводы диаметром 530 — 720 мм.

1.8. Ремонт нефтепроводов диаметром 530 мм в горныхусловиях рекомендуется производить в горах с крутизнойоткосов свыше 8°.

1.9. Ремонт нефтепроводадиаметром 720 мм с заменой изоляционногопокрытия и одновременным заглублением путем переукладки в новую траншею допускается напрямолинейных участках на величину до 0,4 м.

1.10.Каждая ремонтная колоннадолжна иметь надежную связь с РУМН и ПОМН.

2. ОБСЛЕДОВАНИЕ КОРРОЗИОННОГОСОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА

Общие положения

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

2.2. Основным критерием коррозионной опасности является реальная глубинапроникновения коррозии на трубопроводе.Определяется она путем обследования трубопроводав шурфах.

2.3. При проведенииобследования на нефтепроводах с ЭХЗ необходимо проконтролировать следующиепараметры: скорость коррозии (остаточнаяскорость коррозии) и разность потенциалов«труба-земля»; на нефтепроводах, на которых длительное время после пуска вэксплуатацию отсутствовала ЭХЗ или длительноевремя не поддерживался минимальный защитный потенциал в соответствии с ГОСТ25812-83 /2/, коррозионная активность грунта, естественный потенциал «труба-земля», состояние изоляционногопокрытия, 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 иагрессивность грунтов.

Порядок проведения обследования

2.4. Перед обследованиемкоррозионного состояния участка нефтепроводов составляютрабочую схему трассы нефтепровода в соответствии с приложением 1 (форма 1) и заводятжурнал 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 разностипотенциалов «труба-земля» за весь срок службынефтепровода, аварийные ситуации на нефтепроводе);

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

проведениеэлектрометрических измерений по трассеобследуемого участка нефтепровода;

обследование состояния изоляционного покрытия нефтепровода искателем повреждения;

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

оформление актаобследования и составление рекомендаций по проведениюпротивокоррозионных мероприятий.

Обследованиекоррозионного состояния нефтепроводов, обеспеченных электрохимической защитойот почвенной коррозии. Анализ статистических данных

2.6. Анализ статистических данных покоррозионной ситуации на нефтепроводе проводятпо проектной и эксплуатационной документации. Характеристика нефтепровода, значения удельного сопротивления грунта(минимальное и максимальное значения накилометре), 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 магистральногонефтепровода.

Значения защитной разности потенциалов за все время эксплуатациинефтепровода и величина удельного сопротивлениягрунта, определенная в соответствии с ГОСТ9.602-89 /3/, приводится в виде таблиц.

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

отсутствием или «провалами» разности потенциалов «труба-земля» т.е. значениями разностипотенциалов меньше минимально допустимой дляконкретных условий эксплуатации по ГОСТ25812-83 /2/, которые имели место более 1 месяца на нефтепроводах, проложенных в зонахдействия 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 нанефтепроводе по причине подземной коррозии.

На рабочей схеме трассыэти участки выделяют линией.

Измерения на трассенефтепроводов

2.8. Для нефтепроводов, длительное время не имевших ЭХЗ,оценку скорости коррозии проводят по статистическимданным отказов, происшедших по причинепочвенной 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 службынефтепровода до обнаружения повреждения, год.

2.9. На нефтепроводе,обеспеченномЭХЗ, остаточную скорость коррозии определяют экспериментально путем закладки образцов в грунт при условиях, идентичных эксплуатациинефтепроводов.

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 эксплуатациинефтепровода, г;

Т — время нахождения образца в грунте, лет;

S — площадь образца, м2.

2.10. Глубинный показателькоррозии (мм/год) при неравномерной коррозии получают пересчетом весового показателя поформуле:

П = (к/ρ) ·10-3, мм/год

где к — скорость коррозии, г/м2 ·год;

ρ — плотность металла, г/см3.

Определение коррозионнойактивности грунтов

2.11. Основным фактором, оказывающимвлияние 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 повеличине удельного сопротивления грунта приведена в прилож. 1 ГОСТ9.602-89 /3/. Запись измерений производится по форме 3 прилож.1.

2.13. На рабочую схему трассы наносятзначения удельного электрического сопротивления грунтаи 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 нефтепроводаот почвенной коррозии при катоднойполяризации, является величина защитной разности потенциалов «труба-земля».

2.15. При обследовании коррозионногосостояния нефтепровода величину разности потенциалов «труба-земля»учитывают за весь срок службы нефтепровода для выявления участков, где в течение какого-товремени нефтепровод оставался без электрохимической защиты или на нем не поддерживалсяминимальный защитный потенциал по ГОСТ25812-83 /2/. Запись производят поформе 4 прилож. 1. Значенияразности потенциалов за год, предшествующий обследованию, приводят в видеграфиков на рабочей схеме трассы. Замерыпроизводят через каждые 100 м.

2.16. Поляризующий трубопроводток не только обеспечивает сдвиг потенциала в отрицательную сторону, но и вызывает омическое падениенапряжения в изоляционном покрытии и грунте.Измеренная разность потенциалов представляетсобой сумму:

Ит-э = Ие + Иом + η,

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

η — сдвиг потенциала при поляризации, В;

Иом- омическое падениенапряжения,В.

2.17. Измерение поляризационного потенциала производится пометодике ГОСТ9.602-89 прилож. 7.

Оценка состояния изоляционногопокрытия нефтепровода

2.18. Места дефектов на нефтепроводе определяютискателем 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 переходногосопротивления «труба-земля» производят в соответствиис ГОСТ25812-83 /2/ и оценку его осуществляют по среднему значению, определенному не менее чем в трех шурфах.

Обследование нефтепровода вшурфах

2.21. Шурфованию при обследовании коррозионногосостояния нефтепровода подлежат участки, на которых предполагается наличие коррозионнойситуации, выявленной:

при анализе статистических данныхи работы средств ЭХЗ;

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

2.22. При отрыве шурфов проводят визуальное обследование сУстановкам внешнеговида и типа повреждения изоляционного покрытия.

2.23. Адгезию защитного покрытия определяют на неповрежденной части изоляционного покрытия в соответствии с ГОСТ25812-83 /2/.

2.24. В местах сквозныхдефектов 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 6прилож. 1) и по данным ее анализа намечают мероприятия по защите нефтепровода от коррозии.

Обследование коррозионногосостояния нефтепровода, проложенного в зонах действия блуждающих токов

2.27. Оценка скорости коррозиизащищенного нефтепровода, проложенного в зоне действия блуждающих токов, методически не отличается от оценки ее для нефтепровода, защищенного установкамикатодной защиты, — ее определяют по п. 2.8.

Оформление результатовобследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов

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

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

2.30. По результатам обследования разрабатываютрекомендации для проведения мероприятий пополной защите нефтепровода от коррозии, к которым относятся:

сооружение дополнительныхсредств защитыот подземной коррозии;

повышение токов защиты нефтепровода существующими средствами;

замена изоляционного покрытия отдельных участков нефтепроводов.

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

2.32. Акт обследования утверждаетсяглавным инженером ПОМН.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГОСОСТОЯНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПО ДАННЫМ ТЕХНИЧЕСКОЙДИАГНОСТИКИ

3.1. Участки нефтепроводов к капитальномуремонту предъявляются на основании данных,полученных при обследовании технического состояния трубопроводов поверхностными и внутритрубными средствами диагностики.При проведении внутритрубной диагностики дляопределения технического состояния тела трубыследует руководствоваться действующими нормативными документами /4/.

3.2. Примерный переченьтехнических средств приводится ниже:

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

снаряд-шаблон дляопределения проходимости снаряда-дефектоскопа, очистки и сборамагнитом металлических мелких предметов;

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

3.3. При подготовке к диагностированиюлинейная часть нефтепровода должна отвечать требованиям ГОСТ26656-85 «Контролепригодность объектов диагностирования. Правила обеспечения» /5/. Выполнение этих требованийобязательно для заказчика и является основанием для представления участка нефтепровода к диагностированию. Кроме того,представляемый к диагностированию участок трубопровода должен отвечать требованиямсоответствующих норм и правил проектирования, производства работ,государственных стандартов и технических условий на поставки труб в части обеспеченияпроходимости средств диагностики. Участкитрубопровода, не отвечающие этим требованиям, доводятся заказчиком до требуемого уровня контролепригодности.

3.4. Обследование технического состояния участка трубопровода должно быть проведенодо началакапитального ремонта специальными службами диагностики.

Отчет обследования должен содержать следующие сведения:

характеристика обследуемого участка;

полное Установка хода и порядка обследования;

Установка каждого зафиксированного дефекта, анализ его размеров и вида;

предварительные рекомендации по устранению зафиксированных дефектов путем выборочногоили 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 подкапитальный или выборочный ремонт.

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

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

4. СПОСОБЫ РЕМОНТА ПОДЗЕМНЫХТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Капитальный ремонт подземных трубопроводов внормальных 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 производительностис частичным подъемом трубопровода в траншее.

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

Технологическиеоперации выполняются поточно в следующей последовательности (рис. 1):

уточнение положения трубопровода;

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

разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

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

подъем трубопровода;

очисткатрубопровода от старого изоляционного покрытия;

нанесение грунтовки;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода;

присыпка трубопровода иокончательнаязасыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.3. Ремонт с подъемом иукладкой 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 — ролико-канатная 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 трассыв зоне движениямашин;

разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

проверка техническогосостояния трубопровода, контроль поперечныхсварных 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 изоляционногопокрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода;

присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.4. Ремонт без подъема трубопровода ссохранением его положения рекомендуется длятрубопроводовдиаметром 820 мм и более при замене изоляционногопокрытия с восстановлением и безвосстановления стенки трубы. Этот способрекомендуется также и для ремонта трубопроводов диаметром 720 мм и менее при неудовлетворительном техническомсостоянии стенкитрубы. Этот способне рекомендуетсядля 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 втраншее

1 — прибор для уточнения положения трубопровода; 2 — бульдозер; 3 — вскрышной экскаватор; 4 -передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 — очистная машина; 6 — трубоукладчик; 7 — ролико-канатная 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 положениятрубопровода; 2 — бульдозер; 3 — экскаватор; 4 — передвижная дефектоскопическаялаборатория; 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 плодородногослоя почвы, перемещение его во временный отвали планировка полосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи ниже нижней образующей трубопровода;

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

разработка грунта под трубопроводом;

поддержание подкопанного участка трубопровода;

очистка трубопровода отстарого 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 ремонттрубопроводов диаметром 820 мм производится комплексным потоком повышенной производительности счастичным подъемом трубопровода в траншее при заменеизоляционногопокрытия без восстановлениястенки трубы /6/.

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

уточнение положениятрубопровода;

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

разработка траншеи ниженижней образующейтрубопроводав задел и оставление грунтовых перемычек;

разработка грунтовой перемычки;

разработка грунта подтрубопроводом;

проверка техническогосостояния 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 качестваизоляционного покрытия;

присыпка с подбивкой грунтапод трубопровод и окончательная засыпкатраншеи;

рекультивация плодородного сдоя почвы.

4.6. Капитальный ремонт взимнее время производится /7/:

с подъемом трубопровода втраншее (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 (допромерзания грунта):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слояпочвы, перемещение его во временный отвал по однусторону траншеи и планировка полоса трассы в зоне проходаремонтной техники;

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

установка защитныхограждений в случаях, предусмотренныхдокументацией 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 техникина суточный объем выполнения ремонтных работ;

подъем и поддержание трубопровода;

очистка трубопровода от старого изоляционногопокрытия;

сплошной визуальный осмотр;

нанесение грунтовки и нового изоляционного покрытия;

нанесение защитной обертки;

контроль качества нового изоляционного покрытия;

визуальный осмотр днатраншеи 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.

Схемарасстановки 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 сгрунтовкой; 7 — изоляционная машина; 8 — прибор для контроля качества изоляционного покрытия.

Рис. 5.

4.8. Технологические операции ремонта сподъемом 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 плодородногослоя 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 визуальныйосмотр, при необходимости контроль физическимиметодами сварных швов;

установка защитныхограждений в случаях, предусмотренныхдокументацией на ремонтные работы.

Этап 2. Работы, выполняемые в зимнее время:

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

подъем, очистка и укладка трубопровода на лежки;

сплошной визуальный осмотр стенки трубопровода;

выполнение сварочных работ (при необходимости);

подъем трубопровода;

нанесениегрунтовки 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, выполняемыепосле 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 — дефектоскопическаялаборатория; 4 — очистная машина; 5 — трубоукладчик; 6 — сварочный агрегат; 7 -электростанция; 8 — емкость с грунтовкой; 9- изоляционная машина.

Рис.6.

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

Ремонт в горных условияхраспространяетсяна трубопроводы диаметром 530 мм, пролегающих в горах с крутизнойоткосов свыше 8°.

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

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слояпочвы, перемещение его во временный отвал и планировкаполосы трассы в зоне движения машин;

разработка траншеи до нижнейобразующейтрубопровода;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков, усилениеих 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 окончательнаязасыпка;

рекультивация плодородного слоя почвы.

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

Технологические операциивыполняются в следующей последовательности (рис. 8):

уточнение положения трубопровода;

снятие плодородного слояпочвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы взоне движения ремонтных машин;

разработка траншеи в соответствии со схемой до отметок, обеспечивающих заглублениетрубопровода 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 изоляционногопокрытия;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

перемещение и укладка трубопровода в новуютраншею;

присыпка и окончательная засыпка траншеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

4.11. Выбор способа ремонта зависит от диаметратрубопровода, 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 контролякачества изоляционного покрытия.

Рис. 8.

4.12. Технологические операциидолжны выполняться механизированной ремонтной колонной, оснащеннойсогласно «Нормативу-табелю технического оснащения ремонтно-строительнойколонны для магистральных нефтепроводов» РД39-026-90 /9/.

4.13. С целью безопасности производства работ участки,примыкающие к задвижкам, тройникам, отводам ит.п., следует ремонтировать отдельно отосновного потока работ.

5. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКАЯПОДГОТОВКА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

5.1. Организационно-техническаяподготовка капитального ремонта включает организационные мероприятия иподготовительные работы.

Организационные мероприятия

5.2. Поэтапное выполнение организационных мероприятий и исполнитель:

составление перспективного плана капитальногоремонта нефтепроводов — ПОМН или РУМН;

предварительноеопределение коррозионных участков, подлежащихкапитальному ремонту, на основании данных обследования технического состояниятрубопроводов 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 иэксплуатационной документации уточнение положения в плане — вантузов, задвижек, сооружений и сетей — ПОМН илиРУМН;

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

получение технических условий и согласование проведенияработ по капитальному ремонту с владельцами, чьисооружения и сети пересекают нефтепровод, — ПОМН или РУМН;

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

проведение электрометрических измерений на участке, подлежащем капитальному ремонту, обследование состояния изоляционного покрытия трубопроводаискателем повреждений, шурфование по местуобнаружения дефектов в покрытии для оценкиобщего состояния покрытия и тела трубы, шурфование в местах пересечения нефтепроводов ссооружениями и сетями других ведомств и внесение конкретных данных в план и профиль трассы — ПОМНили РУМН;

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

согласование проведенияработ по капитальному ремонту с ведомствами, чьи сооружения и сети пересекаютнефтепровод, — 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 участканефтепровода РСУ (РСК) — ПОМН или РУМН.

5.3. Задание на проектированиекапитального ремонта трубопровода разрабатывается согласно СНиП 1.02.01-85 «Инструкция о составе, порядкеразработки, согласования и утвержденияпроектно-сметной документации на строительство предприятий, зданийи 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 учетомособенностей трубопровода, как линейного объекта.

5.6. Рабочий проект на капитальный ремонтразрабатывается с использованием следующихдокументов:

задания на проектированиекапитального ремонта трубопровода;

материалов обследования технического состояния трубопровода;

технических условий от организаций — владельцевинженерных коммуникаций, пересекающих нефтепровод или находящихся в зоне работ;

исполнительных чертежей настроительствотрубопровода;

правил, инструкций, рекомендаций на производство капитального ремонта трубопровода;

типовых схем производства работ;

соответствующих разделов строительных норм иправил;

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 долженвходить 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 поназначению.

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 которыхнаходятся 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 ипотенциально-плодородных пород;

меры по восстановлению плодородия земель;

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

5.10. При разработкепроекта рекультивации земель должно указываться фактическое положение трубопровода в плане, глубинаего 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 проектарекультивации земель должен быть включен раздел, касающийся ликвидации последствий аварий, возможных при производстве ремонтных работ.

5.12. В рабочем проекте долженбыть 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:

заданиена разработку проектапроизводства работ;

рабочий проект на капитальный ремонт;

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

данные о местах размещения полевых городков;

материалы топографо-геодезических изысканийтрассы 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 егоразработки.При разработке проекта производства работ необходимо руководствоваться СНиП 3.01.01-85 «Организация строительного производства» /11/.Дополнительно всостав 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 СНиП2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы» /12/.

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

5.18. Проект производства работ составляется, согласовываетсяи 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 вопросовпитания, бытарабочих;

подготовка трассытрубопровода;

оборудование пунктов погрузки и выгрузки;

перебазировка ремонтных колонн к месту работы;

организация пунктов хранения горюче-смазочных материалов;

строительство временных складов;

устройство подъездныхпутей;

оборудование пунктов технического обслуживания машин и механизмов, базпо приготовлениюбитумноймастики.

5.20. Подготовка трассытрубопровода включает: срезку валика, расчистку полосы для подъезда кней.

5.21. Производство основных ремонтных работ разрешается начинать после завершения организационных мероприятий и подготовительных работ и получения письменногоразрешения 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 трассыи всех пересечений нефтепровода синженерными коммуникациями, а также всех параллельно пролегающих коммуникаций.

5.23. Перед началом ремонтного сезона исполнитель работдолжен поставить в известность местные органы Госпожнадзора о срокахпроведения 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 лишьв местах, гдемеханизация работ затруднена (пересечение трубопровода с подземнымикоммуникациями, наличиезапорной арматуры ит.п.).

6.2. Перед началом работ воизбежание повреждениятрубопровода ковшом экскаватора проводится определение положения нефтепровода трассоискателем черезкаждые 50 м,а при неровномрельефе -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). Колышкиследует такжеустановить в местах изменений рельефа, в вершине углов поворотатрассы нефтепровода и в местах пересечения с другими подземнымикоммуникациями,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. допускаетсялишь при наличииписьменного разрешения и в присутствии представителя организации, эксплуатирующей эти подземные коммуникации ЛЭП, линии связи и т.д. Вызовпредставителя возлагается на заказчика (РУМН или ПОМН).

Организации, в ведении которых находятся подземные коммуникации, ЛЭП, линии связи, кабели и др., обязаны до началапроизводства 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 идр. осуществляется под руководством прораба или мастера.

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

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

6.8. При подходе землеройного механизма к местурасположения объектов ЭХЗ (КИК, СКЗ, СДЗ) следует вызватьпредставителя 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 бытьвосстановлены 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 проездатранспорта и другихцелей заранеепо 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 грунтовымидорогами 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 нижнейобразующей. 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 слояпочвы

6.12. Работы по снятию и восстановлению плодородного слоя почвы должны производиться всоответствиис проектом рекультивации земель, входящим в составпроекта 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. 1для трубопроводов соответствующих диаметров /14/.

Таблица 1

Нормы отвода земель

Диаметр трубопровода, мм

Ширина полосы земель для одногоподземного 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 длякапитального ремонта двух и более параллельныхмагистральных подземных трубопроводов, следуетпринимать равной ширине полосы земель для одного трубопровода(приведенной в табл. 1) плюс расстояние между осями крайних трубопроводов. Расстояние между осями смежныхтрубопроводов 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 трубопроводовразных диаметровследует принимать равным расстоянию, установленному для трубопроводабольшего диаметра.

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

6.15. Минимальная ширинаполосы, с которой снимается плодородный слой почвы, должнаравняться 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 привосстановлении (рекультивации) нарушенных участков.

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

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

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

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

Разработка траншей

6.21. Для устойчивой и надежнойработы 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 отпринятого способаремонта, диаметра ремонтируемого трубопровода, габаритныхразмеров ремонтных машин и механизмов и указываются в проекте производстваработ.

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

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

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

B = Dтр +2А,

где D   — диаметр трубопровода;

A     — ширина режущей кромки рабочего органа машины.

Для трубопроводовдиаметром 219 — 530 мм A = 0,5 м; более 530 мм A = 0,7 м.

При разработке траншеи одноковшовыми экскаваторами ширинатраншеи 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 трубопроводав траншее; б — при ремонте без подъема трубопровода.

Рис. 9.

В каждом случае принимаемая ширина траншеи при разработкеодноковшовым экскаватором должна обосновываться технико-экономическимрасчетом.

6.26. Ширина траншеи по низу при разработке грунта землеройными машинами цикличного действия должна соответствоватьширине, указаннойв п. 5.24,б, с добавлением в песчаных грунтах исупесях 0,15 м, в глинах и суглинках — 0,1 м.

6.27. Траншеи свертикальными стенками без крепленияразрабатываются в грунтах естественнойвлажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на глубину, м:

в насыпных песчаных и гравелистых грунтах     — неболее 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 необходимоустраивать откосы различного заложения в зависимости отсостава грунта и его влажности (табл. 3).

6.29. В глинистых грунтах,переувлажненных дождевыми, снеговыми (талыми) и другими водами,крутизну откосов котлованов и траншей уменьшаютпо сравнению с указанной в табл. 3 до величины угла естественного откоса. Этоуменьшение производительработ оформляет актом. Лессовидные и насыпные грунты при переувлажнениистановятся неустойчивыми и при их разработке применяют крепление стенок.

6.30. Если увлажнение грунта в откосах произошлопосле полного или частичного отрыва траншеи, то передначалом каждой смены откосы необходимоосмотреть. Если у бровки траншеи образовались трещины и возникла опасность обвала, работы до устранения опасности прекращают. На участках, где производятсянеотложные работы,делают местное уменьшениекрутизны откосов.

Таблица 3

Допустимая крутизна откосов траншей

Грунт

Глубина выемки, м

до 1,5

1,5 — 3

3 — 5

угол между направлением откоса игоризонтом, град

отношение высоты откоса к его заложению

угол между направлением откоса и горизонтом, град

отношение высоты откоса к его заложению

угол между направлением откоса игоризонтом, град

отношение высоты откоса к егозаложению

1

2

3

4

5

6

7

Насыпной естественнойвлажности

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

Лессовидныйсухой

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, сыпучиепески 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 ремонтетрубопровода на отдельных участках трассы зависит от местныхтопографических 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 вгрунтах I- IV категорий без крупных включений траншею можно разрабатыватьспециальными вскрышными экскаваторами.

6.34. В грунтах с крупнымикаменистыми включениями, в мерзлых грунтах с промерзаниемдо 0,25 м, всыпучих и обводненных грунтах траншеи разрабатываются одноковшовым экскаватором. Эти экскаваторыприменяются также в местах резких поворотовтрассы и в местах, где глубина залеганиятрубопровода часто меняется и превышает величину предельной глубины копания специальныхвскрышных экскаваторов.

6.35. При сильном притокегрунтовых 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 искусственномупонижениюзеркала 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 насосови водоотливных агрегатов.

6.39. При разработке траншеи ее необходимо защищать от затопления и размыва поверхностными водамипутем 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 другуюсторону свободной для передвижения транспорта и производства прочих работ.

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

6.42. Размещение отвалов минерального и плодородногогрунта относительнооси трубопровода может быть одностороннее или двухстороннее (рис. 10а, б,в). Схема размещенияотвалов грунта выбирается в зависимости от взаимного расположенияпараллельно проложенныхтрубопроводов и других коммуникаций, возможного направления движения ремонтной колонны, сучетом местных условий и других факторов иустанавливается для каждого участка в ППР.

6.43. При больших габаритах траншеи (рис. 10г, д) допускаетсяразмещать отвалы минеральногогрунта по обе стороны траншеи. При этом наодной стороне размещается максимально возможная часть грунта, а оставшаяся часть — на другой стороне траншеи и планируется бульдозером для проходаремонтнойколонны.

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 отремонтироватьизоляционное 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 такжеплотное прилегание трубопровода ко дну траншеи.

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

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

6.49. Подбивку грунта присыпкипод трубопроводнеобходимо выполнятьмеханизированнымспособом устройством УПТ-1 (разработанным ВНИИСПТнефть) или, как исключение, вручнуютрамбовками. 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 одноковшовымиэкскаваторами, оборудованными ковшом обратнаялопата 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, азатем остальнаячасть. Причем засыпку криволинейного участка начинают с середины, двигаясь поочередно к его концам.

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

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

6.55. После засыпки нанерекультивируемых землях над трубопроводом устраиваютвалик грунта в виде правильной призмы, высотой навеличину 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 извременного 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 состояниепроизводитсяв 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 отвыдувания.

Особенности выполнения земляныхработ при ремонте нефтепроводов диаметром 820 мм комплексным потоком повышеннойпроизводительности

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

6.60. На вскрываемом участке между экскаватором и основной колонной вставляются грунтовыеперемычки. Расстояние между перемычками должно составлять 30 — 50 м, форма и размеры перемычки приведенына рис. 12.

6.61. Разработку перемычки рекомендуется выполнять двумя способами:

вначале экскаватором, оснащенным ковшомгрейферного типа, затем подкапывающей машиной. Этотспособ наиболее производительный;

подкапывающей машиной за несколько проходов.

Особенности разработки траншейпри ремонте в зимнее время

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

6.63. Рекомендуется при разработкетраншеи безрекультивации почвы разрабатываемый грунт размещатьв двух отвалах по обе стороны траншеи с целью предотвращения возможного наезда автотракторной техникина вскрытый участок трубопровода.

6.64. Размеры вскрываемого участка трубопровода определяютсярасчетом 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 вгорных условиях

6.66. При прохождении трассы ремонтируемого трубопровода по крупным продольным уклонамвыполняется их планировка путем срезки грунтаи уменьшения угла подъема. Эти работывыполняются по всей ширине полосы отвода бульдозерами, которые, срезая грунт,передвигаются сверху вниз и сталкивают его кподножию склона вне пределов ремонтной площадки.

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

6.68. Устойчивость полунасыпи-полки зависит от Монтаж 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 устойчивостинасыпи при работе на них ремонтных машин приводится на рис. 14.

Устойчивость насыпипроверяется по формуле:

Q · sinβ ≤ f ·cosβ + qcl;

где Q — вес 1 м длинынасыпи в Н/м;

β — угол между плоскостью косогора и горизонтом в градусах;

f — коэффициент трения грунта насыпи погрунту косогора;

qc — сила сцепления между грунтом насыпи и грунтомкосогора 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 =МУД/МСДВ ≤ 1,4,

где МУД — момент удерживающихсил;

МСДВ — момент сдвигающих сил.

Момент сдвигающих сил определяется как суммамоментов 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 необходимопроизводить поперечными проходами бульдозеров перпендикулярно оси трассы (рис.15а). Доработка полки и ее планировка производятся продольными проходами бульдозера с послойной разработкой грунта и перемещением егов полунасыпи.

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

При больших объемах земляных работ используютсядва бульдозера, которые ведут разработку полки с двух сторон продольнымипроходами навстречудруг другу.

Разработкаполок 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 способапроизводстваработ.

Ширина полосы отвода назначаетсяиз условияпроизводстваработ, ширины полки размещения и направления ремонтной колонны, отвалов грунта.

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

6.72. При работе в скальных грунтах, на продольныхуклонах более 10° устойчивость экскаваторов должна проверяться на скольжение (сдвиг), рис. 16. Предельное состояние, при котором начинаетсясдвиг экскаватораи 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 напродольных уклонах от 15° до 36° должна быть осуществлена предварительная анкеровка экскаватора. Число анкеров и метод их закрепления определяются расчетом и в соответствии спроектом производства работ.

Схемапроверки 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,

гдеαпр- предельный продольный уклон.

Значения предельных уклонов в градусах приведены в табл. 4 взависимостиот вида грунта.

Таблица 4

Значение предельных углов

Видгрунта

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 помощьюодного или нескольких тракторов или бульдозеров. При этом экскаватор работает сверху вниз. В качестве подвижных якорей используется один или два трактора или бульдозер. Использованиебульдозера 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 необходимоучитывать состояние поверхности грунта. На увлажненных размокших грунтах удерживающая сила должна быть увеличена. В периоддождей, 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. Засыпкаотремонтированного 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 иприсыпкой трубопровода легким грунтом. Если использование легкого грунта дляустройства постели под трубопровод и присыпки неэкономично, то трубопровод должен бытьзащищен футеровкой из деревянных реек, покрытием из соломенных иликамышовых 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 стороныоткоса, то возможно использование одноковшового экскаватора. При этомработа 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 бытьустроены перемычки из мешков, заполненных землей, или деревянных щитов через каждые 5 — 10 м.

Особенности разработки траншеипри ремонте с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением путемпереукладки в новую траншею

6.80. Ширина траншеи по низу при разработкеодноковшовым 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= 0,25 … 0,30м.

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

Контроль качества и приемказемляных работ

6.81. Контроль качества земляных работ заключается в систематическом наблюдении ипроверке соответствия выполняемых работ проектнойдокументации, 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 накоплениядефектов, 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 припланировке полосы для работыэкскаватора

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.

Высотанасыпи

-20

-5

Поперечный профиль траншеи при ремонте сподъемом нефтепровода и переукладкой в новую траншею

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

Рис.17.

6.83. В зависимости отхарактера выполняемой операции (процесса) операционный контролькачества осуществляется непосредственно исполнителями, бригадирами, мастерами,прорабами или специальным контролером.

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

6.85. Выявленные в ходе контролядефекты, отклонения от проектов и требований строительных норм и правил или технических инструкций должны быть исправлены доначала 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 впроекте;

проверкутолщины слоя подсыпки на дне траншеи и толщины слоя подсыпки трубопроводовмягким грунтом;

проверку отметок верха насыпи, ееширины 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 трассыдолжно быть не менее половины проектной ширинытраншеи, эту величину не следует превышатьболее чем на 200 мм.

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

6.91. Если проектом предусмотрена подсыпка рыхлого грунта на днотраншеи, то толщина выравниваемого слоя рыхлого грунта контролируетсящупом, опускаемымс бермы траншеи.Толщина выравниваемогослоя должна быть не менее проектной; допуск на толщину слоя приведен в табл. 5.

6.92. При подземной прокладке трубопровод на всем протяжении долженопираться 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 бытьне менее 200мм. Допускается, чтобы отклонение толщины слоя находилось впределах, указанных в табл. 5.

6.94. Отметки рекультивированной полосы контролируют геометрическим нивелированием.Фактическая отметка полосы определяется во всех точках, гдев проекте рекультивации земель указана проектнаяотметка.

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

6.95. На нерекультивируемых землях спомощью шаблона контролируется высота валика, которая должнабыть 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 необходимоконтролировать сменный темп разработки траншеи, который должен соответствоватьсменномутемпу изоляционно-укладочных работ.

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

7. ПОДЪЕМ И УКЛАДКАТРУБОПРОВОДОВ

Общие положения

7.1. Работы по подъему и укладке трубопроводов разрешатся производить только вприсутствии 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 разрешениеот 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 подъематрубопровода необходимо проверить исправность ближайших задвижек, и в случаенеисправности — отремонтировать. При возникновении аварийной ситуации руководитель работ докладывает о случившемсядиспетчеру ПОМНи по командедиспетчераорганизует закрытие ближайших линейныхзадвижек, отключающих ремонтируемый участок.

7.6.Расчетные технологические параметры ремонтной колонны при ремонте в нормальныхусловиях определяются по «Методике расчета на прочность и устойчивостьремонтируемого участка нефтепровода диаметром 219 — 1220 мм» и приведены втабл. 6.

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

общая длина приподнятогоучастка;

расстояние междугрузоподъемнымимеханизмами;

высотаподъема трубопровода каждым грузоподъемным механизмом;

усилия подъематрубопровода грузоподъемными механизмами;

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

шагремонтной колонны;

расстояние между опорами;

расстояние между экскаватором и подкапывающей машиной;

расстояние между задней опорой и началомприсыпки трубопровода грунтом;

расстояние между задней опорой и началом засыпки трубопровода;

общая длина вскрытого участка;

высотное отклонение ремонтируемогоучастка.

7.8. Высотные отклонения ремонтируемого трубопроводарассчитываются согласно «Руководству по расчетуна прочность участка подземного трубопровода диаметром 1020 — 1220 мм при ремонте безподъема» /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

Схемарасстановки 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) приподнимаемогоучасткатрубопровода должно находиться от линейных задвижек или других мест защемления на расстоянии не менее: для трубопроводовдиаметром 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., обеспечивающиеудержание трубопровода в исходном положении. Для предотвращения боковых смещений трубопровода, уложенногона лежки, устанавливаются боковые упоры.

Подъем и укладка трубопровода належки

7.13. Подъем и укладкатрубопровода на лежки применяется при ремонте по способус 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, подвум схемам (рис. 18, 19).

7.14. На рис. 18 показана схема расстановки иперемещения трубоукладчиков и последовательность операцийпри 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 сварногостыка; h1 — высота подъема под крайними трубоукладчиками; h2 — высота подъема под средним трубоукладчиком.

Рис. 18.

Схема подъема и укладки нефтепровода на лежки с переходомодного трубоукладчика

1 — трубоукладчик; 2 — нефтепровод; 3 — лежка; Lт -расстояния между трубоукладчиками; Lл — расстояние между лежками; Lст — расстояние от места установки полотенца до поперечного сварногостыка; 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 бытьрасположены от стыка на расстоянии не менее3 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 походу движения трубоукладчиком.

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

Далее операции повторяются вуказанной последовательности. По этой схеме трубопровод поддерживается в приподнятом состоянии тремятрубоукладчиками, а последний по ходу движения трубоукладчик опускает трубопровод на лежки и перемещается только после того, какподъем трубопроводапервым трубоукладчиком произведен и его подъемные лебедки поставлены на тормоз.

Подъем трубопроводатрубоукладчиками, оснащенными троллейными подвесками

7.16. Для выполнения подъема трубопровода трубоукладчиками, оборудованными троллейнымиподвесками, 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 производитсямонтаж троллейных подвесок, очистной иизоляционной машин.

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

7.19. Движение троллейной подвескивдоль трубопровода осуществляется плавно, недопускается останавливать троллейную подвескурядом со сварным швом на трубопроводе.

Поддержание трубопроводаопорами-крепями

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

Схема расстановки ремонтных машин и механизмовпри ремонте с использованием четырехопор-крепей

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

Рис. 20.

Таблица 7

Рекомендуемыетехнологические параметры при капитальномремонте 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.

Длинаучастка 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 трубопроводатрубоукладчиками, 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. Расчетныезначения 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 подъеми спуск трубопроводадолжен производиться с соблюдением требований /6/.

7.25. Схемы расстановки ремонтных машин и порядок перемещения с применением 3 трубоукладчиков, технологические параметры ремонтнойколонны, а такжеспособы разработки перемычки представлены в Инструкции /10/. Рекомендуемые технологические параметрыприведены 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 — подкапывающаямашина; 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-опоройСО-1

№пп

Наименование параметра

Размерность

Величина параметра

1.

Длинаприподнятого 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 изоляционноймашины:

 

 

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 производительностипри прохождениигрунтовых перемычек

№ пп

Наименование параметра

Размерность

Величина параметра

1.

Длина приподнятогоучастка

м

98,2

2.

Расстояние от подкапывающей машины до переднего грузоподъемного механизма:

 

 

l1min

«

7,0

l1max

«

9,0

3.

Расстояниемежду грузоподъемными механизмами, l2min

«

10,0

4.

Расстояниеот заднего грузоподъемного механизма до изоляционной машины, l2max

«

7,0

5.

Высота подъема нефтепровода внаивысшей точке, h

«

0,6

6.

Высота подъема нефтепровода в месте работы подкапывающей машины, hn

 

0,20

7.

Усилие на крюкетрубоукладчика,

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 ремонтнойколонны определяютсяпо «Методике расчета нефтепроводов напрочность и устойчивость при капитальном ремонте в зимнее время», которая приведена вИнструкции /7/. Рекомендуемые технологические параметры приведены в табл. 10, 11.

7.28. При ремонте в горных условиях расчетные технологическиепараметры 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 новуютраншею производится без остановки перекачки со сниженным давлением. Допустимое давление на участке подъема определяется расчетом и не должно превышать 1,0 МПа.

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

Таблица 10

Технологические параметры и расчетные величины усилий грузоподъемныхмеханизмов 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

Рекомендуемыетехнологические параметры при ремонте нефтепроводов диаметром 720 мм с заменойизоляционного покрытия и одновременным заглублением путем переукладки в первуютраншею

Номерпозиции трубоукладчика

Высота подъема трубопровода трубоукладчиком, м

Минимальное расстояние междутрубоукладчиками, м

Усилие на крюке трубоукладчика, кН

Длина приподнятогоучастка, 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 ПОВЕРХНОСТИТРУБОПРОВОДА

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

8.2. Очистка заключается в удалении с наружной поверхности трубопровода остатковземли, 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 допускаетсянанесение глубоких царапин, рисок, сколов основного металла и срезания сварных швов.

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

8.6. Поверхностьтрубопровода, 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 отокислов определяютвизуальнымосмотром 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 определитьприбором типа УКСО(ВНИИСТ).

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

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

Таблица 13

Требования к очистке наружной поверхности трубопровода

Вид противокоррозионных покрытий

Степеньочистки стальной поверхности

Характеристика очищенной поверхности

Ленточные(холодного нанесения)

3

Не более чемна 5 % поверхности трубы имеются пятна и полосыпрочно сцепленной окалины, точки ржавчины, видимые невооруженным глазом; приперемещении по поверхности прозрачной пластины размером 25 × 25 мм на любомиз участков окалиной и ржавчиной занято не более 10 % площади пластины

Битумно-мастичные,пластобитные и антикоррозионные смазки

4

Не более чемна 10 % поверхности трубы имеются пятна и полосыпрочно сцепленной окалины и ржавчины, видимые невооруженным глазом; приперемещении по поверхности прозрачной пластины размером 25 × 25 мм на любомиз участков окалиной и ржавчиной занято не более 30 % площади пластины

9. СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ

9.1. При производстве сварочных работ необходимо руководствоватьсяследующими документами:

«Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных идругих огневыхработ на объектах народного хозяйства» /20/;

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

9.2. Сварочные работы на нефтепроводах проводятся с целью усиления кольцевых швов, восстановления стенкитруб, приварки накладных элементов (заплат, муфт), приварки штуцеров, катодныхвыводов.

9.3. Сварочные работы выполняются вобщем потоке ремонтных работ.

9.4. Сварочныеработы производятся на нефтепроводах из малоуглеродистых и низколегированныхсталей с углеродным эквивалентом не ниже 0,42, кроме дисперснотвердеющих итермоупрочненных сталей.

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

0,8Рр при τ < 10 лет,

0,7Рр при τ = 10 — 20 лет,

0,6Рр при τ > 20 лет,

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

τ -срок эксплуатации нефтепровода.

Нефтепровод на месте производства сварочных работ должен бытьполностью заполнен перекачиваемой нефтью.

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

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

9.7. При всех видах сварочных работ обязательно проведениеследующих мероприятий:

назначениелиц, ответственных за подготовку нефтепровода к проведению сварочных работ;

назначениелиц, ответственных за подготовку и проведение сварочных работ;

подготовкасварочных материалов, оборудования и инструментов;

проверкасостояния воздушной среды на месте проведения сварочных работ;

подготовкаповерхностей свариваемых деталей (снятие фаски, зачистка поверхности труб);

внешнийосмотр, классификация дефектов, измерение толщины стенки труб нефтепровода вместах предполагаемой сварки;

контролькачества сварки;

определениеперечня противопожарных мероприятий.

9.8. При ремонте нефтепровода от местапроизводства земляных, очистных и изоляционно-укладочных работ до местапроизводства сварочных работ необходимо оставить технологический разрыв. Принятый технологический разрыв должен исключать возможность передачи механическихколебаний 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, применяемыепри сварочных работах, должны отвечать требованиям соответствующих стандартов.

9.10. В зависимости от вида размеров и взаимного расположения поврежденийвыбирают один изследующих методов восстановления стенки трубы:

зачистка поверхности,шлифовка;

заварка (наплавка)повреждений;

приварка накладныхусилительных элементов (заплат, муфт).

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

9.12. При наличии более глубокихповреждений допускается их заварка, если остаточная толщина трубы в местеповреждения не менее 5 мм независимо отвнутреннего давления, с учетом п. 9.5.

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

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

Допускается ликвидацияутечки нефти через повреждение при отсутствии фонтанирования путем приваркизаплат или муфт. При этом место утечки должно быть герметизировано безогневымспособом. Приваренные заплаты и муфты в этом случае являются временнымисредствами усиления несущей способности нефтепровода. Срок эксплуатациинефтепровода, 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 ГОСТ9466-75. «Электродыпокрытые металлические для ручной дуговойсварки сталей и наплавки» /22/.

9.16. Заварку повреждений разрешается вести ниточными швами (без поперечных колебанийэлектрода). Швынакладываются 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 усилением1,5 … 2,0 мм с такимрасчетом, чтобы края наплавленного металла заходили за край повреждения неболее чем на 2 — 3 мм.

9.19. Усилительные элементытипа заплат должны быть вытянуты по окружноститрубы или круглые. Минимальный диаметр заплаты — 100 мм.

9.20. Заплаты привариваютсяс применением технологических сегментов. Технологические сегменты должныустанавливаться на нефтепроводе и схватыватьзаплату по периметру. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментамипоказана на рис. 23. Допускаетсяприварка заплат размером менее 150 мм безиспользования технологических сегментов. Минимальное расстояние до сварных швов(поперечных и продольных) должно составлять 100мм.

9.21. Усилительные элементы типа муфт должны привариваться стехнологическими кольцами. Минимальная длина муфты 100 мм. Муфты длиной менее 300мм могут привариваться без технологических колец. Минимальная длинатехнологических колец должна составлять 0,2Двн (Двн- 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. Минимальноерасстояние до поперечных сварных швов муфты от кольцевого шва нефтепровода должна быть 100 мм.

Минимальное расстояние между двумя соседними муфтами должнобыть 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 бытьтаковы, 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, сегментовдолжны 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° (рис. 24).

Схемамонтажа 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 бытьподготовлены под сварку под углом 40 … 50° без притупления (рис. 25).

9.30. Накладные элементы должны плотноприлегать к наружной поверхности трубы.

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

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

9.33. Непосредственно перед сваркой по периметрунакладных элементов ультразвуковым толщиномером должна быть определена толщина стенки трубыс точностью ±0,1 мм.

9.34. Накладные элементы устанавливают на поверхность трубы, стягивают до получения необходимого зазора и удерживают спомощью сборочныхскоб или центратором.

9.35. Технологические кольцаследует собирать аналогично сборке муфт. Скошенная кромка кольца должнабыть обращена к муфте. Зазор между муфтой и технологическим кольцом или заплатой и технологическими сегментами должен быть в пределах 4 … 5 мм.

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

9.37. На месте сборкипродольных швов должна быть положена пластина толщиной 2 мм или стеклоткань шириной 100 … 150 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 нижнейполумуфты; 9 — стенка верхней полумуфты; 10 — стенка трубы; 11 — прокладкатолщиной 1 — 2 мм.

Рис. 24.

Разделка кромок и сварка коротких муфт и заплат

1 — заплата, муфта; 2 — труба.

Рис. 25.

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

9.39. Накладные элементы без технологических сегментов, штуцера для вентиля привариваются угловыми швами, имеющими форму неравнобедренного треугольникас 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 сварныешвы муфт и технологических колец, а также круговой шов заплаты и технологических сегментов должны перекрыватьосновной металл в каждую сторону от шва на 2 … 3,5 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 смещатьпо 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, Профессиональный условия /23/») диаметром 4 … 12 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 сдвух сторон вывода. Катет шва должен равнятьсядиаметру элемента.

9.47. Допускается присоединениекатодных 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 сварочнойдуги должно проводиться на переходной пластине или клинообразной выводной планке.

Контроль качества сварочныхработ

9.50. Контролькачества 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 ремонтируемыхобъектов, соответствия режимов сваркитребованиям настоящих Правил;

визуальным осмотром и обмером геометрических параметровсварочных швов;

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

9.51. Визуальному осмотру подвергаются все сварные швыпосле их очистки от шлака, брызг металла; при этом наплавленный металл не должен иметь трещин,подрезов глубинойболее 0,5 мм, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность пор. Наплавка металла шва должна обеспечивать плавное сопряжение его поверхности с поверхностью трубы. Недопускаются наплывы и бугристость, грубая чешуйчатость,пористостьшва. 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, изних:

75 % должно быть потолочного,

20 % должно быть и вертикального и

5 % нижнего положения.

9.53. Допускаются поры, шлаковые включения, непровар в корне шва размером неболее 10 % толщины накладных элементов. Вовсех случаях максимальный размер поры не должен превышать 2,5 мм. Не допускаютсятрещины любой длины и протяженности.

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

Контроль сварных швов должен быть выполнен в соответствие с требованиями ВСН012-88 «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 стребованиями ГОСТ25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» /2/.

10.2. Изоляционные покрытия должны наноситься, как правило, механическимспособом, 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:

южнее50° 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 защитныхкожухах 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 различнымитрубопроводами, 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 стемпературой транспортируемого продукта 313 К (40 °С) и выше;

научастках нефтепроводов, прокладываемых на расстоянии, выбираемом по НТДГосстроя СССР, от края рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границнаселенных 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 кг/м2

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 кг/м2

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 кг/м2

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 срасходом не менее 0,15 кг/м2. Мастика на основепластифицированного 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

Лентаполивинилхлоридная без подклеивающего слоя

0,4

Обертка защитная ПЭКОМ

0,6

Ленточноеполивинилхлоридное (диаметр до 1220 мм вкл.)

Нормальный

Грунтовка ГТ-760ИН илиГТ-831НИ с расходомне менее 0,1кг/м2

Лентаполивинилхлоридная липкая типа ПВХ-БК, ПИЛ, ПВХ-Л, ПВХ-СК, 2 слоя

0,8

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

0,5

Ленточноеполивинилхлоридное (диаметр до 1220 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка ГТ-760ИН илиГТ-831НИ с расходомне менее 0,1кг/м2

Лентаполивинилхлоридная типа ПВХ-БК, ПИЛ, ПВХ-СК,2 слоя

0,8

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

1,0

Ленточноеполиэтиленовое (диаметр до 1420 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка ГТ-760ИН илиГТ-831НИ с расходомне менее 0,1кг/м2 или импортная

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

0,6

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

0,5

Ленточноеполиэтиленовое (диаметр до 1420 мм вкл.)

Усиленный

Грунтовка типа ГТ-831НИ или импортная

Лентаполиэтиленовая радиационно-модифицированная типа РАМПОЛЕН илиимпортная, 1 слой

0,6

Ленточное кремнийорганическое (диаметр до1420 мм вкл.)

Усиленный

ГрунтовкаВИКСИНТ-У-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

илиЛЭТСАР-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

 

Лентаполиэтиленовая, дублированная, 1 слой

0,6

Липкаязащитная обертка, 1 слой

0,6

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

10.6. Покрытия полимерные из изоляционных лент следует применять на трубопроводахдиаметром 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 периоднанесения не выше 298 К (25 °С).

Таблица 15

Основные Монтаж отечественных изоляционных лент, оберток и клеевых грунтовок

Марка материала

Профессиональный 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

МаркаБ

 

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 Рамполен205-20 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

ЛентаПВХ

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 Монтаж импортных изоляционныхлент, 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 менее1,5 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

ФурукаваРапко 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 всехоберток

0,635

Тек-Рап 260-25 (США)

0,635

0,535

0,100

10,0

400

0,670

ФурукаваРапко 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

Пластизол6010 (СФРЮ)

0,635

0,500

0,135

380

0,673

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

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

Допускается по согласованию с заказчиком применять полимерныеоберточные 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 материалана трубе, м2;

G — расход полимерной ленты илиоберточного 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 маркиГТ-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 л/м2. Коэффициент неучтенных потерь к = 1,1.

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

В табл. 18 приведенынормы 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 (всего)

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 втабл. 19.

Таблица 19

Конструкцияизоляционного 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

взависимости от материала

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

Лентаизоляционная 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 механизированнымспособом.

Лента выпускаетсяв рулонах наружным диаметром 300 — 430 мм. Толщина ленты 1,2 ± 0,2 мм, ширина ленты 225 — 500 мм, удельноеобъемное электрическоесопротивление при 20 °С — не менее 1 ·108 Ом ·м.

Приготовление грунтовки

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

10.15.Не допускается приготавливать грунтовку на следующие сутки или оставлятьнеизрасходованной в баке изоляционной машины на несколько часов. Еслиподготовленная грунтовка не использована полностью, то необходимо освободитьбак изоляционной машины и систему подачи, после слива грунтовки всю системунужно промыть бензином.

Грунтовки битумно-полимерные

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

Грунтовкуперед использованием следует тщательно размешать до полного исчезновениявозможного осадка, затем измерить вязкость и процедить через металлическое ситос 400 отверстиями на 1 см2.

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

Грунтовка битумно-резиновая

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

10.19.При приготовлении битумной грунтовки необходимое количество расплавленногообезвоженного битума охлаждают до температуры 70 °С на расстоянии не менее 50 мот котла, в специальных баках приготовляют необходимое количество бензина. Битумтонкой струей вливают в бензин и тщательно перемешивают до получения однородноймассы. Грунтовка считается готовой, если после смешивания битума с бензином неткомков нерастворившегося битума.

10.20. Приготовленнаягрунтовка должна бытьпроцежена черезсетку с ячейками 0,15 — 0,20 мм и перелита в специальные металлические цистерны или баки с плотно завинчивающимися пробками или крышками.

10.21. Составы битумныхгрунтовок в зависимости от сезона нанесения (длялетнего и зимнего времени) приведены в табл. 20.

Таблица 20

Составы битумных грунтовок

Грунтовки

Состав грунтовок

Битумная для летнего времени

Битум БН90/10 или БН 70/30 по ГОСТ 6617-76 /30/ или БНИ-V по ГОСТ 9812-74 /31/

Бензинынеэтилированные: авиационный Б-70 по ГОСТ1012-72 /32/ илиавтомобильный А-72 и А-76 по ГОСТ 2004-77 /33/.

Битумная для зимнего времени

Битум БН70/30 по ГОСТ 6617-76 /30/ или БНИ-V по ГОСТ 9812-74 /31/.

Бензиннеэтилированный авиационный Б-70 по ГОСТ1012-72 /32/.

Приготовление мастики заводскогоизготовления

10.22. Мастики битумно-полимерные типа Изобитэп и мастики битумно-резиновые заводского изготовлениярасплавляют в котлах непосредственно на трассе или на стационарных базах.

10.23. Мастику очищают от упаковочной бумаги и измельчают на кускимассой 3 — 5кг, загружают в плавильный котел (БК-4 илиустановку УБК-81), в которой оставляют отпредыдущей плавки примерно 20 %-ную частьобъема 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 (прииспользовании установки УБК-81). В этом котле мастику выдерживают притемпературе 160 — 180 °Сне более 3 ч до полного выпаривания влаги.

Приготовление битумно-резиновоймастики на месте производства работ

10.25. Изготовление битумно-резиновыхмастик допускается в полевых условиях в битумно-плавильных установках типа УВК-81 или передвижных плотнозакрывающихся котлах, оборудованныхустройствами для механического перемешивания.

10.26. Мастики на местепроизводства работ готовятся следующим образом: битум, поступающий с завода вотвержденном состоянии, очищается от упаковочной бумаги и дробится на кускимассой 3 — 5кг. Освобождение битума от бумаги и разрубка его на куски должны производитьсяна специальной площадке из досок. Загрузка котла осуществляется не более чем на75 % его емкости. Первоначально битум в котелзагружается в количестве 75 % объема загрузки.После медленного нагрева битума до температуры 160 — 180 °С с перемешиваниемего через 15 — 20 мин. нужно добавить остальную часть битума и поддерживатьтемпературу до полного его расплавления и исчезновения пены с поверхности. Приразогреве битума его нужно перемешивать во избежание выброса горячей массы изкотла.

10.27. При догрузке в котелбитума его нужно опускать по желобам небольшими порциями, чтобы не допускатьвыплесков битума, ожогов рабочих горячими брызгами. Наполнитель (резиноваякрошка) загружается в полностью расплавленный и частично обезвоженный битум.Наполнитель должен быть сухим. Влажный наполнитель увеличивает времяприготовления мастики и ухудшает его качество. Нельзя допускать попадания водыв плавящийся битум, что приводит к вспучиванию массы и выходу ее из котла, ананесенная изоляция из такой мастики будет пористой.

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

10.29. С целью сохранения качества изоляционной мастики не следует повышатьтемпературу в котле выше 200 °С, т.к. при этойтемпературе начинается коксование битума. Признаком начинающегося коксованиябитума в котле вследствие его перегрева служит появление на его поверхностизеленовато-желтого дыма. При появлении такого дыма необходимо немедленноуменьшить пламя в топке, понизить температуру нагрева и усилить перемешиваниемассы.

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

10.31.Температура битумной мастики должна замеряться при помощи термометра со шкалойдо 250 °С. При замерах температуры термометр недолжен касаться стенок котла. Разогретая битумная мастика до нанесения натрубопровод должна быть процежена через металлическую сетку с ячейками размером2 — 3 мм.

10.32. Марки битумноймастики в зависимости от условий применения выбираются в соответствии стребованиями 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 авиационномбензине марки Б-70 ГОСТ 1012-72 /32/ или в бензине автомобильном маркиА-72 ГОСТ 2084-77 /33/ в соотношении 1:3,0 по объему.

10.34. Грунтовкаприготовляется следующим образом. Необходимое количество расплавленногообезвоженного битума охлаждают до температуры 70°С в баке. В специальных баках приготовляютнеобходимое количество бензина. Битум тонкой струей вливают в бензин итщательно перемешивают до получения однородной массы.

Приготовленнаягрунтовка должна быть процежена через сетку с ячейками 0,15 — 0,20 мм и перелита в специальные металлические цистерны илибаки с плотно завинчивающимися пробками или крышкам, в которых она доставляетсяк месту ее использования.

Таблица 21

Физико-механическиесвойства 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

Таблица22

Составымастик

Марка мастик

Состав, % по весу

Битумы нефтяные изоляционные

Резиновая крошка изамортизированных 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. Пластифицированнаябитумная 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 добавляетсяв битум при непрерывном помешивании.

10.37. В качества изоляционной планки впокрытии «Пластобит-2М» 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-2М» от механических повреждений следует применять обертки из рулонных материалов с прочностью не менее 2,5 кг на сантиметр ширины полотнища.

В качестве наружной оберткимогут 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 допускаетсяприменение покрытия «Пластобит-2М» 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 притемпературе 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

Растяжимостьпри 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 ипосторонних включений.

10.43. Для равномерного растирания грунтовки на изоляционной машинедолжно быть установленовращающееся полотенце.

10.44. Температурные пределы нанесениягрунтовок и покрытий из полимерных лент должны соответствовать требованиямтехнических условий на данный вид ленты.

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

Изоляция трубопроводов битумнымипокрытиями

10.46. Нанесениеизоляционных покрытий должно производиться изоляционными машинами типа ИМ, МИ. Перед началом изоляционных работ проверяют правильностьустановки праймирующих и изолирующих устройств. На изолирующей обечайкенеобходимо отрегулировать и зафиксировать величину нужного зазора между трубойи обечайкой.

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

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

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

10.50. Армирование битумного покрытия стеклохолстом и обертку защитными рулонными материалами необходимопроизводить спирально без гофр, морщин и складок с нахлестом края последующего витка на предыдущий не менее30 мм. Нахлест концов рулонного материала должен быть не менее 100 мм.

На качествоизоляционного покрытия существенное влияние оказывает усилие натяженияполотнища материала при нанесении на трубопровод армирующих материалов погорячей мастике, натяжение должно быть тщательно отрегулировано тормознымиустройствами 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 вмастичный слой, в основном, зависят от вязкости мастики, которую регулируютизменением температуры в ванне изоляционной машины в зависимости от температурыокружающего воздуха. Температура мастики, необходимая для получения покрытия заодин проход, приведена в табл. 24.

Таблица 24

Температурный режим нанесения битумной мастики

Температураокружающего воздуха, °С

Температура мастики в ванне изоляционной машины, °С

Свыше 30

145

От30 до 10

150 — 155

От10 до минус 15

155 — 165

Отминус 5 до минус 15

165 — 175

Отминус 15 до минус 25

175 — 185

Нижеминус 25

185 — 190

10.53. Работы по нанесениюбитумных покрытийдопускаетсяпроизводитьпри температуре окружающего воздуха не ниже минус 30 °С.

Изоляция трубопроводов покрытием«Пластобит-2М»

10.54. Покрытие «Пластобит-2М» наносится на трубопровод, имеющийтемпературу транспортируемого продукта от плюс4 до плюс 30 °С.

10.55. Элементы покрытия «Пластобит-2М»: грунтовка, пластифицированнаябитумная мастика, поливинилхлоридная изоляционная пленка инаружная обертка наносятся на трубопровод в соответствии с требованиями «Инструкции по защитенаружной поверхности магистральных нефтепроводов антикоррозионным покрытием «Пластобит-2М» /38/.

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

В качестве наружной обертки могут бытьиспользованы 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 мягкихгрунтах 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 всоответствии с требованиями НТД для каждого из этих материалов.

10.59. Намотка поливинилхлоридного покрытия натрубопровод должна производится сразу же послою горячей мастики. Выдавливание и утончение битумного слоя от усиленного натяга ленты недопускается.

Изоляция трубопроводовленточными 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 исуглинистых 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 очищеннойповерхности трубопровода грунтовку перед нанесением следует тщательноперемешать. Нанесенный слой грунтовки должен быть сплошным и не иметь подтеков,сгустков и пузырей.

10.65. Изоляционные ленты следует наносить на трубопровод по свеженанесеннойневысохшей 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 нижеплюс 15 °С (но не выше плюс 50 °С),

10.66. Изоляционные ленты и обертки необходимо наносить без гофр, перекосов, морщин, отвисаний с величиной нахлеста дляоднослойного 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 величинойнахлеста 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 действующимдавлением 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 герметичностив нахлесте необходимо постоянное натяжение материала с усилием, приведенным втабл. 25. Усилие натяжения измеряютдинамометром.

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 намоткиленты, м;

N — число оборотов цепочногообода 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 наизолируемой поверхности и затем прижимают рукой до нахлеста их последующимвитком ленты.

10.71. Защитные обертки, не имеющие прочного сцепления сизоляционным покрытием трубопровода, должны быть закреплены в концеполотнища, а при необходимости — через каждые 10 — 12 м. Для закрепления оберток используют специальныебандажи, клей и т.п.

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

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

10.74. Поверхностьтрубопровода необходимо предохранять от попадания на нее смазочного масла изтрансмиссии 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 взимнее 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 мастиктемпературе 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 выполненииизоляционных работ в осенне-зимнее время наиболее пригоден битум с температуройразмягчения 70°С, глубиной проникания иглы не менее 3 — 4 см. Для зимних изоляционных работ применять только пластичныебитумы с повышенной пенетрацией или пластифицировать «жесткие» битумы.

Контроль качествапротивокоррозионных покрытий

10.80. При контроле качества изоляционных материалов следует руководствоваться требованиями ГОСТ25812-83 /2/, СНиП3.01.01-85 /11/.

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

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

10.83. При нанесении защитных покрытий следует непрерывнопроводить визуальный контроль качества изоляционных работ: нанесениягрунтовки, нанесения изоляционного покрытия, а также следить за сохранностьюпокрытия при укладке трубопровода.

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

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

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

Вязкость грунтовки определяютвискозиметромВЗ-4. Плотность — ареометром.

10.85. Температура мастики контролируется во время приготовления и подогрева, при перевозке, особенно тщательно при нанесении ее натрубопровод. Для этого в битумоварочных котлах, битумовозах иванне изоляционной машины должны бытьвстроенные 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 необходимоконтролировать правильность дозировки и порядок введения компонентов, продолжительность варки, тщательность перемешивания.

Физико-механические показатели мастики должны соответствовать требованиям ГОСТ15836-79 /25/.

10.87. Рулонные изоляционные материалынеобходимо растаривать на месте работ. У полимерных изоляционных лент проверяют: отсутствие телескопических сдвигов в рулонах; возможность разматывания рулонов при температуреприменения; 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 соответствующиегрунтовки и обертка.

10.90. При нанесении на трубопровод изоляционного покрытияпроверяют: 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 защитныхпокрытий устанавливают по отсутствию пробоя при электрическом напряжении,величина которого для различных типов покрытий регламентирована ГОСТ25812-83 /2/.

10.92. В случае пробоя защитного покрытия проводят ремонтдефектных мест по научно-технической документации (НТД) на соответствующийвид защитного покрытия. Отремонтированные участки следует повторнопроконтролировать на сплошность — на всей поверхности защитного покрытияучастка с поврежденным покрытием, по основным показателям (толщина, адгезия кстальной 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 ГОСТ25812-83 /2/ (метод Б), полимерных ленточных покрытий к поверхности трубопровода и адгезию нахлеста ленты к ленте — по ГОСТ25812-83 /2/ (метод А). Проверку ленточныхпокрытий 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 набитумной основе считается удовлетворительной, если вырезанный треугольник не отслаивается, а при отрывезначительная частьгрунтовки и мастикиостается на поверхноститрубы.

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

Периодичностьконтроля

Метод контроля

Норма

1

2

3

4

Контролькачества материалов

Грунтовка (праймер)

Компонентный состав

При дозировке

Отмеривание (взвешиваниекомпонентов)

ГОСТ9.602-89 /3/ТУ 38-103-143-83 и по сертификатамзарубежных фирм

Однородность

Каждую партию

Визуально

Отсутствие нерастворенного вяжущего осадка, сгустков и посторонних включений

Вязкость

То же

Вискозиметром ВЗ-4

Условная вязкость: 25 — 60 с.

Плотность

То же

Ареометром

0,75 ÷ 0,85 г/см3

Битумная мастика

Компонентный состав (при изготовлении на трассе)

При дозировке

Отмеривание (взвешиваниекомпонентов)

По ГОСТ15836-79/25/ или ТУ на мастики

Однородность

Каждую партию

Визуальнопо сколу образца

Отсутствие постороннихвключений и не покрытых битумом частицнаполнителя

То же

Визуальнопо нагретой пробе

Отсутствие сгустковпосторонних включений

Температура размягчения

Каждую варку котла

КиШ

По ГОСТ15836-79 /25/

Глубина проникания иглы(пенетрация)

То же

Пенетрометром

По ГОСТ15836-79/25/

Растяжимость (дуктильность)

То же

Дуктилометром

По ГОСТ15836-79 /25/

Водонасыщение

Каждую партию

Взвешивание образца

Не более 0,2 % за 24

Вспенивание

То же

Визуально по нагретой пробе

Отсутствие вспенивания принагреве до 130 — 160 °С

Температура (при приготовлении, расплавлении и перевозке)

Непрерывно в процессе работ

Встроенными термопарами илитермометрами

Температура, при нагреве не выше200 °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 продольнойполоски 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 (марка 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

Изоляционныеи 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 через100 м

Визуально и дефектоскопом

5 кВ на 1 мм толщиныпокрытия

Толщинаобщая, мм, не менее (не менее чем в 3-х сечениях подлине трубы и в 4-х точках каждого сечения)

В трассовых условиях нанесения на 10 %труб в базовыхусловиях, атакже в местах, вызывающихсомнение

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 ГОСТ25812-83 /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 1мм 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, вызывающихсомнение

Толщиномером

3,5 мм

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

Через 500 м при нанесении на трассе; на20 % труб в заводских условиях, а также в местах, вызывающих сомнение

По ГОСТ25812-83 /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 базовыхусловиях, а также в местах, вызывающих сомнение (после нанесения покрытия)

По ГОСТ25812-83 /2/

1 · 107

Нанесение полимерныхизоляционных 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 1мм толщины покрытия

Прилипаемость (адгезия) праймированной стали, кГс/см, не менее

В местах, вызывающих сомнение

По ГОСТ25812-83 /2/ (прилож. 4 Метод А) — адгезиметром

По ТУ или сертификатам на ленту

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

То же

По ГОСТ270-75 /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 (дляизоляционных лент)

То же

По ГОСТ6433-2-71/40/

Удельное электрическое сопротивление по ТУ

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

То же

По ГОСТ25812-83 /2/ (прилож. 4)

3,00 (0,30)

Лакокрасочные материалы

Компонентный состав

При дозировке

Отмеривание (взвешиваниекомпонентов)

По ТУ на материал

Однородность

Каждую партию

Визуально

Отсутствие сгустков, посторонних включений, осадка

Вязкость

Каждую партию

Вискозиметром ВЗ-4 по ГОСТ8420-74 /41/

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

Плотность,г/см3

То же

Ареометром

0,8 — 0,9

Контролькачества противокоррозионных покрытий трубопроводов

Степень очистки

Непрерывно

Визуальноили прибором

Степень очистки по табл. 3

Адгезия к основе ленты, кГс/см, не менее

В местах, вызывающих сомнение

По ГОСТ25812-83 /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 (посленанесения покрытия)

По ГОСТ25812-83 /2/, Прилож. 6 (Метод «мокрого» контакта)

То же

Температура подогрева поверхности трубопровода, рулонов ленты и оберток

В процессе производства работ

Термопарой

Температураповерхности трубопровода не ниже 150 °С (ноне выше 50°С); температура рулонов лент и оберток не ниже10 °С

10.98. Контроль сплошностизащитного покрытия на уложенном и засыпанном трубопроводе, находящемся внезамерзающем грунте, проводят не ранее чем через две недели после засыпкиискателем повреждений УКИ-1 в соответствии с инструкцией по его эксплуатации.

10.99. Результаты контроля, осуществляемого при выполнении изоляционных работ, должнызаноситься вжурнал производстваработ (прилож. 1, формы 6 и 8) и проверяться при сдаче выполненныхработ приемочнойкомиссией. Журнал должен заполняться лицом, ответственным за выполнение работ.

11. УКАЗАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ

Общие требования

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

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

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

«Правил безопасности приэксплуатации магистральныхнефтепроводов» /44/;

«Единой системы управленияохраной 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 охранетруда.

11.2. Ответственность за соблюдение требованийбезопасностипри эксплуатации машин (инструмента,инвентаря, технологической оснастки, оборудования), а также средств коллективной и индивидуальной защитыработающих возлагается:

за техническое состояние машин и средствзащиты — 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 — наорганизацию,осуществляющую работы /46/.

11.3. Капитальный ремонт подземных трубопроводов долженпроизводитьсяпод руководством ответственного работника (начальника ремонтно-строительного участка, прораба, мастера РСУ или РУМН), прошедшего проверку знанийправил производства работ в квалификационной комиссии РСУ или РУМН и допущенного к руководству этимиработами.

11.4. К капитальному ремонтуподземных трубопроводов могут быть допущены лица на моложе18 лет, обученные и успешно прошедшие проверку знаний согласно «Единой системе управления охраной труда в нефтяной промышленности» /48/.

11.5. До начала работ рабочие, занятые ремонтом нефтепровода должны быть проинструктированы правильным и безопасным методам и приемам работ ответственным за их производство с обязательной записью об этом в «Журнале регистрации инструктажей на рабочем месте» /45/.

11.6. По всем профессиям и работам технологическогопроцесса должны быть разработаны и утверждены главным инженером РСУинструкции и положения по технике безопасности и пожарной безопасности.

11.7. В случае введения новых приемов работ по ремонтуподземных трубопроводов, применения новых материалов, новых видов ремонтно-строительных машин и механизмов, по которым безопасныеприемы и методыработ не предусмотрены действующими нормативно-техническими документами по охране труда и техникебезопасности, следует их разработать в ПОМН (РУМН) и РСУ в соответствии с требованиями /47/.

11.8. Контроль воздушной среды должен проводиться каждый раз перед началом, впроцессе и после окончания сварочных, огневых и изоляционных работ в траншеях.

11.9. Персонал, занятый ремонтомтрубопровода, должен быть обучен правилам иприемам оказанияпервой (доврачебной) помощи.

Ремонтная колонна должна быть обеспечена аптечкой с медикаментами и перевязочными материалами.

11.10. При несчастном случае необходимо оказать первую помощь пострадавшему, вызвать скорую медицинскуюпомощь, сообщить об этом непосредственному начальнику и сохранить без изменений обстановку на рабочем местедо расследования, если она не создает угрозудля работающих и не приведет к аварии.

11.11. На ремонтных участках должны быть организованы места для приема пищи, отдыха и сна (палатки,вагончики), которыев холодное времядолжны отапливаться. В палатках, вагончиках должны быть умывальники, душ.

11.12. Ремонт следует проводитьв светлое время суток.

11.13. Рабочие должны быть обеспечены спецодеждой и спецобувью согласно отраслевым нормам, а также средствами индивидуальной защиты и предохранительными приспособлениями.

11.14. На месте производства, работ ремонтная колонна(бригада) постоянно должна иметь вахтовый автотранспорт.

Транспортныесредства, предназначенные для перевозки людей, должны бытьисправными и подвергаться ежедневномутехническому осмотру.

11.15. К управлению и техническому обслуживанию ремонтныхмашин допускаются только лица, имеющие право на управлениемашиной данного типа.

Все машины должны эксплуатироваться в соответствии с инструкциями на их эксплуатацию.

Земляные работы

11.16. При разработке и планировке грунта двумя и более машинами, идущими друг за другом,необходимо соблюдать расстояние между ними не менее 14 м.

11.17. Во избежание повреждениятрубопровода ковшами экскаватора, не приспособленными для полноговскрытия, необходимо разрабатывать грунт на расстоянии 0,15 — 0,20 м до верхней и боковых образующих трубы.

11.18. Если при вскрытиитрубопровода появилась течь нефти, необходимо прекратить вскрышные работы, заглушить экскаватор иработающие вблизи выхода нефти механизмы, персоналу уйти из опасной зоны, доложить о случившемся руководителю работ и диспетчеру РУМН. Место разлива нефти должно бытьограждено сигнальными флажками и указателями: «С огнем не приближаться», «Не курить», «Опасно, нефть», а в ночное время выставить сигнальныефонарики.

11.19. Если в процессеработы в стенках траншеи появятся трещины, грозящие обвалом, то рабочие должны немедленно покинуть ее и принятьмеры против обрушения грунта (укрепление стенок траншеи,срезание грунта для увеличения откосов и др.).

11.20. Для обеспечения возможности быстрого выхода работающих из траншеи следуетустанавливать стремянки с уклоном 1:3 с планками через 0,15 — 0,25 см из расчета 2 лестницына 5 человек,работающих в траншее.

11.21. В местах перехода через траншею над нефтепроводом необходимо пользоваться только инвентарными мостиками, имеющими не менее одной промежуточной опоры шириной не менее 0,8 м с перилами высотой 1 м.

11.22. На время длительных остановок, в темное время суток и в конце смены ремонтируемый участок нефтепровода должен опираться на лежки. В качестве лежек могут быть использованы гидравлические крепи-опоры, а также металлические или деревянные брусья достаточной прочности.

11.23. Перед засыпкой трубопровода ответственное лицо за безопасное проведение работ должно убедитьсяв отсутствии людей в траншее.

Подъем и укладка трубопровода

11.24. Поднимать нефтепровод следует только после того, как ремонтируемый участок будет полностью вскрыт до нижней образующей трубы или ниже.

11.25. Перед подъемом все стыки иместа заваркиповрежденийдолжны быть визуально осмотрены и проверены руководителем работ РСУ и представителем эксплуатационной службы. Стыки с предполагаемыми дефектами должны быть проверены физическими методами контроля.

11.26. На дефектные стыки необходимо наварить хомуты, а дефекты втеле трубы отремонтировать заваркой коррозионных язв.

11.27. Перед подъемом нефтепровода необходимо уложить вдоль трассы на бровке траншеи лежки, установить подъемные механизмы, произвести тщательный осмотр всех механизмов и приспособлений, применяемых в процессе подъема.

11.28. Кроме того, необходимо проверить состояние канатов, блоков и тормозных устройств кранов-трубоукладчиков или других грузоподъемных механизмов и приспособлений, мягких полотенец, троллейных подвесок.

11.29. Число и грузоподъемность трубоукладчиков или других грузоподъемныхмеханизмов, атакже порядок подъема и расстановки должны строго соответствовать ППР. Запрещается поднимать нефтепровод одним трубоукладчиком.

11.30. Перед подъемом необходимо проверить исправность приводов ближайших линейных задвижек, а также поставить дежурных с радио- или телефонной связью с диспетчеромперекачки и соседними перекачивающими станциями.

11.31. После проверки готовности к работе бригады, подъемных механизмов и приспособлений,связи (телефонной и радио) и наличия дежурных у ближайших линейных задвижек руководитель работ с разрешения диспетчера может приступить кподъему нефтепровода.Запрос и разрешениедолжны оформлятьсятелефонограммой.

11.32. Подъем (опускание) нефтепровода следует производить плавно, без рывков.

11.33. В качестве лежек должныприменяться деревянные бруски сечением 250 × 300 мм, железнодорожные шпалы илиопоры-крепитипа КР. Числолежек и расстояние между ними определяется расчетом в зависимости от диаметра ремонтируемого нефтепровода, высоты его подъема, температуры перекачиваемой нефти. Лежки должны быть расположены не менее 3 м от стыка.

11.34. Перемещать, удалять и укладывать лежки под нефтепроводследует баграми за специальные скобы на лежкахи только послеполного торможенияподъемного механизма.

Сварочные работы

11.35. Заварку коррозионных язв, приварку заплат и муфт при ремонте нефтепровода разрешаетсявыполнять только при наличии письменного разрешения (прилож. 4).

11.36. К выполнению сварочных работ могут быть допущены лица не моложе 18 лет, обученные и успешно прошедшие проверку знаний согласно требованиям ГОСТа 12.0.004-79 «Организация обучения работающих безопасности труда. Общие положения» /48/.

11.37. Все сварочные работы должны выполняться с соблюдением требований ГОСТ 12.3.003-85 ССБТ. Работы электросварочные. Общие требования безопасности», /49/, «Типовой инструкции о порядке ведения сварочных и других огневыхработ на взрывоопасных, пожароопасных объектах нефтяной промышленности» /50/, «Отраслевой инструкциипо безопасности труда при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов» /42/,«Правил техникибезопасности и производственной санитарии при электросварочных работах» /51/, «Правил техники эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилбезопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» /44/, заисключением требований, связанных с опорожнением нефтепровода.

11.38. Оперативный контроль засоблюдением условий труда при выполнении сварочных работ должен осуществлятьсяв соответствии с требованиями положения о ведомственном (оперативном) контролеза состоянием условий труда «Единой системы управления охраной труда в нефтянойпромышленности» /45/.

11.39. Ответственнымиза подготовку трубопровода к проведению сварочных работ должны быть назначеныинженерно-Профессиональный работники РУМН, а за проведениесварочных работ на нефтепроводе — инженерно-Профессиональный работники РСУ, участкаили АВП.

11.40. Допускается назначение одного лица ответственным за подготовку и проведениесварочных работ на нефтепроводе из числа инженерно-технических работников РУМН,РСУ, знающих правила безопасности ведения сварочных работ в условияхвзрывоопасного, взрывопожароопасного и пожароопасного производства.

11.41. Перечень должностных лиц, имеющих право совмещать обязанностиответственных за подготовку и проведение сварочных работ на нефтепроводах,должен быть определен приказом по ПОМН (РУМН).

11.42. Ответственный за подготовку нефтепровода кпроведению сварочных работ обязан:

организовать выполнение и проверку качества выполнения мероприятий поподготовке нефтепровода к проведению сварочныхработ;

обеспечить такой режим перекачки, чтобы внутреннее давлениенефти в месте производства сварочных работ не превышало допустимого согласно п.9.5.;

обеспечить своевременный анализ воздушной среды на месте производства работ;

обеспечить очистку участка работы от остатков нефти, старого изоляционногопокрытия и других сгораемых материалов;

определить совместно с ответственным за проведение сварочных работ, начальником НПС опасную зону и обозначить ее границы предупредительными знаками и надписями в соответствии с ГОСТ 39-8-9-1-72 «Знаки безопасности для предприятий нефтяной промышленности» /52/;

обеспечитьместо проведения сварочных работ необходимыми средствами пожаротушения изащиты;

обеспечить установку регистрирующих манометровна ближайших отсекающих задвижках для непрерывной регистрации давленияперекачиваемой нефти на ремонтируемом участке нефтепровода;

11.43. Ответственней за проведениесварочных работ на нефтепроводе обязан:

организовать выполнение мероприятий, указанных в Разрешении;

провести инструктаж по технике безопасности и пожарной безопасности со всеми работниками, занятымисварочными работами, проверить наличие у них квалификационных удостоверений и удостоверений о проверке знаний правил техники безопасности ипожарной безопасности;

проверить исправность икомплектность оборудования, инструмента и приспособлений для выполнениясварочных работ;

обеспечитьиндивидуальными средствами защиты (противогазами, спасательными поясами,веревками), не допускать применения костюмов со следами масел, бензина,керосина, и других горючих жидкостей;

иметь план ликвидации возможных аварий и загораний на данном участке, разрабатываемый в составе проекта производства работ,при капитальном ремонте нефтепровода илисамостоятельно теми, кто разрешает сварочные работы на нефтепроводепод давлением;

руководить сварочными работами и контролироватьих выполнение;

запросить лично у диспетчера РУМН или оператора НПС значение давления перекачиваемой нефти на ремонтируемом участке и убедиться, что оно не превышает допустимого;

записать в журнал телефонограмм извещения диспетчера РУМН или оператора НПС об установлении соответствующего режима перекачки,а также своиизвещения о начале и окончании сварочных работ нанефтепроводе;

обеспечить анализ воздушной среды в траншее и опасной зонеперед началом работ, в процессе производства работ;

определить места для страхующих (не менее двух) на бровке траншеи и обеспечить непрерывную страховку электросварщика спасательной веревкой, привязанной к его предохранительномупоясу с крестообразными лямками;

следить за допустимымдавлением в нефтепроводе и в случае его повышения немедленнопринять меры к прекращению сварочных работ;

следить за состояниемвоздушной среды, в случае повышения концентрации углеводородов выше ПДКнемедленно прекратить сварочные работы;

следить за тем, чтобы вовремя сварочных работ при отсутствии требуемого технологического разрыва (ремонт нефтепровода без его подъема) в траншее не находились люди, не связанные со сварочными работами, ибыли прекращены все ремонтные работы;

в случае прожога стенки трубы немедленно сообщить оператору НПСили диспетчеру РУМН и до приезда аварийно-восстановительной бригады приступить к проведениюработ по ликвидации повреждений и тушению загорания в соответствии спланом ликвидации возможных аварий и возгораний;

при возобновлении сварочныхработ по приварке заплат и муфт проверить место работы, исправность оборудования, инструмента и приспособлений и только при удовлетворительном результате анализа состояния воздушной среды разрешить продолжить работы;

сообщить лично диспетчеру РУМН или оператору НПС об окончании сварочных работ;

проверить по окончании сварочных работ место работы на отсутствие очагов возможного пожара;

заполнитьжурнал сварочных работ при капитальном ремонте нефтепровода (прилож. 1, форма 8),

11.44. Электросварщик, допущенный к сварочным работам, обязан:

иметь при себе квалификационное удостоверение и удостоверение о проверке знаний;

ознакомиться с объемом предстоящих работ;

получить инструктаж и расписаться в Разрешении;

надеть поверх спецодежды предохранительный пояс с крестообразными лямками и привязать в нему конец спасательной веревки, свободный конец которой должен быть у страхующих;

приступить к сварочным работам только после указания ответственного за их проведение;

строго выполнять только ту работу, которая указана в Разрешении;

строго выполнять требованиятехники безопасности и пожарной безопасности;

уметь пользоваться первичнымисредствами пожаротушения и предметамииндивидуальной защиты;

работать в костюме из трудновоспламеняющейся ткани, использовать в необходимых случаях диэлектрические коврики,наколенники, налокотники и наплечники при сварочных работах в потолочном положении;

прекратить сварочные работы при возникновении опаснойситуации (прожога стенки трубы) и немедленносамостоятельно или при помощи страхующихпокинуть опасную зону;

после окончания работы проверить местоработы и устранить причины, могущие привести к возникновению пожара или взрыва;

расписаться в журнале сварочных работ при капитальном ремонте нефтепровода (прилож. 1, форма 8).

11.45. Сварочные работы при ремонтенефтепровода должны проводиться только в светлое время суток.

При освещенности менее 150 лК на поверхности трубы на месте производства сварочных работ следует применять переносные взрывозащищенные светильники, рассчитанные на взрывоопасные смеси категорий II АТЗ с уровнем взрывозащитыне менее взрывобезопасного, напряжением не более 12 В.

Запрещается проводить сварочные работы вовремя грозы, дождя, снегопада и при сильном ветре.

На время сварочных работ механизмы, предназначенные для выполнения земляных работ, отводятся на расстояние не менее 30 м, останавливаются и отключаются.

Очистка и противокоррозионнаяизоляция

11.46. Перед началом очистки и изоляциинеобходимо:

проверить степень загазованности траншеи через каждые 100 м с помощью газоанализатора;

проверить отсутствие обрывов и целостность изоляции на силовом кабеле машины;

заземлить передвижную электростанцию;

проверить надежность контакта клеммы «Земля» на машине с нулевой жилой силовогокабеля;

проверить крепление и правильность установки предохранительных щитков рабочейчасти машин;

во избежание нарушения целостности трубопроводаи поломки машины тщательно осмотреть наружную поверхностьтрубы и сделать отметки хомутов, накладок, латок, вантузов и других препятствий на трубопроводе.

11.47. Не допускаетсянахождение рабочих в траншее во время работы ремонтных машин.

11.48. При очистке трубопровода с сильно прокорродированной поверхностью, чтобыизбежать проникновения металлической пыли в дыхательные органы, следует пользоватьсяреспираторами, в крайнем случае марлевыми повязками. Для защиты глаз машинист должен иметь предохранительные очки с простыми стеклами.

11.49. Во время работы очистной иизоляционной машин следует: выключить своевременно рабочий орган машины при проходе препятствий, следить, чтобы силовой кабель не попал в рабочийорган машины; производить смену рулонов с правой стороны по ходу машины.

11.50. При приготовлении грунтовки (всмесителях) разогретый до температуры неболее 70 °С битум долженпостепенно вливаться в бензин, а не наоборот.

11.51. При работе с грунтовками и растворителямизапрещается:

применять этилированный бензин и бензол;

хранить и транспортировать в открытой таре (без герметичной закупорки);

бросать заполненную тару при погрузке и выгрузке;

ввинчивать пробки иоткрывать крышки, ударяя по ним металлическими предметами;

перемешивать и переливать их ближе 50 м от открытого огня.

11.52. При нанесениигрунтовки на наружную поверхность нефтепровода производитькакую-либо работу на этом участка запрещается.

11.53. Категорически запрещается курить и производитьдействия, ведущиек появлению искр в местах приготовления,хранения, нанесениягрунтовки, а также при нанесении изоляции.

11.54. Рабочая площадка для приготовлениябитумной мастики выбирается из расчета установки котлов нарасстоянии 150 — 200 мм от построек и не менее50 м от траншейи оборудуется удобными подъездными путями.

Вокруг котлов на расстоянии до 5 м не должно быть легковоспламеняющихся материалов, а также постороннихпредметов.

11.55. В месте приготовления битумной мастики должен постоянно находиться комплект противопожарных средств: огнетушители (один на каждый котел), ящикс сухим песком (объемом не менее 1 м3), лопаты, технический войлок, брезент или асбестовое полотно.

11.56. При возгорании в котле битумноймастики необходимо плотно закрыть котел крышкой и потушить топку (прекратить подачутоплива), а затем приступить к тушению горячей битумной мастики, пользуясьогнетушителем или песком.

Запрещается тушить воспламеняющуюся битумную мастику водой или снегом.

11.57. Перед нанесением полимернойпленки на нефтепровод последний должен быть тщательно очищен и промыт. Промывать нефтепровод этилированным бензиномзапрещается.

11.58. При использовании полимерныхпленок запрещается:

разводить открытый огонь в местаххранения пленки и грунтовки, а также уизоляционной машины;

перевозить людей в кузовах транспортных средств вместе сизоляционными материалами.

11.59. Во время очистки и изоляции нефтепровода в траншее необходимо:

при обнаружении утечки нефти из нефтепровода немедленно отключитькабель, питающий очистную и изоляционную машины и остановитьработу передвижнойэлектростанции;

выключить рабочую часть машины при проходепрепятствий (хомуты, планки, вантузы и др.);

следить, чтобы силовой электрокабель был достаточно удален от вращающихся деталей и узлов машины;

замену резцов и прочие наладочные, ремонтные и регулировочные работы на машине производить только послеостановки очистной и изоляционной машин,укладки трубопровода на лежки и отключения питающего кабеля, при этомнеобходимо вывесить плакат: «Не включать — работают люди!».

Особенности мер безопасности приремонте в зимнее время

11.60. В местах начала и конца вскрытых участков нефтепровода, а также в местах разрывов в полосе отвала грунта устанавливаются защитные ограждения согласно ГОСТ23407-78 «Ограждения инвентарные строительных площадок и участков производства строительно-монтажных работ. Профессиональный условия» /53/.

11.61. Высота панелей защитных ограждений должна быть 1,6 м. Длина панелей должна быть 1,2; 1,6; 2,0 м. Панели ограждений могут быть сплошными и разреженными.

11.62. В ограждениях должны предусматриваться ворота для проездаремонтной техники и прохода рабочего персонала ремонтно-строительной колонны.

11.63. При выполнении земляных работ по вскрытию или засыпке траншеи по окончании рабочей смены участок вскрытойтраншеи междуотвалами грунта ограждается согласно ГОСТ23407-78 /53/.

Высота стоек сигнальных ограждений должна быть 0,8 м, расстояние между ними — не более 6,0 м.

11.64. Ограждения должны быть окрашеныв соответствии c принятымэталоном. Сигнальнаяокраска ограждений должна быть выполнена по ГОСТ12.4.026-76 «Цвета сигнальные и знаки безопасности» /54/.

11.65. На ограждениях должныбыть установлены указатели: «Проход запрещен», «Опасная зона». Такие же указатели должны быть установлены на отвалах грунта,ограждающих ремонтную зону, через каждые 200 м.

Особенности мер безопасности приремонте в горных условиях

11.66. Руководитель работ должен иметь на период производства работ постоянную связь с силовой и метеорологической станцией и своевременно оповещать персонал о резких изменениях погоды и надвигающихся стихийных бедствиях (пурга, ураганный ветер, снегопад, сель, гроза и т.п.).

Одновременнос этим им должны быть приняты меры по обеспечению безопасности людей (определены заранее безопасные места и укрытия, организована страховка работающих, систем сигнализации и т.д.).

11.67. Для успешного и безопасноговедения основныхработ по капитальному ремонту в горных условиях необходимо до началаэтих работ выполнить подготовительные работы:

убрать с полосыпроизводства работ нависшие глыбы, отдельныевалуны, которые в процессе земляных работ могут обрушиться;

возвести предусмотренные проектом противообвальные,противооползневые и водопропускные сооружения;

расчистить дороги и подъезды к трассе трубопроводас устройством переправ и переездов на этих дорогах;

до начала расчистки трассы отлеса и кустарника необходимо удалить отдельные пни и деревья, которые могут упасть, а такжевалуны, мешающие работе машин. Крупные валуны следует предварительно раздробить взрывным способом, а мелкие — удалить бульдозерами.

11.68. При скатывании мелких валунов ломами поуклону рабочие должны находиться только снагорной стороны и действовать ломом от себя, приэтом ниже по склону людей не должно быть.

Нельзя сдвигать глыбыногами; рабочие, не занятые непосредственно зачисткой откоса, недолжны находиться в опасной зоне. Отбиватькуски или дробить камни молотком или кувалдойразрешаетсятолько после того, как находящиеся вблизи рабочие отойдут на безопасноерасстояние.

11.69. Запрещается работать в выемках,откосы которых недостаточно хорошо очищены от кусков породы, или при наличии образовавшихся козырькови навесов.

11.70. В местах перехода через траншеи должныбыть установлены мостики шириной не менее 0,8 м с перилами высотой 1 м.

11.71. При работе на склонах более 35°рабочие на лесосеках должны быть обеспеченысъемными металлическими подковами. При ведении земляных работ на косогорах должны быть полки, выполненные в виде полунасыпей, полувыемок. Для предупреждения оползаниянасыпной части полок (по основанию) необходимо:

при крутизне косогора до 11° отвальный грунт отсыпатьна очищенную от дерна, несколько разрыхленную поверхность косогора;

при крутизне косогора от 11 до 18° до отсыпки грунта поверхность косогораразделываютуступами;

в твердых грунтах IV — V откосы насыпной частиполок принимать 1:1, а в скальных грунтах VI — IX категорий 1:0,5; 1:0,3;

послойно уплотнять грунт катками или другим способом.

11.72. В пределах полок при поперечномуклоне более 30° необходимо устраивать ограждение вдоль бровки материковогооткоса, препятствующеедвижению машин по насыпному грунту, которыйлежит на наружном откосе.

11.73. При работе на склонахи откосах высотой более 3 м и крутизной более 45 %, а при влажных грунтах крутизной 30° рабочие должна пользоваться предохранительными поясами с пеньковымканатом. Один конец каната закрепляется с помощьюкрюка с карабином к предохранительному поясу рабочего, а второй конец к наземнойопоре или металлическому штырю, заделанному ввертикальный шпур, пробуренный на глубине не менее 0,5 м.

11.74. Использование гусеничных машин в горных условияхсвязано с опасностью их бокового скольжения накосогорах. В связи с этим необходимо на трапахнавариватьдополнительныепродольные грунтозацепы.

11.75. Применение одноковшовых экскаваторов в горных условиях требует особой осторожности и безукоснительного выполнения условий эксплуатации, указанных впаспорте машины.

Кроме того необходимо:

заранее выравнивать путь, по которому должен пройти экскаватор;

на уклонах при работе или смене навесного оборудования экскаватора, когда его платформа развернута поперек гусеницы, во избежание опрокидывания в сторону противовеса, поворотная часть экскаватора должна быть повернута в сторону подъема или подпротивовесомдолжна быть выполнена опорная клеть из шпал или бревен;

при работе на участках суклоном более 15° одноковшовые экскаваторы должны быть закреплены анкерами (якорями). Способ анкеровки, число удерживающих механизмов определяются в зависимости от крутизны и длины склона, характераи состояния грунта, направления разработки грунта, а также марки механизмов;

оценка устойчивости работающих механизмов (экскаваторов, трубоукладчиков, тракторов) производится проверочным расчетом;

на продольных уклонах более 36° работа одноковшовых экскаваторов даже при их надежном закреплениинедопустима.

11.76. Во избежание опрокидывания нельзя допускать работу трубоукладчика на поперечных уклонах более 7° и продольных уклонах более15° безспециального якорения.

11.77. При движении по узким дорогам, при неблагоприятных грунтовых условиях трубоукладчик с откинутым контргрузом может опрокинуться в сторону контргруза, поэтому необходимостраховать его тросом, соединенным с трактором, выполняющим роль якоря.

12. ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

12.1. Организационно-Профессиональный мероприятия при проведении капитального ремонта подземныхтрубопроводовдолжны выполнятьсяс соблюдениемтребований следующих документов:

ГОСТ 12.1.004-85 «Пожарная безопасность. Общие требования» /55/;

СНиПIII-4-80 «Техника безопасности в строительстве» /46/;

Правил пожарной безопасности при производстве строительно-монтажных работ /56/;

Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности — ППБО /57/;

Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов /58/;

Настоящих Правил.

12.2. Ответственность за пожарную безопасность при проведении ремонтных работ возлагается в целом на начальника РСУ с момента принятия нефтепровода в капитальныйремонт.

12.3. В ППР должны быть отражены противопожарные мероприятия, подлежащие выполнению при размещении ипланировке временных жилых городков, стоянок автотранспортной техники, складской зоны, площадки приготовления мастик и грунтовок, полосы трассы в зоне движения машин и механизмов иобеспечивающие проезд к водоемам, предназначенным для использования при пожаротушении.

12.4. В ППР следует предусмотреть мероприятияисключающие возможность разлива нефти при аварии в сторону жилых и общественных зданий, промышленных и сельхозпредприятий,расположенных по рельефу местности ниже трубопровода, а также временных жилыхгородков.

12.5. Начальник РСУ обязан:

организовать в подведомственных подразделениях изучение ивыполнение требований настоящих Правил и вышеперечисленных документов;

создать из числа работников РСУдобровольные пожарные дружины (ДПД);

организовать проведение противопожарного инструктажа и занятийпо пожарно-техническому минимуму;

установить на ремонтных участках противопожарный режим в соответствии стребованиями настоящих Правил (определить места для курения,установить местаразмещения и допустимое количество горючих материалов,порядок проведения огневых работ и т.п.) и контроль за их неукоснительным выполнением;

лично проводить оперативный контроль за состоянием пожарной безопасности в местах проведения ремонтных работ, проверять наличие и исправность технических средств предупреждения итушения пожаров, боеспособность ДПД;

выделять необходимые ассигнования для приобретениясредств пожаротушения и выполнения противопожарныхмероприятий.

12.6. Ответственность за пожарную безопасность наремонтном участке возлагается на начальника РСК, который наряду с выполнением общих требованийпожарной безопасности обязан:

обеспечить обучение рабочих специфическим требованиям пожарной безопасности на их рабочих местах;

руководить подготовкой ДПД и ее действиями потушению возникших пожаров;

обеспечить исправность иготовность к действию, замену использованных ипришедших в негодность первичных средств пожаротушения, пожарной техники и других средств пожаротушения, находящихся в колонне;

обеспечить наличие, исправность и проверку средств связи;

обеспечить исправноесостояние дорог, проездов и путей следования пожарной техники на участок;

обеспечить немедленный вызов пожарных подразделений в случае пожара или опасности его возникновения при аварии;одновременноприступить к ликвидации пожара или аварииимеющимися в наличии силами и средствами.

12.7. Ответственность за соблюдение установленныхпротивопожарных мероприятий на каждом рабочем месте возлагаетсяна непосредственныхисполнителей работ.

12.8. Все лица, поступающиена работу в РСК, должны пройти инструктаж повопросам пожарной безопасности на рабочем месте.

12.9. При введении с эксплуатацию нового оборудования, оказывающего влияние на пожарную опасность данного участка, срабочими данного участка проводится дополнительный инструктаж.

12.10. На каждом ремонтном участке должна быть инструкция «О мерах пожарной безопасности», планы ликвидации аварий и тушенияпожара, разработанные с учетом конкретных условий проведения ремонтных работ.

12.11. РСК должна иметь следующие первичные средства пожаротушения:

пожарную автоцистерну объемом не менее 2000 л, заполненную 5 — 6 % растворомпенообразователя, или цистерну с мотопомпой МП-1600, укомплектованную рукавами, стволами и пеногенераторами:

кошма войлочная или асбестовое полотно размером 2 × 2 м — 10 шт.;

огнетушители порошковые ОХП-10, ОП-50, пенные емкостью по 10 л или углекислотные ОУ-8 — 10 шт.;

лопаты, топоры, ломы — по 5 шт.;

ведра — 10 шт.

Перечисленные средствапожаротушениядолжны перемещаться вместе с РСК. Они должны быть окрашены в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026-76 /54/.

12.12. Двигатели внутреннего сгораниямашин и механизмовдолжны быть оборудованы искроуловителями,исключающими возможность выброса искр свыхлопными газами.

12.13. Перед началом сварочных работ на действующем нефтепроводе необходимо поставить визвестность местные органы Госпожнадзора о сроках их проведения.

12.14. До проведения сварочных работ следует сделать обваловку труб путем поперечнойзасыпки траншеи землей, мятой глиной и т.п. с обеих сторон места сварочных работ. Площадь траншей между перемычками не должна превышать 75 м2. Местосварочных работ между перемычками должно бытьочищено от горючих материалов.

12.15. Если концентрациягорючих паров в траншее превышает ПДВК (5,0 % от НКПРП), то должны бытьпрекращены все виды работ, люди оповещены о возникновении опасной ситуации (при необходимостиотведены в безопасные места), средства пожаротушения приведены вготовность, выявлена и устранена причина загазованности. Огневые и изоляционные работы могут быть возобновлены только при снижении концентрации горючих паровниже ПДВК.

12.16.Контроль за соблюдением противопожарных требований на ремонтных участках производится командой ВОХР, которая особоевнимание должна обращать на:

обеспеченность ремонтногоучастка средствамипожаротушенияи их исправности;

состояние дорог, проездов и подъездов для пожарной техники;

наличие на рабочих местах инструкций по мерам пожарнойбезопасности;

боеспособность добровольных пожарных дружин.

12.17. Результаты проверки командой ВОХРпротивопожарного состояния ремонтных участков оформляются актами, в которых указываютмероприятия, необходимые для устранения выявленных недочетов сроки выполнения и ответственных лиц. Сроки и ответственный за выполнение мероприятийсогласуются с начальником участка.

12.18. В случае разгерметизации магистрального нефтепровода и выхода нефти при проведении сварочных работ необходимо ликвидировать горение (с помощью кошмы, огнетушителя, пеногенератора), прекратить выход нефти из трубопровода, очистить место сварки от горючих веществи произвестизамер концентрациипаров с помощьюгазоанализаторов.Лицо, ликвидирующее горение кошмой или огнетушителем, находящееся в траншее, должно иметь страховку (см. п. 11.43.), апри необходимости и работать под прикрытием водяных струй.

Возобновление сварочных работ разрешается только при концентрации паров в траншее неболее ПДВК.

12.19. В случае возникновенияпожара при более сложных аварийных ситуациях необходимо:

доложить о случившемся диспетчеру, который высылает к месту пожара команду ВОХР, (при необходимости командыВОХР соседних НПС, пожарные подразделения МВД);

принять меры к быстрому перекрытию задвижек на магистральном нефтепроводе;

принять меры к предотвращению растекания горящей нефти;

осуществлять тушение нефти пеной с помощью пеногенераторов, пожарной техники.

После тушения пожара траншею (место аварии) надо очистить от горючих веществ и произвести замер концентрациипаров.

ЛИТЕРАТУРА

1. РД 39-0147103-372-86. Инструкция по обследованию коррозионного состояния магистральных нефтепроводов.- Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.

2. ГОСТ25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите откоррозии.

3. ГОСТ9.602-89. Сооружения подземные. Общие требованияк защите от коррозии.

4. Временнаяинструкция по диагностированию действующих нефтепроводовкомплексами технических средств «Лайналог», — Уфа:ВНИИСПТнефть, 1988.

5. ГОСТ26658-85. Контролепригодностьобъектов диагностирования. Правила обеспечения.

6. Инструкция на технологический процесс капитального ремонта нефтепроводовдиаметром 820 мм комплексным потоком повышеннойпроизводительности. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991.

7. РД 39-0139600-0001-90. Инструкция на технологическийпроцесс капитального ремонта подземных нефтепроводов диаметром 530 — 720 мм в зимнее время. — Уфа:ВНИИСПТнефть, 1990.

8. Инструкция натехнологический процесс капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублениемпутем переукладкив новую траншею. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

9. РД39-026-90. Норматив-табель технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных трубопроводов. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990.

10. СНиП 1.02.01-85. Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документами на строительство предприятий, зданий и сооружений. -М. Стройиздат, 1985.

11. СНиП 3.01.01-85. Организация строительного производства. — М.: Стройиздат, 1985.

12. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. — М.: Госстрой СССР. 1985.

13. СНиП 3.02.01-87.Земляные сооружения, основания и фундаменты. — М.: Стройиздат, 1987.

14. СН 452-73. Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов. — М.: ВНИИСТ, 1973.

15. ОСТ 39-139-81. Нефтепроводмагистральный. Капитальный ремонт подземныхнефтепроводов. Порядок рекультивации земель. — М.: Миннефтепром, 1981.

16. СНиП III-42-80. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. — М.: Стройиздат, 1985.

17. ВСН 2-12-81. Инструкция по производству работ при сооружениимагистральных стальныхтрубопроводов. Земляные работы.- М.: ВНИИСТ, 1982.

18. Методика расчета напрочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепроводадиаметром 219- 1220 мм. — Уфа:ВНИИСПТнефть,1976.

19. РД 39-30-451-80. Руководство по расчету на прочность участка подземного трубопровода диаметром 1020 и 1220 мм при ремонте без подъема. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980.

20. Правила пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства, — М.: Миннефтепром,1973.

21. РД 39-0147103-360-89. Инструкции по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте-и продуктопроводов под давлением. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

22. ГОСТ9466-75. Электроды, покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие Профессиональный условия.

23. ГОСТ 2246-70.Проволока стальная сварочная. Профессиональный условия.

24. ВСН012-88. Контроль качества и приемка работ. — М.: Миннефтегазстрой, 1990.

25. ГОСТ15836-79. Мастика битумно-резиновая изоляционная. Профессиональный условия.

26. РД 39-30-780-82. Методика расчета норм расхода нового антикоррозионного изоляционного покрытия «Пластобит-2М» для капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1982.

27. РД 39-30-678-82. Нормы расхода и потребность покрытия «Пластобит-2М» для изоляции магистральных нефтепроводов. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1982.

28. Уточненные нормы расхода и потребность в покрытии «Пластобит-2М» для изоляции магистральных нефтепроводов на 1985 г. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.

29. ВСН 205-86. Нанесение покрытия «Пластобит-40» на наружную поверхность магистральных трубопроводов при строительстве и капитальном ремонте. — М.: Миннефтегазстрой, ВНИИСТ, 1986.

30. ГОСТ 6617-76.Битумы нефтяные строительные. Профессиональный условия.

31. ГОСТ 9812-74. Битумы нефтяные изоляционные. Профессиональный условия.

32. ГОСТ 1012-72. Бензины авиационные.Профессиональный условия.

33. ГОСТ2084-77. Бензиныавтомобильные. Профессиональный условия.

34. ГОСТ 305-82. Топливо дизельное.Профессиональный условия.

35. ГОСТ 7415-86. Гидроизол. Профессиональныйусловия.

36. ГОСТ 15879-70. Стеклорубероид. Профессиональный условия.

37. ГОСТ 10296-79. Изол. Профессиональный условия.

38. Инструкция по защите наружнойповерхности магистральных нефтепроводов антикоррозионным покрытием «Пластобит-2М» — Уфа:ВНИИСПТнефть,1983.

39. ГОСТ270-75. Резина. Метод определения упругопрочностных свойств при растяжении.

40. ГОСТ6433.2-71. Материалы электроизоляционныетвердые. Методыопределения электрического сопротивления при постоянном напряжении.

41. ГОСТ8420-74. Материалы лакокрасочные. Методы определения условнойвязкости.

42. ИБВТ 1-036-78. Отраслевая инструкция по безопасности труда при капитальном ремонте магистральныхнефтепроводов. — Баку: ВНИИТБ, 1978.

43. ИБВТ 1-087-81. Отраслевая инструкция по контролю воздушнойсреды на предприятиях нефтяной промышленности. — Баку: ВНИИТБ,1981.

44. Правила безопасности при эксплуатациимагистральных нефтепроводов. — М.: Недра, 1989.

45. Единая система управления охраной трудав нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1986.

46. СНиП III-4-80. Правила производства и приемки работ.Техника безопасности в строительстве.- М.: Стройиздат, 1980.

47. ОСТ 39.029-76. Система стандартов безопасности труда. Инструкция по безопасности труда. Порядок построения, оформления, согласования и утверждения.

48. ГОСТ 12.0.004-79. ССБТ. Организация обучения работающих безопасности труда. Общие положения.

49. ГОСТ 12.3.033-86. ССБТ. Работы электросварочные. Общие требования безопасности.

50. Типовая инструкцияо порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных,взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности. — М.:Миннефтепром, 1974,

51. Правила техники безопасности и производственной санитарии при электросварочных работах. — М.: Машгиз, 1960.

52. ОСТ 39-8-9-1-72. Знаки безопасности для предприятий нефтяной промышленности.

53. ГОСТ23407-78. Ограждения инвентарные строительных площадок и участков производства строительно-монтажных работ. Профессиональный условия.

54. ГОСТ 12.4.026-76. ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.

55. ГОСТ 12.1.004-85. Пожарная безопасность. Общие требования.

56. ППВ-05-86. Правила пожарной безопасности при производстве строительно-монтажных работ. — М.: ГУПО МВД СССР, 1987.

57. ППВО. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1987.

58. Правила пожарной безопасности при эксплуатациимагистральных нефтепроводов. — М.: Миннефтепром, 1981.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1ФОРМЫ ДЛЯЗАНЕСЕНИЯ ДАННЫХ ПРИ КОРРОЗИОННОМ ОБСЛЕДОВАНИИ НЕФТЕПРОВОДОВ

Форма 1

Форма 2

АНАЛИЗ
работы средств ЭХЗ на участке нефтепровода

___________________________________________________________________________

(название нефтепровода)

протяженностью __________________км, начало _____________________________ км.

__________________, конец ___________________________________км.

Км,потрассе

Суммарноевремя отсутствия минимальногозащитного потенциала, года

Простой средств ЭXЗ

Примечание

местоСКЗ (СДЗ) с привязкой по трассе

суммарное время простоя за все годы, сут.

1

2

3

4

5

___________________________________________

(подписи лиц, проводивших анализ)

___________________     ____________________________ ___________________

(Ф. И. О.)                                                      (должность)                                                   (подпись)

Форма3

___________________________________________________________________________

(организация, проводящая измерения)

АКТ

измерения удельного сопротивлениягрунта на участке

нефтепровода_______________________________________________________________

(название нефтепровода)

протяженностью _____________ км (начало ___________ км, конец ____________ км)

Дата проведения

Привязка места измерений потрассе

Величина удельного сопротивления, Ом · м

Примечание

1

2

3

4

___________________________________________________________________________

(подписи лиц, проводивших измерения)

_________________________       __________________________      ___________________________

(Ф. И. О.)                          (должность)   (подпись)

Форма 4

РЕЗУЛЬТАТЫ

замеров разности потенциалов «труба-земля» на участке нефтепровода______________

___________________________________________________________________________

(название нефтепровода)

протяженность_________________ км (начало _____________ км, конец _________км)

за годы 19__ по 19__

Км,по трассе

№ СКЗ или СДЗ

Разность потенциалов «труба-земля», за годы

Примечание

19

19

19

19

19

1

2

3

4

5

6

7

8

___________________________________________________________________________

Начальник службы ЭXЗ

______________________________

подпись

Форма 5

___________________________________________________________________________

(организация, проводившая обследование)

АКТ

обследования состояния изоляции участка нефтепровода __________________________

___________________________________________________________________________

(название нефтепровода)

протяженностью ________________ км, (начало__________ км, конец ___________ км)

Тип изоляции_______________________________________________________________

Год нанесения изоляции 19__ г.

Дата проведенияобследования

Привязка дефекта по трассе нефтепровода

Глубина залегания нефтепровода, м

Величина сигнала рабочего фона

Значения градиента потенциалов

Примечание

при продольн.распол. электродов

при поперечн.распол. электродов

1

2

3

4

5

6

7

___________________________________________________________________________

(подписи лиц, проводившихобследование)

_________________________     __________________________   _____________________________

(Ф. И. О.)                                                   (должность)                                               (подпись)


Форма 6

СВОДНАЯ ТАБЛИЦА

обследования состояния участка нефтепровода в шурфах, нефтепровод _____________,

протяженностью _____________ км (начало __________ км, конец ______________ км)

Год укладки трубопровода 19__ г.

Дата обследования участка трубопровода

число, м-ц, год

Привязка шурфа по трассе нефтепровода

№ шурфов

Диаметр и толщина стенки трубы,

мм

Глубина залегания трубопровода,

м

Тип изоляции

Состояние изоляционного покрытия

Коррозионное состояние трубы

Эл/метрическиевеличины

толщинаизоляционного покрытия

состояниеповерхности изоляции

причинаповреждения изоляции

площадьдефекта изоляции, см2

адгезия покрытия

Н/см

переходн. сопротивление«труба-земля»

Ом ·м2

месторасположения дефекта

характерповрежден.

характерпродуктов коррозии

общаяплощадь поврежден.

м2

глубинакоррозионных повреждений

уд.сопротивление грунта в шурфе,

Ом ·м

величинаестественного потенциала,

В

защитныйпотенциал «труба-земля»,

В

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20


ПРИЛОЖЕНИЕ 2ПРИМЕР

заполнения формы 1 при проведении обследования коррозионного состояниямагистрального нефтепровода

Задание:провести обследованиекоррозионного состояния участка магистрального нефтепровода (название нефтепровода).

Характеристиканефтепровода (заносится в форму 1) (рис.П.1):название нефтепровода, протяжённость обследуемого участка 50 км (начало 70 км, окончание 20 км); диаметр и толщина стенки трубы — 529 × 9,0 мм; год пуска нефтепровода в эксплуатацию — 1972, год проведения последнего капитального ремонта — 1985, (участок85 — 93 км); тип изоляции — поливинилхлоридная пленка (ПВХ) в 2 слоя; год нанесения изоляции — 1972, на участке 85 — 93 км — 1985; сквозные проржавления были обнаружены в 1983 г. (86 км) и 1984 г. (91 км); капитальный ремонт с частичной заменой труб на участке 85 — 93 км был проведен в 1985г.; участок нефтепровода с 77,5 по 106 км проложен в зоне действия блуждающих токов, электрифицированная железная дорога идет на этом участке параллельно нефтепроводу,пересекая его на 89,7 км.

По этим данным на рабочей схеме трассы отмечены линией участки, где были обнаружены сквозные проржавления (86 и 91 км).

Величинаудельного сопротивления грунта (минимальное и максимальное значение на км) взята из проектных данных. На 81 — 82, 99 — 101 км (участки с низким удельным сопротивлением) были проведены замеры с целью уточнения проектных данных. Эти участки выделены линией на рабочей схеме.

Участок нефтепровода обеспечен электрохимзащитой: две станции катодной защиты ТСКЗ-3,0 и установкой дренажной защиты — ДВП-300.



Анализ работы средств ЭХЗ показал, что 1983 и 1984 годы имели место простои электродренажа, чем, очевидно,объясняются сквозные коррозионные проржавления на нефтепроводе (86 и 91 км). График величины разности потенциалов «труба-земля» показал недозащиту на участках 80 — 83 и 99 — 101 км и наличие опасности электрокоррозии (величинаразности потенциаловна этих участках меньше минимально допустимого значения, равного 0,85 В). Эти участки выделяем линией на рабочей схеме.

При обследовании состояния изоляционного покрытия было выявлено, что общее состояние изоляции удовлетворительное (переходное сопротивление изоляциине ниже 104 Ом · м2, однако в покрытии имеются дефекты различных размеров, в среднем 3 дефекта на километр. Дефекты наибольшего размера (в условных единицах) обнаружены на следующих участках:

Условное обозначениеучастка

Привязкадефекта, по трассе нефтепровода

Рабочий фон в условных единицах

Величинапродольн. градиента потенциалов в условн. единицах

I

81 км, КИК + 53 м

27/30

15/105

II

81 км, КИК + 3, опора — 15 км

24/30

27/105

III

82 км, КИК — 5 м

24/30

37/105

IV

100 км, КИК + 20 м

28/30

23/105

V

101 км, КИК + 3, опора + 17 м

19/30

18/104

VI

106 км,КИК + 5, опора + 3 м

23/30

50/104

VII

115 км, КИК — 1, опора + 12 м

27/30

37/105

Эти участки выделены линиейна рабочей схеме.

Для шурфования выбираем участок с наибольшим размером дефектов визоляции, которые также характеризуются низким сопротивлением грунта (участки I, II, III, IV, V, VI) и значением разностипотенциалов «труба-земля» меньше минимально допустимого (уч-ки II, III,IV,V).

Шурфование подтвердило наличие дефектов в изоляционном покрытии, явившихся результатом брака изоляционно-укладочных работ: участки I, IV, III — недохлест при изоляции; участки II, III — плохо заизолированы повороты нефтепровода, участки V, VI — сдиры при протаскивании по слегам.

Коррозионные повреждения стенки трубы обнаружены на участках II, III, IV, V. Коррозия носила язвенный характер с глубиной каверн до 1,5 мм.

Реальная скорость коррозии на обследуемом участке, принятая по ее максимальному значению, равна

К =1,5мм/15 лет = 0,1 мм/год.

Допустимая скорость коррозии в данном случае при предельной толщине стенки 5 мм:

КД =(9 — 5) мм/50 лет =0,08 мм/год,

т.е. К> КД.

По результатам анализа были намечены следующие мероприятия по улучшению противокоррозионной защиты обследуемого участка нефтепровода:

1. Сооружение дополнительного электродренажа для повышения эффективности электрозащиты на участке 76 — 106 км.

2. Ликвидация дефектов визоляционномпокрытии на I, II, V, VI и VII участках.

3. Ликвидация очагов коррозии.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3ФОРМЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Предварительная документация (составляется техническим отделом управления)

Предварительная документация о состоянии изоляции и стенки трубыпо результатам контрольного обследования включает карточки осмотра изоляции и стенки труб в шурфах (форма 1).

Карточки осмотра, заполненные при обследовании состояния трубопровода в контрольныхшурфах, должны быть пронумерованы исброшюрованы в отдельную папку.

На основании карточек осмотра составляетсядефектная ведомость. Каждый шурф в дефектной ведомости должен быть привязан к километру или пикетам.

На основании дефектной ведомости определяются участки, подлежащие дополнительному обследованию посредством электроизмерений и шурфования.

Сведения, полученные в результате дополнительного обследования трубопровода, заносятся в карточку осмотра и служат дополнением кдефектной ведомости.

Исполнительная документация

(составляется исполнителем работ)

При сдаче выполненных работ приемочной комиссии представляются следующие документы:

а) исполнительный приемо-сдаточный акт на произведенный капитальный ремонт трубопровода (форма 3).

б) выкопировка из профиля собозначением состояния трубопровода до ремонтаи характера произведенного ремонта. В выкопировке следует указать особыеусловия (местности, грунтов и др.), влияющиена состояние трубопровода;

в) заводские сертификаты на все применяемые материалы, а в случае их отсутствия -результаты контрольных испытаний.

Кроме того, к исполнительному приемо-сдаточному актуприлагаютсяжурналы учета видов работ:

а) земляных работ (форма 4);

б) очистных, грунтовочныхи изоляционных работ (форма 6);

в) сварочных работ (форма 7).

Текущая документация

(составляется исполнителемработ)

Основным техническим документом при ведении ремонтных работ являетсяграфический журнал работ, который заполняетсяежедневно начальником или механикомремонтно-строительного участка.

В графическом журналеработ должна быть указана ситуация местности, характеристика грунтов и глубина заложения трубопровода. Коррозийность грунтов и зона коррозиизаносятся в журнал на основании данных обследованиятрубопровода службой электрохимзащиты.

Выполнение работы в журнале отмечается датой ее исполнения.

Пример заполнения графического журнала работпредставлен на рис. П.2.

Отчетность по труду

(составляется исполнителем работ)

Для отчетности по труду следует вести оперативный журнал(форма 9).

Графический журнал работ

Рис. П.2.

Оперативный журнал работ составляется нарастающим итогом с начала месяца. За каждый месяц выводится итого выполненных работ, отработанных машино-часов и человеко-дней.

Перечень форм технической документации

Форма 1 — Карточка осмотра изоляции и стенки труб в шурфах.

Форма 2 — Акт передачи участка трубопровода заказчиком производителю работ для производствакапитального ремонта.

Форма 3 — Исполнительный приемо-сдаточный акт на произведенный капитальный ремонт участка трубопровода.

Форма 4 — Журнал обследования нефтепровода.

Форма 5 — Журнал земляных работ при ремонте трубопровода.

Форма 6 — Журнал очистных,грунтовочных и изоляционных работ при ремонте трубопровода.

Форма 7 — Журнал сварочных работ при ремонте трубопровода.

Форма 8 — Оперативный журнал работ.

Форма 1

________________________________________ нефтепроводное управление

ПО________________________________ магистральными нефтепроводами

КАРТОЧКА ОСМОТРА ИЗОЛЯЦИИ И СТЕНКИ ТРУБ В ШУРФАХ

«__» ________ 19__ г.

Трубопровод _____________ диаметр _____________ км

Километр __________________ ПК № ________________

Причина осмотра трубопровода _____________________________________________

(предварительная оценка

_________________________________________________________________________

технического состояния трубопровода)

I.Характеристика трассы:

1. Местность _____________________________________________________________

(склонили дно оврага, пойма реки, низина и т.п.)

2. Глубина заложения трубопровода от поверхности земли до нижней образующей трубы, м ___________________________________________________________________

3. Растительность_________________________________________________________

(трава, кустарник, лес, посевы и т.д.)

4. Назначение земли_______________________________________________________

(сельскохозяйственныеугодья, земли

_________________________________________________________________________

государственного лесного фонда и др.)

а) вид грунтов (перечислить грунты, указать толщину слоев по порядку сверху вниз)

_________________________________________________________________________

(песок, супесь, суглинок, глина и др.)

б) состояние грунтов (сухой, влажный, мокрый) _______________________________

_________________________________________________________________________

в) наличие грунтовых вод (указать глубину,м) ________________________________

_________________________________________________________________________

Оборотная сторона формы 1

II.Характеристика изоляции:

1. Поверхность изоляции (гладкая, морщинистая, бугристая, продавленная грунтом сверху, с боков, снизу) _____________________________________________________

_________________________________________________________________________

2. Наличие повреждений и их характер _______________________________________

_________________________________________________________________________

3. Адгезия изоляции к трубе (хорошая, плохая)________________________________

_________________________________________________________________________

4. Толщина изоляции, мм:

сверху______________________________

снизу_______________________________

сбоку справа1________________________

сбоку слева __________________________

5. Обертка и ее состояние (гидроизол, бризол, число слоев,сухая, влажная, мокрая, цвет, прочность)__________________________________________________________

_________________________________________________________________________

6. Наличие влаги под изоляцией _____________________________________________

III.Состояние стенки трубы;

1. Наличие и характеркоррозии (цвет, сплошная, бугристая, легкоили трудноотделяемая от трубы) ______________________________________________________

2. Наличие каверн и глубина самых крупных каверн(измеряется несколько самых крупных каверн)__________________________________________________________

3. Места преимущественного расположения каверн по периметру трубы сверху, снизу, сбоку, слева, сбоку справа по ходу продукта)____________________________

_________________________________________________________________________

Подпись лица, производившего осмотр:

(Фамилия,должность) _____________________________________________________

1Левая и правая стороны трубопровода определяются по направлению движениянефти.

Форма 2

АКТ

передачи участка нефтепровода заказчиком

производителюработ для производства ремонта

«__» __________ 19__ г.

Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт в том, что участокнефтепровода__________________________ Æ ___________ мм

(наименование)

от________________ мм (ПК)до _______________ мм (ПК), общей протяженностью____________ км сдан под капитальный ремонт заказчиком_______________________

(наименованиеПОМН)

производителюработ ________________________________________________________

(наименование РСУ)

напериод от «__» ___________ 19__ г. до «__» _____________ 19__ г.

Производителюработ переданы

I.Проектно-сметнаядокументация:

1. Уточненный профиль трассы на ремонтируемыйучасток нефтепровода на основании материаловизысканий, включая данные о материале и толщине стенки трубы;

2. Материалы обследования технического состояния участканефтепровода;

а) дефектная ведомость, составленная по карточкам осмотра изоляции истенки трубы в шурфах;

б) данные о повреждениях, происшедших на данном участке нефтепровода со дня его эксплуатации, и их причинах;

3. Техно-рабочий проект.

II.Документация по временному отводу земель.

III.Письменное разрешение от организаций, эксплуатирующих коммуникации, пересекающие нефтепровод на ремонтируемом участке.

Примечание: Документация, не оговоренная в настоящем акте, может быть переданазаказчиком производителю работ по его просьбе.

Начальник ПОМН ________________________________________

Начальниц РСУ _______________________ ___________________

Форма 3

Ремонтно-строительноеуправление

_______________________________

нефтепроводного управления

ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ПРИЕМО-СДАТОЧНЫЙ АКТ _______

на производственный капитальный ремонт участка трубопровода

___________________ диаметром ___________________________

«__» ____________ 19__ г.

Мы, нижеподписавшиеся,_________________________________________________

________________________________________________________________________

составили настоящий акт в том, что в период времени с

«__» ___________ 19__ г. по «__» __________19__ г. произведен ремонт _________

________________________________________________________________________

на участке от км__________ ПК № ___________ до км________________________

ПК № _____________,общей протяженностью_______________________________

При производстве работ выполнено:

1. Земляные работы:

а) вскрытие траншей _____________________ м,

в том числе: механизированным способом __________________ м,

ручным способом __________________ м,

б) присыпано труб ____________________ м,

в том числе с трамбовкой ____________________ м,

в) засыпано траншей_______________________ м,

в том числе: механизированным способом__________________ м,

ручным способом __________________ м,

2. Такелажные работы:

а) поднято трубопровода ______________________ м,

б) уложено трубопровода______________________ м.

3. Сварочные работы:

а) заменено труб_____________________________ м,

б) приварено заплат размером __________________шт.,

в) приварено хомутов_________________________шт.,

г) заварено каверн____________________________шт.,

4. Работы по сваркевыполнены сварщиком___________________________________

________________________________________________________________________

(указываетсяфамилия, имя, отчество, номер и дата выдачи

________________________________________________________________________

удостоверенияГосгортехнадзора)

электродами марки_______________________________________________________

5. Изоляционные работы:

а) очищено от старой изоляции труб _______________________________ м,

в том числе: механизированным способом__________________________ м,

ручным способом ___________________________ м,

б) нанесена грунтовка на трубы___________________________________ м,

в) нанесено изоляции____________________________________________ м,

в том числе: нормальноготипа ____________________________________ м,

усиленного типа _____________________________________ м,

г) проверено качество изоляции ____________________________________ м,

д) для изоляции применялись материалы ____________________________________

1) битум нефтяной, ГОСТ________________ паспорт № _______________________

от__________________________

2) наполнитель, ГОСТ___________________ паспорт № _______________________

от __________________________

добавляющийсяк битуму в количестве _________________ %,

3) резиновая крошка, ТУ _____________ паспорт № ___________________________

от__________________________

добавляющаяся к битуму в количестве _________________ %,

4) бензин ____________________________ ГОСТ____________________________,

6) оберточные и армирующие материалы____________________________________

__________________________ГОСТ _______________________________________,

6) выполнены прочие работы ______________________________________________

7) стоимость произведенных работ: сметная __________________________________

_____________________________ фактическая_______________________________

Настоящим актом участок отремонтированного трубопровода принимается в эксплуатацию.

Начальник управления

эксплуатации                                                                        _________________________

Начальник ремонтно-

строительного участка                                                         _________________________

Производитель работ                                                           _________________________

Форма 4

ЖУРНАЛ

обследования нефтепровода __________________ нитка _________

диаметром ________________ на участке от ____________ до_________ км

Пикет, км

Номер плети, м

Длинаплети, м

Маркастали, заводской изготовитель труб, ГОСТ,ТУ

Видповреждения

Глубинаповреждения, мм

Протяженность повреждения вдольобразующей трубы, мм

Протяженностьповреждения вдоль направляющей трубы, мм

Расстояние между близлежащимиповреждениями, мм

Расстояниемежду близлежащим повреждением и сварным швом, мм

Вид ремонта

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12


Форма5

Ремонтно-строительноеуправление

_______________________________

нефтепроводногоуправления

ЖУРНАЛ

земляных работ при ремонте трубопровода _________________ диаметром_________________ км

№ пп

Дата

Границыучастка

Длинаучастка, км

Снятие плодородногослоя и перенесение его в отдельный отвал, 100 м3

Планировкатрассы, 100 м3

Механизированнаяразработка траншеи, 100 м3

Механизированнаяразработка грунта под трубопроводом, 100 м3

Доработкатраншеи вручную, 100 м3

Механизированнаяприсыпка грунтом, 100 м3

Подбивкагрунта под трубу вручную, 100 м3

Механизированнаязасыпка трубопровода

Рекультивация плодородного слоя почвы, 100м3

должность

Лицо, руководящее работой

Лицо, принявшее работу

Примечание

начало

конец

должность,фамилия

подпись

должность,фамилия

подпись

км

ПК

км

ПК

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

Форма6

Ремонтно-строительноеуправление

_______________________________

нефтепроводногоуправления

ЖУРНАЛ

очистных, грунтовочных и изоляционных работ при ремонте трубопровода _________________ диаметром_________________ км

№пп

Дата

Границыучастка

Длинаучастка, км

Работа производилась на поверхн. или в траншее

Способочистки

Качество очистки

Способ нанесения грунтовки

Качество нанесения грунтовки

Типизоляции

Результаты проверки качества изоляции

Лицо, руководящее работой

Лицо, принявшее работу

Примечание

начало

конец

толщина

прилипаемость

результат испытания прибором

качество нанесения изоляции

должность

подпись

должностьи фамилия

подпись

км

ПК

км

ПК

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

Форма7

Ремонтно-строительноеуправление

_______________________________

нефтепроводногоуправления

ЖУРНАЛ

сварочных работ при ремонте трубопровода _________________ диаметром_________________ км

№ пп

Дата

Границыучастка

Длинаучастка, км

Объем произведенных работ

Заварено каверн,шт.

Сварщик

Лицо, принявшее работу

Примечание

начало

конец

сварено стыков, шт.

сварено стыковчастично, шт.

приварено хомутов, шт.

Приваренозаплат

фамилия, имя, отчество

Подпись

фамилия, имя, отчество

Подпись

км

ПК

км

ПК

размер, ширина,

длина

число

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18


Форма 8

Ремонтно-строительноеуправление

_______________________________

нефтепроводногоуправления

ОПЕРАТИВНЫЙЖУРНАЛ РАБОТ

за _________________ м-ц 19__ г.

№ пп

Наименование работ

Ед. изм.

Выполнено по дням

1

2

3

4 … 31

1

2

3

4

5

6

7 … 36

1.

Вскрытие траншей специальными вскрышными экскаваторами

м/м3

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

2.

Вскрытие траншей экскаватором

м/м3

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

3.

Вскрытие траншей вручную

м/м3

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

4.

Доработка траншей послеэкскаватора

м3

 

 

 

 

Отработано

чел.-дней

 

 

 

 

5.

Рытье приямков

м3

 

 

 

 

Отработано

чел.-дней

 

 

 

 

6.

Рытье шурфов

шт./м3

 

 

 

 

Отработано

чел.-дней

 

 

 

 

7.

Зачистка траншей

м3

 

 

 

 

Отработано

чел.-дней

 

 

 

 

8.

Подъем трубмеханизмами

м

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

9.

Предварительная очисткатруб

м

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

10.

Окончательная очистка труб

м

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

11.

Сварка новых труб

стыков

труб

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

12.

Приварка корыт

шт.

 

 

 

 

13.

Приварка заплат

шт.

 

 

 

 

14.

Приварка хомутов

шт.

 

 

 

 

15.

Заварка каверн

шт.

 

 

 

 

16.

Нанесение грунтовки

м

 

 

 

 

Отработано

чел.-дней

 

 

 

 

17.

Нанесение нормальной изоляции

м

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

18.

Нанесение усиленной изоляции

м

 

 

 

 

Отработано

чел.-дней

 

 

 

 

19.

Спуск трубмеханизмами

м

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

20.

Присыпка труб

м

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

21.

Засыпкатраншеи механизированным способом

м

 

 

 

 

Отработано

маш-час

чел.-дней

 

 

 

 

22.

Засыпка траншеи вручную

м/м3

 

 

 

 

Отработано

чел.-дней

 

 

 

 

23.

Другие работы

чел.-дней

 

 

 

 

Начальник ремонтно-

строительного участка                                                      ___________________________

«__» _____________ 19__ г.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4Титульныйлист

___________________________________________________________________________

(наименование территориального или районного нефтепроводного

___________________________________________________________________________

управления)

РАЗРЕШЕНИЕ

на проведение сварочных работ при ремонте нефтепроводов

_____________________________________

_____________________________________

без остановки перекачки

Первая страница

СОГЛАСОВАНО                                                                           УТВЕРЖДАЮ

Начальник пожарнойохраны                                                       Главныйинженер ПОМН

НПС                                                                                                 (РУМН)

__________________________                                                                               _________________________

(подпись)                    (Ф. И. О.)                                                                                     (подпись)                  (Ф. И. О.)

«__»____________ 19__ г.                                                            «__» ______________ 19 г.

РАЗРЕШЕНИЕ № ___

на проведение сварочныхработ при ремонте

нефтепроводов

_____________________________________

_____________________________________

без остановки перекачки

1. Нефтепровод __________________________________________________________

(название участка трубопровода,диаметр

________________________________________________________________________

нитка)

2. Место работы_________________________________________________________

(километр,пикетаж, общая протяженность)

3. Содержание работы____________________________________________________

________________________________________________________________________

________________________________________________________________________

4. Ответственный за подготовку нефтепроводак проведению сварочных работ

________________________________________________________________________

(должность, ф. и. о.)

5. Ответственный за проведение сварочных работ_____________________________

(должность)

_____________________________

(ф.и. о.).

Втораястраница

6. Перечень и последовательность мероприятий и мер безопасности

а) при подготовкенефтепровода к проведению сварочных работ

Третья страница

б) при проведении сварочных работ

7. Начальник (главный инженер) ремонтно-строительного управления

___________________ (Ф. И. О.)

(подпись)

«__»______________ 19__ г.

Четвертаястраница

8. Состав бригады и отметка о прохожденииинструктажа:

№ пп

Ф.И. О.

Профессия

Дата

Подписиинструктируемых о прохожденииинструктажа

Подпись проводившего инструктаж

Пятаястраница

9. Результаты анализа воздушной среды в траншее

№ пп

Должность, ф. и. о., проводившего анализ воздушной среды

Километр, пикетаж

Дата

Время

Содержание вредных веществ мг/м2

Подпись

сероводород

углеводород

Шестая страница

10. Мероприятия, предусмотренный в п. 6а, выполнены и рабочее место подготовлено к проведению сварочных работ:

Ответственный за подготовку нефтепровода

(Подпись)

Должность, Ф. И. О.

Ответственный за проведение сварочных работ

(Подпись)

Должность, Ф. И. О.

Число, месяц, год

 

 

Седьмаястраница

II.Производство сварочных работ с

«__» _____________ 19__ г. по «__» _____________ 19__ г.

разрешаю:

Начальник (главный инженер) РСУ

___________________________ (Ф. И. О.)

(подпись)

«__» _____________ 19__ г.

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Разрешение составляется в двухэкземплярах, один экземпляр передается ответственному за проведение сварочных работ,а второй — представителю пожарной охраны.

2. При проведениикапитального ремонта, нефтепровода Разрешение оформляетсяна срок, предусмотренный в проекте производства работ.

3. Разрешение согласовывается спожарной охраной НПС в части обеспечения мерпожарной безопасности и наличия на месте проведения работ средств пожаротушения,указанных в Правилах. При отсутствии на НПС пожарной охраны Разрешение согласовывается с начальником, а ближайшая пожарная часть ставится в известность письменно.

4. Разрешение после окончания сварочных работ хранится в ремонтно-строительном управлении (участке) в течение года.

5. При отсутствии в составе ПОМН (РУМН) ремонтно-строительного управления допускается подписывать Разрешение начальнику ремонтно-строительного участка.

6. Разрешениепродлевается путем ежедневного заполнения таблицы п. 10 в пределах срока, предусмотренного в п. 11.

Восьмаястраница

7. Таблица п. 9 заполняется ежедневно вобъеме, установленном в Разрешении.

8. В случае необходимости по указанию лица,выдавшего Разрешение, могут быть использованы дополнительные листы.

Дополнительныелисты

Разрешаю использовать дополнительные листы к Разрешению

Начальник (главный инженер) РСУ

_________________________(Ф. И. О.)

(подпись)

«__» __________________ 199_ г.

8. Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа:

№пп

Ф.И. О.

Профессия

Дата

Подписи инструктируемых о прохождении инструктажа

Подпись проводившего инструктаж

Дополнительные листы

Разрешаю использовать дополнительный лист к Разрешению №

Начальник (главный инженер) РСУ

_________________________ (Ф. И. О.)

(подпись)

«__» __________________ 199_г.

9. Результаты анализа воздушной среды в траншее:

№ пп

Должность, ф. и. о., проводившего анализ воздушной среды

Километр,пикетаж

Дата

Время

Содержание вредных веществ, кг/м3

Подпись

сероводород

углеводород

Дополнительныелисты

Разрешаю использовать дополнительный лист к Разрешению №

Начальник (главный инженер) РСУ

_________________________ (Ф. И. О.)

(подпись)

«__» __________________ 199_г.

10. Мероприятия, предусмотренныев. п. 6а, выполнены и рабочее местоподготовлено к проведению сварочных работ

Ответственный за подготовкунефтепровода

(Подпись)

Ответственный за проведение сварочных работ

(Подпись)

Число, месяц

 

Дополнительныелисты

11. Производство сварочных работ

с _________ часов ____________19__ г.

по ________ часов____________ 19__ г. разрешаю:

Начальник (главный инженер) РСУ

_________________________ (Ф. И. О.)

(подпись)

«__» __________________ 199_г.

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Разрешение составляется в двух экземплярах,один экземпляр передаетсяответственному за проведение сварочных работ, а второй- представителю пожарной охраны.

2. При проведении капитального ремонта нефтепровода Разрешение оформляется на срок, предусмотренныйв проекте производства работ (см. п. 11).

3. Разрешение согласовываетсяс пожарной охраной НПС или ЛПДС в части обеспечения мер пожарной безопасности и наличия на местепроведения работ средств пожаротушения, указанных в инструкции. Приотсутствии на НПС пожарной охраны Разрешениесогласовывается с начальником ДПД, а ближайшая пожарная часть ставитсяв известность письменно.

4. Разрешение после окончания сварочных работ хранится в ремонтно-строительном управлении (участка) в течение года.

5. При отсутствии в составеПОМН (РУМН) ремонтно-строительногоуправления допускается подписывать Разрешение начальнику ремонтно-строительного участка.

6. Разрешение действительно в течение однодневной рабочей смены. Если работа не закончена в установленный срок, то Разрешение может быть продлено, но не более чем на одну сменупутем ежедневного заполнения таблицы пункта 10.

ПРИНЯТЫЕ ВПРАВИЛАХ СОКРАЩЕНИЯ

ПОМН     -производственное объединение магистральными нефтепроводами;

РУМН      — районное управление магистральными нефтепроводами;

НПС         — нефтеперекачивающая станция;

РСУ         -ремонтно-строительное управление;

РСК         -ремонтно-строительная колонна;

СУПНР    — Специализированное управление пусконаладочных работ;

ППР         — проект производства работ;

ЭХЗ          -электрохимическая защита;

СКЗ          — станция катодной защиты;

СДЗ          — станциядренажной защиты;

КИК         -контрольно-измерительная колонка;

ЛЭП         — линия электропередач;

АВП         -аварийно-восстановительный пункт;

ПДК         — предельно допустимая концентрация;

ДПД         — добровольная пожарная дружина;

НТД         — нормативно-техническаядокументация;

ПДВК      — предельно допустимая взрывобезопасная концентрация;

НКПРП    — нижний концентрационный предел распространенияпламени.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 1

2. Обследование коррозионногосостояния трубопровода. 2

3. Определение техническогосостояния действующих магистральных нефтепроводов по данным техническойдиагностики. 6

4. Способы ремонта подземныхтрубопроводов. 7

5. Организационно-техническаяподготовка капитального ремонта. 15

6. Земляные работы.. 18

7. Подъем и укладка трубопроводов. 33

8. Очистка наружной поверхноститрубопровода. 42

9. Сварочные работы.. 43

10. Противокоррозионная изоляция. 49

11. Указания мер безопасности. 65

12. Требования пожарной безопасности. 74

Литература. 76

Приложение 1 Формы для занесения данных при коррозионномобследовании нефтепроводов. 78

Приложение 2 Пример заполнения формы 1. 82

Приложение 3 Формы технической документации. 84

Приложение4 Разрешение на проведение сварочных работ. 94

 

Услуги по монтажу отопления водоснабжения

ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495)744-67-74

Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.

Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.

Отопление от ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ Вид: водяное тут > resant.ru/otoplenie-dachi.html

Обратите внимание

Наша компания ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ входит в состав некоммерческой организации АНО МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ КОЛЛЕГИЯ СУДЕБНЫХ ЭКСПЕРТОВ. Мы так же оказываем услуги по независимой строительной технической эесаертизе.

Вы можете задать свой вопрос при помощи формы обратной связи:

Ваше имя

Ваш телефон

Тема

Сообщение


ООО ТЕПЛОСТРОЙМОНТАЖ имеет год основания 1999г.
Сотрудники компании имеют Московскую прописку и славянское происхождение, оплата происходит любым удобным способом, при необходимости предоставляются работы в кредит.
Россия, Москва, Строительный проезд, 7Ак4
Водоснабжение по доступным ценам, отопление со скидкой. Наша компания занимается устройством инженерных коммуникация для частных загородных домов, водоснабжение от колодца, водоснабжение от скважины. Отопление дома твердотопливным котлом, установка автономного газового отопления.