Реконструкция нефтепровода "Куйбышев-Унеча-1" Верховье-Аксинино (обход г. Орел)

3.5 Сварочно - монтажные работы

К сварочным работам допускаются лица прошедшие аттестацию сварщиков (на 1 уровень) и специалистов сварочного производства (на 2 и 3 уровень) в соответствии с «Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства» ПБ 03-273-99.

Трубопровод сооружается из труб 1020х18мм, сталь 17ГС по ТУ14-3-1270-01, класс прочности К-52.

С целью минимизации сварочно-монтажных работ на трассе трубопровода проектом принята сварка труб в двухтрубные секции на трубосварочной базе, расположенной в районе ж.д. станции Стальной Конь.

До начала производства работ по сборке и сварке секций в нитку должны быть выполнены следующие работы:

- построены временные вдольтрассовые проезды;

- размещены в зоне производства работ краны-трубоукладчики, сварочные установки, бульдозеры, инвентарные опоры под свариваемые трубы, необходимые инструменты и инвентарь, а также вагончики для обогрева рабочих и хранения материалов.

Сборку и сварку трубопровода производят в соответствии с СП 34-116-97, СП 105-34-96 по технологии, аттестованной в соответствии с требованиями РД 03-615-03.

Объем и методы контроля сварных стыков принимается в соответствии с табл.34 СП 34-116-97 в зависимости от категории местности и уточняется при рабочем проектировании.

При сварке и контроле сварных стыков труб следует учитывать требования РД 39-48124013-002-03, РД 03-606-03.

Трубные секции доставляются к месту производства работ плетевозами. При перевозке секций должны быть выполнены мероприятия, исключающие повреждение их изоляционного покрытия (применение амортизирующих прокладок).

Разгрузка изолированных трубных секций с плетевозов должна производится кранами-трубоукладчиками, оснащенными мягкими полотенцами. Стрелы кранов-трубоукладчиков, перемещающих трубы и секции, также обшиваются резиновыми накладками. Работы по выгрузке и погрузке двухтрубных изолированных секций должны выполняться по типовым схемам, ППР, в соответствии с ПБ 10-382-00 и ПБ 10-157-97.

Полотенца мягкие (ПМ) предназначены для подъема, удержания и перемещения при укладке изолированных трубопроводов диаметрами 325 - 1420 мм. в траншею методом периодического перехвата, также труб и секций длиной до 36 метров при сварке трубопроводов «в нитку».

Ленты полотенец изготовлены из капроновой ткани с пропиткой, повышающей их износостойкость, имеют пятикратный запас прочности. Концы лент полотенец выполнены в виде петель, одеваемых на поворотные скалки, что обеспечивает небольшой вес поднимаемой части ленты и удобство работы стропальщика.

Ресурс работы лент (количество циклов нагрузки) составляет 6000.

При строительстве участка нефтепровода «Куйбышев-Унеча-1» Верховье-Аксинино (обход г. Орел) 1011-1064 км» применяются полотенца мягкие монтажные ПМ524, представленные на рисунке 3.3.



Рисунок 3.3 Полотенца мягкие (ПМ)

Производство работ по сборке и сварке трубопроводов целесообразно выполнять двумя звеньями.

Подготовительное звено выполняет следующие работы: раскладка секций вдоль трассы; очистка полости секций; осмотр и отбраковка секций с вмятинами, забитыми фасками и т.д.; восстановление забракованных секций (правка вмятин, обрезка концов труб, подготовка фасок).

При обнаружении дефектов труб, они должны быть исправлены в соответствии с СП 34-116-97. Трубы, детали трубопроводов и арматура с недопустимыми дефектами, регламентированными техническими условиями на поставку и требованиями СП 34-116-97, к сборке не допускаются.

Основное звено выполняет следующие работы: перемещение очередной трубной секции к стыку и сборка стыка; сварка стыка; зачистка околошовной зоны от брызг металла; высвобождение и перемещение технологического оборудования для начала сборки и сварки следующего стыка.

Сборку и сварку труб следует производить в соответствии с операционными технологическим картами сборки и сварки труб. При использовании труб с заводской разделкой кромок следует проверить соответствие их формы, размеров и качества подготовки поверхности требованиям операционной технологической карты.

Места производства сварочных работ должны быть оборудованы инвентарными переносными средствами защиты от ветра и атмосферных осадков.

По окончании смены нитку трубопровода следует закрыть инвентарной заглушкой.

Проектом принят 100%-ный контроль сварных швов визуально-измерительным, радиографическим методами. Радиографический контроль качества сварных соединений трубопроводов должен осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 7512.

Гарантийные стыки дополнительно подвергаются контролю ультразвуковым методом. Ультразвуковой контроль качества сварных соединений трубопроводов должен осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 14782.

Контроль качества сварных соединений производится лабораториями строительно-монтажных организаций, выполняющих сварочные работы.

3.6 Изоляционно - укладочные работы

Так как трубы приняты в заводской изоляции, то на трассе производится изоляция сварочных стыков. К изоляции сварных стыков следует приступать после сварки трубопроводов или участков трубопроводов в нитку и получения разрешения на право производства изоляционных работ.

Для наружной изоляции сварных стыков предусмотрено применение защитных термоусаживающихся термоусаживающимися манжетами (тип 4) толщиной не менее 3,0 ширина манжеты 600 мм по ОТТ -25.220.01-КТН-189-10.

При изоляции стыков выполняются следующие технологические операции:

1. очистка стальной поверхности до степени очистки 2 по ГОСТ 9.402-2004 ( щетками или пескоструйным аппаратом );

2.нагрев изолируемой поверхности газовой горелкой;

3.нанесение жидкого эпоксидного праймера на изолируемую поверхность ( наносится кисточкой );

4.установка ленты и замковой ленты на стык;

5.усадка манжеты (прогрев газовой горелкой).

Изоляционные работы и контроль качества изоляционных работ проводить в соответствии с требованиями СП 34-116-97 и РД 39-132-94. Для сохранения температурного режима и продления времени безопасной остановки трубопроводов надземные участки, соединительные детали и арматура стояков, на узлах пуска и приема средств очистки и диагностики теплоизолируются.

До начала производства работ по укладке трубопровода следует разработать траншею на проектную глубину, спланировать и зачистить дно траншеи, выполнить подсыпку из мягкого грунта, согласно проекту.

При выполнении укладочных работ следует применять монтажные приспособления, исключающие возможность повреждения изоляционного покрытия: мягкими полотенцами ПМ534.

Металлические части этих приспособлений, которые могут случайно оказаться в контакте с трубой, необходимо оборудовать прокладками из эластичного материала. Стрелы трубоукладчиков также должны иметь эластичные накладки.

Укладку труб производить в соответствии с требованиями ВСН 013-88.

Укладку сваренных и изолированных трубопроводов осуществляют укладочной колонной, с помощью трубоукладчиков соответствующей грузоподъемности и количеством, обеспечивающим минимально необходимую для производства работ высоту подъема трубопровода над землей с целью предохранения его от перенапряжения, изломов и вмятин.

Укладку производят предварительным приподнятием над монтажной полосой, с последующим поперечным надвиганием на траншею и опусканием на дно траншеи трубных плетей.

При укладке трубопровода в траншею необходимо обеспечивать:

- недопущение в процессе опуска плетей их соприкосновений со стенками траншеи;

- сохранность изоляционного покрытия;

- образование зазора между стенками траншеи и трубопроводом в 100-150 мм;

- полное прилегание трубопровода ко дну траншеи по всей его длине.

При выполнении укладочных работ на заболоченной местности не допускаются продолжительные остановки колонн, которые могли бы стать причиной просадок грунта под гусеницами трубоукладчиков. Такие остановки могут повлечь опрокидывание трубоукладчиков.

3.7 Балластировка трубопровода

Для предотвращения всплытия проектируемого нефтепровода 1020х18мм в процессе монтажа и эксплуатации на пойменных участках, при пересечениях с водными преградами р. Ока и на участках с высоким уровнем грунтовых вод предусмотрена балластировка трубопровода утяжелителями кольцевыми железобетонными утяжелителями типа УТК .

До начала работ по балластировке утяжелителями необходимо:

- уложить трубопровод в траншею, проверить качество и целостность изоляционного покрытия;

- развести и уложить вдоль траншеи утяжелители;

- проверить и подготовить к работе механизмы, приспособления, инструменты и инвентарь.

При балластировке трубопровода выполняются следующие технологические операции:

- развозка и раскладка утяжелителей на бровке траншеи с шагом равным шагу пригрузки;

- укладка на трубопровод в местах установки утяжелителей, защитных ковриков;

- установка утяжелителя на трубопровод.

На переходах через р.Ока с постоянным притоком воды в траншею, необходимо предусматривать мероприятия по водоотливу.

При балластировке кольцевыми утяжелителями выполняют следующие технологические операции:

- раскладка нижних половинок утяжелителей через заданные интервалы;

- укладка зафутерованного трубопровода на нижние половинки утяжелителей;

- навеска верхних половинок утяжелителей и соединение их с нижними, при помощи болтов;

- укладка забалластированного трубопровода в траншею.

Работы по балластировке трубопровода должны выполняться в соответствии с технологическими картами, ППР и с соблюдением СНиП 12-04-2002.

3.8 Прокладка нефтепровода под автодорогами

По трассе участок трубопровода пересекает 6 автодорог II-V.

В таблице 3.2 представлена ведомость пересечений автомобильных работ проектируемого участка нефтепровода.



Таблица 3.2 Ведомость пересечений автомобильных работ проектируемого участка нефтепровода

Пикетаж	Название коммуникации
ПК27+06,21	Ось а/д «Орел-Моховое», ширина 6,4 м, IV категория, 21 км
ПК227+80,06	Ось а/д «Щепино-Ломовец», ширина 7,0 м, IV категория
ПК240+51,58	Ось а/д «Щепино-Клейменово», ширина 6,0 м, IV категория, 343,780 км
ПК383+97,78	Ось а/д «Орел-Болхов», ширина 7,1 м, IV категория, 14,233 км
ПК512+20,32	Ось а/д «Орел-Знаменское», ширина 7,0 м, IV категория, 19,501 км

Строительство переходов под автодорогой должно производиться специализированной бригадой.

Прокладка трубопроводов на переходах через автодороги в соответствии с п.7.32 СП 34-116-97 предусмотрена подземной в защитных футлярах, концы которых выводятся на расстояние не менее 2м от подошвы насыпи автодороги и не менее 25м от бровки земляного полотна.

На рис.3.4 представлен футляр защитный диаметром 1220 мм с толщиной стенки 16 мм.

Рисунок 3.4 Футляр защитный

Прокладка нефтепровода через автодороги с твердым покрытием производится, как правило, бестраншейным способом. Прокладка через автодороги V категории осуществляется открытым способом с устройством объезда в трубе-кожухе с футеровкой трубопровода деревянными рейками.

Глубина заложения от верха покрытия автодорог до верхней образующей футляра принята не менее 1,5 м.

В состав работ по прокладке кожуха под автомобильными дорогами входят:

- геодезическая разбивка места перехода и установка предупредительных знаков;

- планировку участка по обе стороны дороги;

- рытье рабочего и приемного котлованов с устройством необходимых креплений (для бестраншейного способа);

- установка ограждения и знаков безопасности;

- монтаж проходческой установки (для бестраншейного способа);

- прокладка защитного кожуха (для бестраншейного способа);

- разработка траншеи перехода и укладка кожуха (при прокладке открытым способом);

- демонтаж проходческой установки (для бестраншейного способа);

- обратная засыпка траншеи (при прокладке открытым способом);

- протаскивание плети сквозь кожух.

Сборку и сварку кожуха необходимо производить с помощью центратора. Торцы свариваемых труб должны быть перпендикулярны их осям; искривление оси кожуха не допускается. Кольцевые стыки должны быть проварены на полную толщину стенки труб сплошным швом.

При прокладке защитного кожуха бестраншейным способом, необходимо контролировать глубину заложения кожуха и его положение в горизонтальной плоскости с учетом допускаемых отклонений. Отклонение оси кожуха от проектного положения по вертикали и по горизонтали не должно превышать 1 % от длины кожуха.

Работы по прокладке защитных футляров нефтепровода закрытым способом (продавливание) выполняются в соответствии с требованиями гл.24 СП 34-116-97.

При открытом способе прокладки, ширина полосы вскрытия покрытия автодороги должна быть больше ширины траншеи по верху на 0,3-0,4 м. При наличии неустойчивых грунтов необходимо по мере разработки траншеи ее стенки крепить досками или инвентарными щитами. Укладку кожуха выполнять с соблюдением проектных отметок.

После завершения работ по монтажу защитного кожуха, и демонтажа установки горизонтального бурения (при бестраншейном способе прокладки), приступают к протаскиванию плети трубопровода сквозь кожух.

До протаскивания сквозь кожух, плеть предназначенная для протаскивания, должна быть сварена и заизолирована, проведен контроль сварных стыков и изоляции. Для защиты изоляционного покрытия плети трубопровода при протаскивании через защитный кожух проектом предусмотрено применение опорно-центрирующих спейсеров из полиамида.

Они обеспечивают проектное положение трубы относительно защитного футляра и электрическую изоляцию трубы от футляра. Герметизация концов футляров осуществляется кольцевыми резиновыми манжетами.

Все пересекаемые участки дорог после окончания строительно-монтажных работ должны быть восстановлены.

В соответствии с требованиями п.2.4, п.9.5 ВРД 39-1.10-049-2001 по обеим сторонам пересекаемых автодорог на расстоянии 300 м от оси нефтепровода предусмотрена установка знаков «Осторожно, нефтепровод!», «Остановка транспорта запрещена» по ГОСТ Р 52290, ГОСТ Р 52289, количество знаков - 2 шт. на каждое пересечение с автодорогой. На пересечениях с автозимниками, тракторными и нартовыми дорогами знаки устанавливаются на расстоянии 100м от оси нефтепровода.

Дорожные знаки и сигнальные столбики устанавливаются в, предварительно пробуренные бурильно-крановой машиной БКМ-1514, скважины. После установки производится обратная засыпка скважин, с обязательной трамбовкой грунта.

Прокладка защитного футляра с помощью ГНБ.

Переходы под автодорогами проектом предусматривается методом горизонтального бурения установками УГБ.

Принцип работы заключается в механическом бурении забоя фрезерной головкой и непрерывном удалении грунта из скважины при помощи шнекового транспортёра с одновременной подачей патрона в грунт.

Установка горизонтального бурения состоит из буровой машины, шнекового транспортёра и блоков полиспаста. В процессе монтажа и работы установка поддерживается трубоукладчиком. Для монтажа установки устраивается рабочий котлован Т-образной формы. На другом конце перехода разрабатывается приёмный котлован. Рабочий котлован выполняется в виде траншеи длиной 13 м. Ширина траншеи по дну составляет 2,9 м, глубина - на 0,7 м больше глубины укладки кожуха. Приемный котлован размерами 3 х3 м по дну.

Вдоль упорной стенки рабочего котлована для установки якоря отрывается поперечная траншея длиной около 10 м и шириной по низу 11,5 м. Упорная стенка котлована в неустойчивых грунтах укрепляется стойками из брёвен.

После выравнивания дна котлована монтируются роликовые опоры (направляющие тележки).

Сборка и сварка кожуха и монтаж шнека выполняются на бровке рабочего котлована. Шнек монтируется длиной на 4560 см больше длины кожуха, причём передний конец шнека с режущей головкой должен выходить из кожуха на 1520 см, а задний - на 3040 см.

После сборки шнек с режущей головкой при помощи автокрана или трубоукладчика вставляется в кожух. Собранный узел опускается трубоукладчиками в рабочий котлован на роликовые опоры. Затем в котлован опускают буровую машину и тщательно соединяют её с задним концом кожуха при помощи стяжных хомутов. Монтаж установки заканчивается креплением на якоре неподвижных блоков и протягиванием тросов.

Рис.3.5 -Установка горизонтального бурения УГБ -4

Способ прокалывания заключается в прокалывании патроном грунта при помощи специальных инструментов и нажимных механизмов без удаления грунта. Режущие инструменты закрепляются на передней части патрона. Диаметр наконечника выполняется на 30-40 мм большее диаметра патрона с целью уменьшения трения патрона о грунт. Усилие от механизма на патрон при прокалывании может передаваться через специальный хомут или через задний торец трубы-патрона.

Способ продавливания заключается во вдавливании открытого патрона в грунт с последующим соединением секций труб патрона сваркой,

Принцип работы установки основан на механическом бурении с одновременной подачей патрона и непрерывном удалении из забоя грунта при помощи свободного шнекового транспортера. Забой разрабатывается фрезерной головкой, находящейся на переднем торце шнекового транспортера.

Установка состоит из двух основных частей - машины и шнекового транспортера с фрезерной головкой, - смонтирована на раме, при помощи которой она крепится к прокладываемой трубе-патрону (кожуху). На раме расположен двигатель с трансмиссией привода шнекового транспортера и тяговой лебедки. Шнековый транспортер набирается из отдельных секций, длина которого выбирается в соответствие с длиной прокладываемого защитного патрона. Установка горизонтального бурения имеет ступенчатую трансмиссию привода шнекового транспортера и тяговой лебедки

Диаметр патрона, мм	1220
Двигатель: тип мощность, кВт (л.с.) частота вращения вала, об/мин	СМД14 55 (75) 1700
Средняя скорость проходки, м/ч	До 6
Тяговое усилие лебедки, кН: На первом ряду	до 80 до 45
Максимальное усилие подачи, кН	800
Габаритные размеры машины, мм: длина ширина высота	4800 2200 2900
Масса, кг: Без комплекта оборудования С комплектом оборудования	4500 12000

Конструкция установки горизонтального бурения УГБ- 4 разработана СКБ «Газстроймашина» и его Ленинградским филиалом. Установка изготовлена на Ленинградском машиностроительном заводе.

Для подачи защитного футляра в направлении забоя используется лебедка. Для передачи тягового усилия от лебедки через полиспаст к трубе-футляру применяется специальный хомут, который закрепляется на конце футляра.

Защитный футляр наращивается из отдельных секций труб (катушек) длиной по 1,5 м диаметром 1220 мм сваркой по мере прохождения рабочего органа бурильной установки в направлении забоя. Сварные швы между секциями защитного футляра изолируются термоусаживающимися манжетами.

Сварка стыков плети на месте строительства перехода выполняется в неповоротном положении, ручной дуговой сваркой.

Каждый слой шва очищается от шлака и брызг металла шлифовальными машинками.

Очистка поверхности труб выполняется электроинструментом с металлическими щётками.

Трубная плеть, протаскиваемая через защитный футляр, оснащается опорно-центрирующими устройствами из диэлектрического не гниющего материала - полиамида по ТУ 1469-001-01297858-98.

Укладка трубной плети в защитный кожух осуществляется путём протаскивания её с помощью кранов-трубоукладчиков и бульдозера с тяговой лебёдкой типа Б 10.0000ЕЛ ЧТЗ в следующем технологическом порядке:

плеть на монтажных полотенцах поднимается кранами-трубоукладчиками и перемещается в створ траншеи;

к плети присоединяется канат, который другим концом через защитный кожух прикреплён к трактору-тягачу;

головная часть плети вводится в защитный кожух, а вся плеть приводится согласно с защитным кожухом положение;

продольным перемещением кранов-трубоукладчиков и трактором-тягачом плеть протаскивается в защитный кожух до выхода её головной части на необходимую величину.

В связи с тем что при протаскивании трубной плети в защитный кожух на подвесе трубоукладчиками очень сложно вывести трубную плеть в соосное положение с защитным футляром, и поддерживать в этом состоянии в течении всего процесса, то можно повредить изоляционное покрытие протаскиваемой трубной плети и сдвинуть или повредить опорно-центрирующие кольца. Вследствие чего придется поднимать плеть обратно на бровку котлована и производить ремонт изоляционного покрытия. Для предотвращения повреждения изоляционного покрытия на дюкерном участке проводят футеровку.

Для этого планируется дно рабочего котлована до высоты, не доходящей 0,5 м до нижней образующей защитного футляра. На дне котлована изготавливаются три опоры для направляющего желоба, каждая из которой выполняется из шести железнодорожных шпал, уложенных перпендикулярно трубе шириной в две и высотой в три шпалы. На эти опоры укладывается направляющий желоб в соосное положение с защитным футляром и крепится к опорам при помощи металлических пластин, один конец которой приваривается к краю продольного среза желоба, а другой крепится к торцу шпалы. Край направляющего желоба, примыкающий к защитному футляру, крепится к нему при помощи электросварки десятью прихватками по 5 см, которые затем при демонтаже срезаются при помощи шлифмашинки.

Расчет на прочность защитного футляра через а/д «Шепино-Ломовец»

Для безопасной эксплуатации перехода через а/д «Шепино-Ломовец» необходимо произвести расчет толщины стенки защитного футляра.

Ширина пролета естественного свода обрушения:

1. В= Д =1.4=1,564

Где: Д- наружный диаметр кожуха, Д=1,2м;

- угол внутреннего трения грунта равен 24 (Лабораторные данные, полученные путем анализа проб)

Высота грунта в пределах естественного свода оборудования

h===0.781м.

где: t- коэффициент крепости породы равен 0,7

Боковое давление



где: n- коэффициент перегрузки равен 1,2;

- плотность грунта в естественном состоянии равна 1410 кг/м

Расчетная вертикальная нагрузка:

Нагрузка от подвижного состава:

Где: А - коэффициент, зависящий от глубины заложения кожуха равен 0,4;

n- коэффициент перегрузки равен 1,2;

q - давление подвижного транспорта 75000 Н/м( для дорог ? категории)

Поперечное усилие:

Изгибающий момент:

Где: С - коэффициент всестороннего сжатия кожуха равен 0,25

Толщина стенки кожуха:

Где: R- расчетное сопротивление материала кожуха

Принимаем толщину стенки с запасом равную 16.0 мм.

Вывод: Принятая толщина стенки защитного кожуха 16.0 мм обеспечит безопасную работу участка нефтепровода «Дружба 1» при эксплуатации.

Через автомобильные дороги «Орел-Моховое», «Москва-Орел», «Щепино-Клейменово», «Орел-Болхов» принята такая же толщина стенки защитного кожуха-16 мм .

3.9 Прокладка нефтепровода через коридоры коммуникаций и магистральные трубопроводы

Прокладка нефтепровода при пересечении существующих трубопроводов выполнена в соответствии с требованиями п.6.11 СП 34-116-97, п.5.5 ВСН 51-2.38-85 (с учетом п.5.4, 5.5 СНиП 2.05.06-85*). Пересечения выполняются под углом не менее 60.

В таблице 3.3 представлена ведомость пересечений подземных коммуникаций проектируемого участка нефтепровода.



Таблица 3.3 Ведомость пересечений подземных коммуникаций проектируемого участка нефтепровода

Пикетаж	Название коммуникации
ПК0+52,60	МН «Дружба-2», ст.1220 мм, гл. 2,5 м
ПК1+19,68	ВОЛС («ОМЗКГм-16»), гл.1,0 м
ПК2+20,17	Продуктопровод «Куйбышев-Брянск», ст. 530 мм, гл. 1,1 м
ПК2+39,05	Кабель связи «МКС» (2МКБ-4х4х1,2), гл. 0,8 м
ПК26+47,43	ВОЛС «Орел-Чернь» («Мегафон»), гл.1,1 м
ПК26+53,47	ВОЛС («Мегафон»), гл. 0,7 м
ПК26+58,75	ВОЛС «Орел-Плавск» («Синтерра»), гл. 0,9 м
ПК26+77,00	ВОЛС («Вымпелком»), гл. 0,7 м
ПК26+84,85	Кабель связи («РУС»), гл. 0,7 м
ПК27+31,63	ВОЛС, гл. 1,1 м
ПК27+58,49	ВОЛС («МТС»), гл.1,1 м
ПК28+81,16	Кабель АЗ, гл. 0,7 м
ПК134+36,43	Кабель АЗ, гл. 0,5 м
ПК205+67,74	Кабель связи, гл. 1,0 м
ПК205+73,73	Газопровод, ст. 273 мм, гл. 0,9 м
ПК205+89,05	Кабель связи, гл. 0,8 м

Нефтепровод в местах протаскивания под существующими одиночными трубопроводами футеруется деревянными рейками. Расстояние по вертикали от верха зафутерованного нефтепровода до нижней образующей пересекаемого трубопровода в соответствии с п.5.5 СНиП 2.05.06-85* должно быть не менее 350мм.

Сооружение переходов осуществляется протаскиванием рабочей плети под существующими трубопроводами при помощи 3-х кранов трубоукладчиков методом «перехвата».

1. До начала работ по протаскиванию плети под трубопроводом (рис.3.6) следует произвести следующие работы:

- соорудить переезд: из минерального грунта с устройством поверх насыпи поперечного лежневого настила из бревен 18-20см по продольным лежням, уложенным на расстоянии 1,5м друг от друга;

- разработать траншею до проектной отметке, в т.ч. вручную (без применения ударных инструментов) на расстоянии по 2 метра в каждую сторону от пересекаемого трубопровода;

- сварить и заизолировать плеть на монтажной площадке, зафутеровать;

- на конце плети установить временные заглушки;

- навесить на стрелы кранов-трубоукладчиков мягкие полотенца.

Рисунок 3.6 Схема перехода нефтепровода через коридоры коммуникаций

2. Опустив плеть на высоту 0,35 м над дном траншеи, начинается протаскивание поступательным движением вперед трубоукладчиков вдоль траншеи, не касаясь пересекаемого трубопровода.

3. Протащив рабочую плеть под пересекаемым трубопроводом на 8-10 м, первый трубоукладчик укладывает ее на лежки и расстроповывается.

4. Проехав по сооруженному переезду через трубопровод, первый трубоукладчик снова стропует плеть и протаскивание продолжают до достижения плети проектного положения, после чего она укладывается.

5. Концы соседних плетей свариваются. После окончания сооружения всего перехода производится очистка его внутренней полости и испытание гидравлическим способом.

Трасса нефтепровода в границах зоны производства работ при пересечении с существующими трубопроводами закрепляется знаками высотой 1,5-2,0м с указанием фактической глубины заложения трубопроводов. Знаки устанавливаются на прямых участках трассы - в пределах видимости, но не более чем через 500м, на всех углах поворота, в местах пересечения со строящимися коммуникациями, а также на границах разработки грунта вручную.

Земляные работы выполняются согласно «Инструкции по безопасному проведению огневых работ на объектах добычи, транспорта и хранения газа», ВСН 51-1-80.

Прокладка нефтепровода при пересечении существующих трубопроводов (рис 3.7) выполнена в соответствии с требованиями п.6.11 СП 34-116-97, п.5.5 ВСН 51-2.38-85 (с учетом п.5.4, 5.5 СНиП 2.05.06-85*). Пересечения выполняются под углом 90.

Нефтепровод в местах протаскивания под магистральными трубопроводами футеруется деревянными рейками. Расстояние по вертикали от верха зафутерованного нефтепровода (либо верха защитного) до нижней образующей магистрального трубопровода в соответствии с техническими условиями организаций, эксплуатирующих эти трубопроводы, должно быть не менее 500мм.

В соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* и техническими условиями на пересечение прокладка нефтепровода предусматривается под магистральными трубопроводами.

Для контроля уровня защитного потенциала «труба-земля» в точках пересечений проектируемого нефтепровода с магистральными трубопроводами устанавливаются контрольно-измерительные пункты.

Рисунок 3.7 Схема технологического проезда через коридор магистральных трубопроводов

Сооружение перехода осуществляется протаскиванием рабочей плети под существующими коридорами магистральных трубопроводов при помощи 2-х кранов трубоукладчиков методом «перехвата».

1. До начала работ по протаскиванию плети под продуктопроводом следует произвести следующие работы:

- определить точное местоположение и глубину залегания магистрального трубопровода в месте пересечения с нефтепроводом методом ручной шурфовки (через 5 м на расстоянии 30 м в обе стороны от оси пересечения) в присутствии представителя эксплуатирующей организации. По завершению определения местонахождения магистрального трубопровода совместно с представителями эксплуатирующей организации, нанести данные на план и профиль и составить совместный акт о расположении и глубине залегания магистрального трубопровода. Один экземпляр акта предоставить в отдел эксплуатации. Над осью магистрального трубопровода установить вехи с флажками высотой не менее 1,5-2 м. Вехи установить не реже, чем через 15 м.

- соорудить временный переезд шириной 6м для проезда строительной техники через существующие магистральные трубопроводы. Проезд выполняется из минерального грунта высотой 0,8м от дневной поверхности земли. Поверх насыпи проезда устраивается поперечный лежневый настил из бревен 18-20см по продольным лежням, уложенным на расстоянии 1,5м друг от друга. По краям настила вбиваются ограничители из стальной трубы 89мм. Бревна настила и продольные лежни скрепляются между собой скобами и проволокой 6мм по ГОСТ 3282. Поверх лежневого настила отсыпается слой минерального грунта толщиной не менее 0,2м. Затем укладываются дорожные плиты ПДН АIV по серии 3.503.1-91.

- разработать траншею до проектной отметки, в т.ч. вручную (без применения ударного инструмента) по 2 м в обе стороны от пересекаемого магистрального трубопровода.

- сварить и заизолировать плеть на монтажной площадке;

- на конце плети установить временные заглушки;

- навесить на стрелы кранов-трубоукладчиков мягкие полотенца.

2. Протаскиваемая плеть стропуется 2-мя кранами-трубоукладчиками - первым в 8-10 м от начала, вторым в 5 м от конца плети. Плеть поднимается на 0,5-0,7 м, перемещается к траншее и опускается в нее, не касаясь стенок траншеи.

3. Опустив плеть на высоту 0,35 м над дном траншеи, начинается протаскивание поступательным движением вперед трубоукладчиков вдоль траншеи, не касаясь пересекаемого трубопровода.

4. Протащив рабочую плеть под пересекаемым трубопроводом на 8-10 м, первый трубоукладчик укладывает ее на лежки и расстроповывается.

5. Проехав по сооруженному переезду через трубопровод, первый трубоукладчик снова стропует плеть и протаскивание продолжают до достижения плети проектного положения, после чего она укладывается.

6. Концы соседних плетей свариваются. После окончания сооружения всего перехода производится очистка его внутренней полости и испытание гидравлическим способом.

В соответствии с п.2.6 ВРД 39-1.10-049-2001 места пересечения проектируемого конденсатопровода с существующими коммуникациями обозначаются специальными знаками, запрещающими остановку транспорта и определяющие охранные зоны трубопроводов.

При строительстве переходов через существующие трубопроводы производство строительно-монтажных работ производится только по техническим условиям и при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей эти трубопроводы, и в присутствии ее представителя.

В местах пересечений нефтепровода с воздушными линиями электропередачи высокого напряжения ВЛ-110кВ, ВЛ-220кВ в соответствии с требованиями технических условий филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» «Магистральных Электрических сетей Западной Сибири» (№М8/2/1181 от 18.07.2008г.), филиала «Северные Электрические Сети» ОАО «ТЮМЕНЬ-ЭНЕРГО» (№15-1620 от 23.07.2008г.) проектом предусматриваются постоянные проезды через проектируемый трубопровод с установкой аншлагов и указанием мест переезда.



3.10 Переходы через водотоки

Проектируемый нефтепровод пересекает 7 водотоков шир.0,5м-39м, гл.0,15м-3,2м (ручьи и реки). Наиболее крупным водотоком является р. Обь шириной 39 метров, глубиной 3,2 м.

Ведомость переходов через водотоки представлена в таблице 4.1

Таблица 3.4 Ведомость переходов через водотоки

Пикетаж	Название водных препятствий
Начало	Конец
ПК10+90,27	ПК10+90,83	Ручей б/н, ГВ 224,09 на 11.07.10 г., ширина 0,5 м, гл. 0,15 м
ПК226+04,08	ПК226+43,77	р.Ока, ГВ 143,62 на 09.07.10 г., ширина 39 м, гл. 3,2 м
ПК346+57,70	ПК346+64,40	р.Цветынь, ГВ 168,14 на 08.07.10 г., ширина 6,3 м, гл. 0,3 м
ПК389+60,91	ПК389+66,07	Ручей б/н, ГВ 196,19 на 07.07.10 г., ширина 5,05 м, гл.0,3 м
ПК427+90,50	ПК427+98,65	р.Моховица, ГВ 157,03 на 06.07.10 г., шир. 8,16 м, гл. 0,35 м
ПК458+95,81	ПК459+03,87	р.Неполодь, ГВ 160,72 на 06.07.10 г., ширина 8,07 м, гл. 0,6 м
ПК577+12,60	ПК577+16,64	р.Щучка, ГВ 178,26 на07.07.10 г., ширина 4,0 м, гл. 0,3 м

Выбор проектных решений по прокладке нефтепровода через водные преграды осуществлялся в соответствии с требованиями СП 34-116-97, с учетом основных положений ВСН 010-88.

При строительстве подводных переходов трубопроводов траншейным способом водотоки подвергаются воздействию строительной техники при разработке подводных и береговых траншей. Наиболее характерными последствиями при строительстве подводных переходов являются:

- нарушение берегов водных преград, частичное нарушение рельефа;

- повреждение русла ручья;

- нарушение растительности на берегах водоемов;

- загрязнение местности отходами строительного производства;

- взмучивание и нарушение мест корма рыб в водоемах.

Некоторые воздействия являются кратковременными (взмучивание, нарушение мест корма рыб) и прекращаются с окончанием строительных работ, последствия от других воздействий подлежат естественному восстановлению.

Для уменьшения воздействия на водотоки при строительстве трубопроводов в проекте предусмотрены следующие мероприятия:

- выполаживание береговых склонов и откосов береговых траншей при устройстве обратной засыпки из местного и привозного грунта;

- выполнение строительно-монтажных работ осуществляется в зимний период для уменьшения воздействия строительных машин на растительный береговой покров.

В период сезонного оттаивания грунт обратной засыпки в урезах рек и проток, состоящий из супесей и пылеватых песков с включениями льда, может приобрести свойства плывунов. При этом возникает необходимость укрепления берегов от вымывания грунта из траншеи. Грунты, укладываемые на поверхность берегового склона траншеи, будут талыми (деятельный слой) и должны обладать достаточной для его устойчивости сопротивляемостью сдвигу, как в процессе оттаивания, так и после завершения оттаивания и консолидации. Для этого мерзлые комья при укладке следует перемешивать со слоями сыпучего грунта. Для предотвращения пучения, морозобойного трещинообразования, и солифлюкционных оплывов на береговых участках предусматривается их выполаживание, слой сезонного оттаивания необходимо отсыпать из песчаных, гравелистых и щебенистых грунтов.

Наряду с этим, для предотвращения выноса грунта засыпки из траншеи на приурезных участках устанавливаются траншейные противоэрозионные конструкции - полотенца типа ПП по ТУ 850113-020-01297858-99 ООО «ВНИИСТ - Материалы и конструкции», либо перемычки с использованием геотекстильного синтетического материала - полотна Геоком Д-500 С1.300.500.03, производства АО «Комитекс» г.Сыктывкар, Республика КОМИ. Шаг расстановки противоэрозионных конструкций принимается в зависимости от крутизны склона и обводненности участка: для полотенец - от 10м до 30м, для перемычек - от 30м до 50м. На малых ручьях и внутриболотных водотоках берегоукрепительные работы не предусматриваются.

Решения по изоляции трубопровода на переходах через водные преграды аналогичны решениям для прилегающих участков.

С обеих сторон переходов через крупные реки и участков с многочисленными пересечениями водотоков на нефтепроводе устанавливается отключающая электро-гидроприводная запорная арматура с дистанционным управлением и автоматическим контролем рабочего давления в сети. При порыве нефтепровода и падении давления в сети больше заданного, арматура перекрывает аварийный участок, тем самым, исключая попадания продукта в водоем.

В соответствии с ВРД 39-1.10-049-2001 на обоих берегах пересекаемых нефтепроводом водотоков проектом предусмотрена установка опознавательно-предупредительных знаков и аншлагов.

3.11 Очистка и испытание нефтепровода

С целью оперативного руководства работами по испытанию, предупреждения и ликвидации аварийных ситуаций организуется система связи, включающая в себя телефонные или радиопосты, располагающиеся за пределами охранной зоны, в районах линейных кранов, задвижек или другой отключающей арматуры и узлов.

В проекте предусмотрен гидравлический способ испытания нефтепровода.

Выбор испытательного давления выполнен согласно требованиям
ВСН 011-88, СНиП III-42-80* и СП 34-116-97.

До начала работ необходимо:

- оформить разрешительную документацию на проведение испытания трубопровода;

- организовать комиссию, под руководством которой будет выполняться испытание;

- организовать специальную бригаду по монтажу временных технологических узлов для испытаний и оснастить ее необходимыми машинами, механизмами и оборудованием;

- смонтировать камеры пуска и приёма поршней;

- произвести обвязку производства для очистки компрессором КС-9 низкого давления, установить наполнительный агрегат АН 261 и установить опрессовочный агрегат типа АО-161;

- произвести обвязку трубопровода (трубопроводы испытательной обвязки должны быть предварительно испытаны гидравлическим способом на рабочее давление с коэффициентом 1,25);

- организовать аварийно - восстановительную бригаду;

- организовать посты замера давления;

- организовать двустороннюю связь постов вдоль испытываемого участка трубопровода;

- обеспечить круглосуточный режим работы бригады по испытанию.

Работы по гидравлическим испытаниям проектируемого трубопровода разделяются на пять участков.

Испытание первого участка проводится в два этапа:

- на первом этапе испытываются сваренные на бровке участки трубопровода до протаскивания в защитный кожух а/д «Орел-Моховое» (ПК 26+94,64-ПК 271+17,84) общей протяженностью 23,2 м и а/д «Москва-Орел» (ПК 209+17,29-ПК 209+98,49) общей протяженностью 81,2 м;

- на втором этапе испытывается трубопровод ПК 0+01-ПК 212+48,5 общей протяженностью 21247,5 м.

Испытание второго участка проводится в три этапа:

- на первом этапе испытываются сваренные на бровке участки трубопровода до протаскивания в защитный кожух ж/д «Москва-Орел» (ПК 215+66,51-ПК 216+82,51) общей протяженностью 116 м, а/д «Шепино-Ломовец» (ПК 227+67,66-ПК 227+90,86) общей протяженностью 23,2 м и участок трубопровода до протаскивания через водную преграду
(р. Ока) ПК 225+12,21-ПК 227+90,86 общей протяженностью 197,2 м;

- на втором этапе испытываются сваренные на бровке участки трубопровода после протаскивания через водную преграду (р. Ока) ПК 225+12,21-ПК 227+90,86 общей протяженностью 197,2 м;

- на третьем этапе испытывается трубопровод ПК 212+49,5-ПК 229+76,5 общей протяженностью 1727 м.

Испытание третьего участка проводится в два этапа:

- на первом этапе испытывается сваренный на бровке участок трубопровода до протаскивания в защитный кожух а/д «Шепино-Клейменово» (ПК 240+34,41-ПК 240+69,21) общей протяженностью 34,8 м;

- на втором этапе испытывается трубопровод ПК 229+77,5-ПК 373 общей протяженностью 14322,5 м.

Испытание четвертого участка проводится в два этапа:

- на первом этапе испытывается сваренный на бровке участок трубопровода до протаскивания в защитный кожух а/д «Орел-Болхов» (ПК 383 - 86,38-ПК 384+9,58) общей протяженностью 23,2 м;

- на втором этапе испытывается трубопровод ПК 337+01-ПК 384+83,24 общей протяженностью 1182,24 м.

Испытание пятого участка проводится в два этапа:

- на первом этапе испытывается сваренный на бровке участок трубопровода до протаскивания в защитный кожух а/д «Орел-Знаменское» (ПК 512+09,8-ПК 512,33) общей протяженностью 23,2 м;

- на втором этапе испытывается трубопровод ПК 386+12,78-ПК 580+40,17 общей протяженностью 19426,39 м.

При испытании участков трубопроводов (участки испытываемые на бровке до протаскивания в защитный кожух) на прочность давление поднимается до заводского испытательного давления Рисп.=Рзав. (заводское испытательное давление трубы 1020x14-К52 и 1020x18-К52 определяется по сертификату). Трубопровод необходимо выдержать при этом 24 часов. Затем давление снизить до рабочего давления Рисп.=Рраб.=6,0 МПа и выдержать
12 часов для проверки на герметичность.

Осушка нефтепровода.

После удаления воды из полости нефтепровода необходимо произвести его осушку. Осушка производится согласно инструкции, согласованной с органами технического надзора, проектной организацией, заказчиком и организацией, выполняющей работу по испытаниям и осушки трубопровода. Осушка участка МН «Дружба 1» производится сухим воздухом, подаваемым в трубопровод генераторами сжатого воздуха установкой осушки воздуха .На рисунке 3.8 изображена установка осушки воздуха .

Рисунок 3.8 установка осушки воздуха

Основные технические характеристики установки:

Суммарная производительность, м3/час 5400

Минимальный уровень вакуума, % 99,95

Остаточное давление, мбар 0,5

Электрическая установленная мощность, кВт 150

Мощность дизельной электростанции, кВт 208

Расход дизельного топлива при рабочей нагрузке, л/час 45

Расчетное время осушки 1 км трубопровода диметром 1200 мм, 50

Контроль качества осушки осуществляем по показаниям датчиков влажности воздуха (психрометра),устанавливаемых в конце осушаемого участка нефтепровода.

3.12 Защита от коррозии

Для пассивной антикоррозионной защиты трубопровода Ду1020мм и отводов холодного гнутья от наружной коррозии предусмотрено заводское трехслойное покрытие нормального исполнения (3 Н-3) на основе экструдированного полиэтилена по ТУ14-3Р-49-2003 ОАО "Волжский трубный завод".

Для наружной изоляции сварных стыков предусматривается применение защитных термоусаживающихся полимерных манжет "Новорад-СТ60" 450х2,0 по ТУ 2293-001-05801845-2005 в комплекте с эпоксидным двухкомпонентным праймером "НовЭП" по ТУ 2257-002-05801845-2005 и клеевой замковой пластиной "Новорад-ЗК" по ТУ 2245-003-05801845-2005 производства ОАО "НОВАТЭК-ПОЛИМЕР" г.Новокуйбышевск.

Конструкция изоляции для сварных стыков:

- "Праймер НК-50" по ТУ 5775-001-01297859-95;

-лента полимерная "Полилен 40-ЛИ-63" по ТУ 2245-003-1297859-99 - 2 слоя (кожух - 1 слой);

-пленка защитная "Полилен-ОБ" по ТУ 2245-004-1297859-99 - 1слой.

Электрохимическая защита (ЭХЗ) включает в себя:

-станции катодной защиты (СКЗ) производства ООО «Парсек» г. с устройствами ЭХЗ и электросетями;

-глубинные анодные заземлители (ГАЗ) типа «Менделеевец-МГ» (по 2 штуки для всех СКЗ);

-контрольно-измерительные пункты (СКИП) в точках дренажа, в местах устройства вентильных перемычек на пересечениях с другими трубопроводами, на футлярах и по трассе трубопровода;

-вентильные перемычки в местах пересечения с существующими трубопроводами, подключенные через блоки диодно-резисторные;

-кабельные сети в узлах СКЗ;

-электроды сравнения серии ЭНЕС длительного действия;

-заземление СКЗ.

Электрохимическая защита (ЭХЗ) реконструируемого участка нефтепровода осуществляется реконструируемыми установками катодной защиты мощностью 5 кВт.

Для телемеханизации отдельно стоящих установок катодной защиты МН «Дружба-1» предусматривается система GSM-телеметрии, выполняющая мониторинг, контроль и управление УКЗВ на АРМ инженера ЭХЗ в операторной НПС «Новоселово». Обмен информацией построен на дозвонах и SMS сообщениях. В СДКУ информация о работе СКЗ передаётся специализированным программным обеспечением по существующей ЛВС.

Анодное заземление принято глубинное, 8 скважин глубиной 11,5 м по 6 блоков «Менделеевец-МКГ».

Совместная ЭХЗ подземных металлических сооружений обеспечивается установкой блоков диодно-резисторных (БДР).

Точки дренажа оборудуются контрольно-измерительными пунктами (КИП), оснащенными контрольными выводами от медно-сульфатных электродов сравнения длительного действия (МСЭ), блоков пластин-индикаторов скорости коррозии (БПИ) и кабельными выводами от трубопровода и подземных пересекаемых коммуникаций.

Контроль параметров ЭХЗ осуществляется на контрольно-измерительных пунктах.

После укладки и засыпки трубопровода, в соответствии с требованием
ГОСТ Р 51164-98 п. 6.2.9, провести контроль сплошности изоляционного покрытия искателем повреждений.

Контроль состояния изоляционного покрытия реконструируемого участка трубопровода осуществляется после естественного уплотнения грунта, не ранее чем через две недели после засыпки траншеи, специализированной организацией.

Наладка катодной защиты выполняется после проведения всех строительно-монтажных работ специализированной организацией в присутствии представителей авторского надзора и эксплуатирующей организации. Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени поляризацию таким образом, чтобы значения потенциалов были (по абсолютной величине), не менее минимального и не больше максимально допустимых значений, согласно ГОСТ Р 51164-98.

После монтажа и пусконаладочных работ проводится комплексное опробование систем ЭХЗ вновь построенного участка.

Организацию и выполнение строительно-монтажных работ средств ЭХЗ необходимо выполнять в соответствии с требованиями ПУЭ «Правила устройства электроустановок», ГОСТ 9.602-2005 «Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии», п. 7 «требования безопасности», СНИП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования».

3.13 Контроль качества строительно - монтажных работ

С целью повышения качества строительства и обеспечения эксплуатационной надежности на всех этапах должен выполняться входной, операционный и приемочный контроль.

Организация контроля качества при производстве и приемке работ должна осуществляться в соответствии со СНиП 12-01-2004 «Организация строительства», СНиП III-42-80*, СП 34-116-97.

Методы контроля качества и приемка отдельных видов строительно-монтажных работ осуществляется в соответствии с требованиями ВСН 012-88.

При входном контроле проверяется соответствие всех поступающих материалов стандартам. Проверка труб, деталей и узлов трубопровода, запорной и распределительной арматуры производится организацией-получателем или специализированной службой входного контроля в присутствии представителя организации-получателя в процессе получения указанной продукции от заводов-изготовителей и других поставщиков по месту разгрузки продукции с транспортных средств или после транспортировки ее от места разгрузки до площадки складирования. Освидетельствование и отбраковку осуществляет специальная комиссия заказчика.

Каждая партия труб должна иметь сертификат завода-изготовителя, в котором указывается номер заказа, технические условия или ГОСТ, по которому изготовлены трубы, размер труб и их количество в партии, результаты гидравлических (заводское испытательное давление) и механических испытаний.

Все детали, узлы трубопровода и элементы запорной арматуры должны иметь технические паспорта (раздел 4 ВСН 012-88).

При производстве сварочных работ необходимо производить:

-проверку квалификации сварщиков;

-контроль исходных материалов и труб показанный выше;

-систематический операционный (технологический) контроль, осуществляемый в процессе сборки и сварки.

-визуальный контроль и обмер готовых сварных соединений;

-100%-ный контроль сварных швов физическими методами. Гарантийные стыки дополнительно подвергаются контролю ультразвуковым методом;

-проверку соответствия технологии сварки требованиям нормативных документов;

-проверку наличия клейма сварщика на каждом стыке.

Оценка состояния защитных покрытий осуществляется в процессе нанесения их на заводе и при приемке сооружаемого трубопровода в эксплуатацию в соответствии с требованиями гл.З СП 34-116-97. Необходимо производить визуальный контроль состояния покрытия, а также выполнить проверку толщины изоляционного покрытия на 10% труб в заводском покрытии и в местах, вызывающих сомнение.

Для обеспечения высокого начального качества изоляционных покрытий нефтепровода, подземных устройств и узлов должны быть обеспечены высокие требования к контролю всех технологических операций изоляционно-укладочных работ в соответствии с требованиями ВСН 005-68.

Контроль качества изоляционных покрытий необходимо выполнять пооперационно, в процессе производства работ. Наличие дефектов определяют наружным осмотром. Толщину покрытия проверяют индукционным толщиномером через каждые 100 м, не менее чем в четырех точках окружности. Сплошность покрытия проверяют искровым дефектоскопом.

Для осуществления контроля качества за изоляционными работами рекомендуется использовать передвижную лабораторию типа ЛИА-1.

При обнаружении дефекта в покрытии осуществляется ремонт или замена осматриваемой трубы (секции, детали, узла).

В местах стыков теплоизолированных труб производят контроль качества очистки стальной поверхности и нанесения антикоррозионного покрытия.

Запрещается применять влажные теплоизоляционные материалы для заделки стыков или сборного покрытия; перед нанесением их необходимо высушить.

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

Выявленные дефекты в изоляционном покрытии, а также повреждения изоляции, произведенные во время проверки ее качества, должны быть исправлены.

Сплошность покрытия смонтированного трубопровода контролируется перед укладкой искровым дефектоскопом. Контролю подлежит вся поверхность трубопровода.

Операционному контролю подлежит качество выполнения всех видов строительно-монтажных работ.

Приборы и инструменты, предназначенные для контроля, должны быть заводского изготовления и иметь паспорта, подтверждающие соответствие требованиям ГОСТ или технических условий.

Контроль качества подготовительных работ осуществляется путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации, (раздел 2 ВСН 012-88). Контроль земляных работ осуществляется непосредственно бригадирами, мастерами, прорабами или специальными контролерами.

Контроль качества работ по балластировке конденсатопровода заключается в проверке соответствия применяемых конструкций и материалов соответствующим техническим условиям на их изготовление.

Результаты всех видов контроля фиксируются в журналах производства работ. Дефекты, выявленные при всех видах контроля качества работ, должны быть в обязательном порядке устранены.

3.14 Линейная телемеханизация и автоматизация

Предусматриваемые в настоящем проекте мероприятия линейной телемеханизации предназначены для осуществления автоматизированного управления и контроля за проектируемыми узлами линейных задвижек и станций катодной защиты МН «Куйбышев-Унеча-1». Все необходимое оборудование GSM-телеметрии для отдельно стоящих УКЗВ предусмотрено в разделе ЭХЗ данного проекта

Проектом предусмотрена доработка системы телемеханики для выполнения следующих функций:

- контроль состояния охранной сигнализации ПКУ, средств ЭХЗ, узлов с запорной арматурой, состояния и положения линейной запорной арматуры, состояния средств ЭХЗ, прохождения СОД, срабатывания моментных выключателей запорной арматуры, минимальной температуры в ПКУ, затопления колодцев КИП.

- управление линейной запорной арматурой, деблокировку сигнала датчика прохождения СОД, режимом работы станции ЭХЗ;

- контроль давления в трубопроводе, защитного потенциала «трубы-земля», тока и напряжения на выходе станций ЭХЗ, расхода нефти в нефтепроводе;