Реконструкция газопровода Миннибаево-Казань на участке от места врезки в существующий газопровод "Уренгой - Центр I" до ГРС Сокуры Ду-1420 мм 7,4 МПа ПК0+00 – ПК1000

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Курсовая работа по предмету

"Сооружение и ремонт газонефтепроводов"

«Реконструкция газопровода Миннибаево-Казань на участке от места врезки в существующий газопровод «Уренгой - Центр I» до ГРС Сокуры Ду-1420 мм 7,4 МПа ПК0+00 - ПК1000 (L= 100 000м.)»

г. Москва 2014 год



ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УЧАСТКА ТРАССЫ ГАЗОПРОВОДА

реконструкция газопровод переизоляция антикоррозионный

Данным проектом предусматривается «Реконструкция газопровода Миннибаево-Казань на участке от места врезки в существующий газопровод «Уренгой - Центр I» до ГРС Сокуры Ду-1420 мм 7,4 МПа ПК0+00 - ПК1000 (L= 100 000м.)», который расположен на территории Лаишевского района Республики Татарстан, в условиях лесной и лесостепной зоны с небольшими возвышенностями Восточно-Европейской равнины

Трасса газопровода пересекает:

1.- а/дороги - 7 шт; (ПК29+35 «Нов. Караваево - Садилово», ПК150+05 «Казань - Чепчуи», ПК212+15 «Высокая Гора - Пермяки», ПК521+67 «Казань - Шигалево», ПК689+55«Ильинский - Первое Мая», ПК798+31 «Ильинский - Кулаево», ПК885+73 «Ильинский - Тогашево;

2.- ж/дороги - 1шт; (ПК125+35 «Казань -Москва»;

3.- реки, ручьи, каналы -3 шт. (ПК71+75 «р. Казанка», ПК322+15 «руч. б/н», ПК499+55 «р. Нокса»).

4. -ЛЭП - 1шт. (ПК591+42);

Сведения о ремонтируемом газопроводе

Настоящий проект предусматривает «Реконструкция газопровода Миннибаево-Казань на участке от места врезки в существующий газопровод «Уренгой - Центр I» до ГРС Сокуры Ду-1420 мм 7,4 МПа ПК0+00 - ПК1000 (L= 100 000м.)»с выбраковкой, ремонтом и заменой трубы в размере 20 % от протяженности существующего участка магистрального газопровода.

Миннибаево-Казань предназначен для обеспечения газом промышленных объектов и жилого фонда г. Казани.

Участок ремонта газопровода определен в следующих границах:

начало участка - ПК 0+00 (454,9км.), место врезки в МГ «Уренгой - Центр I»;

конец участка - ПК 1000+00(554,9км.), ГРС Сокуры.

Основной целью капитального ремонта является повышение безопасности и надежности их работы.

Основные технические показатели

№	Наименование показателя	Ед. изм.	Показатели
1	Диаметр проектируемого газопровода.	мм.	1420
2	Рабочее давление.	МПа.	7,4
3	Длина проектируемого газопровода.	м.	100000

Расчет толщины стенки МТП.

Исходные данные:

Рабочее давление: P=74;

Диаметр трубопровода: D=1420мм;

Расчетный температурный перепад: Дt=20?C

Нормативное сопротивление:

Коэффициент условий работы трубопровода: m=0,75

Коэффициент перегрузки рабочего давления; n=1,1

Коэффициент безопасности по материалам:

Коэффициент надежности:

Коэффициент местного расширения:

Модуль упругости:

Расчет толщины стенки трубопровода без учета осевых напряжений:

Расчет толщины стенки трубопровода с учетом осевых напряжений:

Для данного трубопровода следует применять трубы с толщиной стенки трубы .

Принципиальные проектные решения, обеспечивающие надежность ремонтируемого газопровода

Линейной частью проекта, в соответствии с заданием на проектирование и техническими требованиями, предусматривается:

- опорожнение существующего участка газопровода, подлежащего ремонту ПК 0+00 (454,9 км.) - ПК 1000+00 (554,9 км.), от газа;

- демонтаж и монтаж крановых узлов;

- демонтаж и монтаж тройников;

- демонтаж и монтаж трубы.



ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ И ПОДГОТОВКА К ПРОИЗВОДСТВУ РАБОТ

Продолжительность работ.

Продолжительность работ - 18 месяцев.

Стройгенплан

Стройгенплан устанавливает расположение на участке строительства, проезды для основных строительных машин.

Работы выполнять, строго соблюдая правила производства работ в охранной зоне магистральных газопроводов, ЛЭП, кабелей связи и т.д. согласно требованиям ВСН 51-1-80.

Для подъезда строительной техники к участку производства работ использовать автодороги с асфальтовым покрытием и существующую сеть дорог местного значения.

Вся техника движется вдоль газопровода в пределах границ землеотвода.

Доставка строительных материалов и техники производится по существующим автодорогам и вдоль трассовому проезду.

При пересечении временного проезда с существующими подземными коммуникациями устроить временные переезды. Конструкция временного переезда через существующие коммуникации с укладкой железобетонных плит представлена в технологической карте.

Ширина проезжей части, сооружаемого вдоль трассового технологического проезда и переездов через действующие коммуникации определена исходя из максимальных габаритных размеров, необходимых для проезда принятых типов строительной техники и составляет:

вдоль трассовый проезд 9,0 м.,

переезд через действующие коммуникации 6,0 м.

Обеспечение трудовыми ресурсами и организация труда

Капитальный ремонт магистрального газопровода будет осуществляться силами ремонтно-строительной колонны № 1. ЧП "РОМАШКА".

- Метод организации работ - вахтовый;

- Продолжительность смены - 11 часов;

- Перерыв на обед - 1 час.

Доставка работников на место производства работ на вахтовом автомобиле.

Для выполнения работ необходимы следующие трудовые ресурсы:

№ п/п	Бригада, профессия	Разряд	Кол-во человек
1	2	3	4
1.Бригада сварки спец. соединений и ремонтных работ
1.	Начальник участка		1
2.	Электросварщик РЭД	6	12
3.	Слесарь монтажник	6	6
4.	Газорезчик	5	6
5.	Машинист дизельного агрегата	6	3
6.	Машинист крана трубоукладчика	5	6
7.	Водитель НефАЗ-4208-11-13, водитель ГАЗ 3284 - 0000010-03 (вахтовый автобус)		2
8.	Водитель Nissаn-Patrol		1
2.Технические характеристики и описание трубосварочной базы БТС-142В
1.	Помощник сварщика		1
2.	Электросварщик-полуавтоматчик	6	2
3.	Оператор станка подготовки кромок труб		2
3. Лаборатория неразрушающего контроля
1.	Дефектоскопист.		3
2.	Лаборант проверки изоляции		2
3.	Водитель ГАЗ - 3897-0000010-15 «Егерь»		1
4. Бригада земляных работ
1.	Геодезист		1
2.	Мастер		2
3.	Машинист бульдозера	6	5
4.	Машинист подкапывающей машины	5	1
5.	Машинист экскаватора	6	6
6.	Водитель ГАЗ - 3284-0000010-03 (вахтовый автобус)		1
5. Бригада изоляционно-укладочных работ
1.	Прораб участка		1
2.	Машинист крана трубоукладчика	5	5
3.	Машинист очистной машины	5	1
4.	Машинист изолировочной машины	6	1
5.	Машинист печи подогрева		1
6.	Машинист битумоварочных котлов		1
7.	Машинист дизельного агрегата	6	2
8.	Изолировщик	4	5
9.	Водитель ГАЗ - 3284-0000010-03 (вахтовый автобус)		1
10.	Водитель ГАЗ 33081		1
6. Бригада балластировки трубопровода
1.	Машинист крана трубоукладчика	5	1
2.	Стропальщик	3	3
3.	Водитель КАМАЗ 45141(бортовой)		1
4.	Водитель КС55722-3 (автокран)		1
7. Бригада обслуживающего персонала
1.	Комендант полевого городка		1
2.	Повар		2
3.	Электромонтер		1
4.	Водитель НефАЗ 66062 -13-10 (топливозаправщик)		1
5.	Токарь		1

Для выполнения работ необходимы следующие технические ресурсы:

Наименование	Марка модель	Кол-во
Кран-трубоукладчик	Камацу Д355, Д155	8
Оборудование трубоукладчика	Кабина - 8 ед., стрела-опора - 8 ед., контргруз - 48 шт., портал - 8 ед.	12
Экскаватор	Камацу РС-200	5
Бульдозер	Катерпиллер Д7Н	2
Кабина и отвал	бульдозер КАТ Д7Н	2
Электростанция	ДЭС-100	6
Троллейные подвески	ПТ	5
Сани для изоляционных материалов, термоконтейнер		2
Котёл КАПЭ 3300	КАПЭ 3300	2
Изоляционный комплекс д.1420	(МП, МПО, МФО, МГ, МИ, АН)	6
Оборудование для сварочных работ	Центратор наружный ЦЗН 1420 - 3шт, Установка резки трубы Орбита - 3 шт., Траверсы с мягкими полотенцами ПМ 1420-15 - 5 шт.	11
Склад материалов -4шт.,вагон штабной-2шт., вагон-слесарка-1шт., вагон-склад-2шт., вагон-бытовка-1шт.		12
Вагоны жилые		24
Вагон - баня; вагон-столовая; вагон-сушилка; вагон ЛНК		7
Рампа кислородная, рампа пропановая;		2
Будка потолочная- 5шт., ёмкость под воду 0,9м3 - 2 шт., ёмкость под д\т - 2 шт., хоз.постройка-2шт.,		9
Пескоструйная установка		1
Автомобиль легковой НИВА 2123 (Chevrolet)	сопровождение	1
КамАЗ полуприцеп	4310, 44108	5
Усиленный трубоплетевозный тягач	MAN TGA	1
Вахтовый автобус	НЕФАЗ-4208-11-13, ГАЗ 3284-0000010-03	3
ГАЗ бортовой	Егерь ГАЗ 3897-0000010-15, 6 тн	2
Топливозаправщик	НЕФАЗ-66062-13-10	1
КамАЗ-самосвал	45141-11-10	1
Автокран	КС-55722-3 г/п 25тн	1
Трубосварочная база	БТС 142В	1

Автотранспорт, используемый для перебазировки техники.

КАМАЗ 4310 с п/прицепом (площадка).

КАМАЗ 44108 с п/прицепом (площадка).

MAN TGA с п/прицепом тяжеловозом (трал).

SCANIA 114/380 с п/прицепом (площадка).

DAF CF 85.430 с п/прицепом тяжеловозом (трал).

VOLVO FH-16 с п/прицепом тяжеловозом (трал).

Мобилизационный период

В мобилизационный период предполагается выполнить следующие основные работы:

обучить и аттестовать рабочих для производства работ на трассе газопровода;

произвести перебазировку машин, механизмов и оборудования, необходимых для выполнения работ;

организовать связь, диспетчерскую службу, установить телефоны или коротковолновые радиостанции (KB);

получить отвод земли под строительство;

получить ордер на производство земляных работ;

осуществить размещение временных зданий и сооружений;

организовать мобильную базу технического обслуживания строительной техники;

уточнить геодезическую основу трассы и принять её в натуре.

Подготовительный период

3.1Трасса газопровода в границах зоны производства ремонтно-строительных работ должна быть обозначена опознавательными знаками (знаками закрепления трассы) высотой 1,5 - 2м. от поверхности земли, с указанием фактической глубины заложения, установленными на прямых участках трассы с шагом 25 м и через 5м на углах поворота.

3.2.Опознавательные знаки дополнительно устанавливаются в местах:

1. Изменения рельефа;

2. Вершинах углов поворота;

3. Пересечения с другими подземными коммуникациями;

4. Границах разработки грунта вручную;

5. Линейных крановых узлов;

6. Перед началом и концом вскрышных работ;

7. В опасных местах (заболоченных, со слабой несущей способностью грунта и т.п.).

3.3.По результатам уточнения положения оси газопровода составляется акт на закрепление трассы

3.3В акте указывается:

количество установленных знаков обозначения, шаг установки и какие сведения на них указаны;

количество вешек на границе разработки грунта вручную и шаг их установки;

количество открытых шурфов с привязкой на местности;

количество мест, где должны быть оборудованы переезды через действующие газопроводы;

участки действующих газопроводов, имеющих недостаточную глубину заложения;

техническое состояние газопроводов (состояние изоляционного покрытия и наличие коррозионных повреждений).

3.4 К акту прилагается ситуационный план (схема) участка трассы с указанием:

- местонахождение всех действующих газопроводов, их диаметра и рабочего давления (с привязкой к местным ориентирам (ЛЭП, автодороги, населённые пункты, сельскохозяйственные постройки и т.д.);

- расстояния между газопроводами, действующими и строящимися, и другими коммуникациям (ЛЭП, кабели и др.);

- ведомость глубины заложения действующих газопроводов, кабелей и др. коммуникаций;

- мест вырытых шурфов;

- установленных знаков с привязкой к местности;

- схемы движения строительной техники в зоне производства работ с указанием мест оборудованных переездов через действующие газопроводы;

- этапов (стадий) работ, при которых должен присутствовать представитель эксплуатирующей организации.

3.5 После оборудования переездов в местах, указанных эксплуатирующей организацией, составляется акт на переезды с указанием привязки на местности. За состояние и сохранность переездов ответственность несёт подрядчик.

3.6 Работы по установке знаков и вскрытию шурфов, оборудованию переездов, выполняются силами и средствами строительной организации в присутствии представителя эксплуатирующей организации.

3.7 Переезды через действующие коммуникации конструктивно выполнить с использованием железобетонных дорожных плит по отсыпанному грунтовому основанию. Минимальное расстояние от верха покрытия до верхней образующей коммуникаций должно быть не менее 1,5 м.

До начала работ по устройству переездов через действующие коммуникации следует выполнить:

геодезическую разбивку оси дороги, оси и границ переезда;

планировку подъезда техники к месту устройства переездов;

получить разрешение на проведение работ по устройству переездов.

При устройстве переездов использовать кран, экскаватор.

На пересечениях с существующими автомобильными дорогами устанавливаются съезды.

После выполнения ремонтных работ временные переезды и съезды разбираются.



ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ.

Капитальный ремонт участка магистрального газопровода выполнить по 1 методу - ремонт газопровода методом сплошной изоляции.

Перед началом работ службой эксплуатации газопровода предусматривается организация перекачки газа через параллельно проходящий газопровод.

Основные строительные работы необходимо вести в следующей последовательности:

- подготовительные работы;

- определение положения газопровода и других инженерных коммуникаций;

- снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка трассы в зоне действия ремононтно-строительной колоны;

- вскрытие газопровода, включая участки замены тройников, кранов;

- демонтаж пригрузов (при наличии);

- подкоп газопровода на 0,4 - 0,6м. на участках недостаточного заглубления машиной ПТ - НН - 1420МП;

- снятие старой изоляции газопровода с помощью машины ПТ-НН-1420ПО и машины ПТ-НН-1420МФО;

- отбраковка труб - определение мест расположения, типа и параметров дефектов труб и сварных соеденений и принимается решение по методам их устранения, с устройством выносок границ дефектных участков;

- устранение дефектов методом шлифовки (ШЛ) дефектных мест трубопровода;

- устранение дефектов методом выреза стыков (ВС), ремонта стыков (РС), замены трубы (ЗТ), камена катушки (ЗК);

- устранение дефектов методом замены трубы, с разработкой приямков в местах захлестов;

- замена троников;

- переукладка трубопроводов с наращиванием кожухов под а/д, ж/д со всем комплексом работ, включая гидроиспытания;

- переукладка трубопровода в местах взаимных пересечений с подземными, наземными коммуникациями и в местах повышения категории трубопровода (при необходимости);

- подготовка поверхности отремонтированного трубопровода перед нанесением нового изоляционного покрытия;

- нанесение грунтовки машиной ПТ-НН-1420МГ;

- нанесение нового изоляционного покрытия машиной ПТ-НН-1420МИ;

- контроль качества изоляционного покрытия;

- установка маркерных накладок для проведения ВТД с шагом 1км.;

- подбивка грунта под трубу;

- балластировка газопровода (при необходимости);

- засыпка отремонтированного участка газопровода;

- замена СКЗ, кабельных линий, устройств телемеханизации крановых узлов;

- восстановление средств ЭХЗ, устройство молниезащиты, заземления;

- благоустройство кранвых площадок, устройство ограждений;

- восстановление знаков закрепления трассы;

- техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

- очистка полости газопровода перед испытанием;

- гидравлическое испытание газопровода на прочность и герметичность;

- освобождение отремонтированного участка газопровода от воды после испытаний;

- осушка отремонтированного участка газопровода сжатым вздухом.



ПРИЛОЖЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

на выполнение земляных работ

при производстве работ на объекте:

«Реконструкция газопровода Миннибаево-Казань на участке от места врезки в существующий газопровод «Уренгой - Центр I» до ГРС Сокуры Ду-1420 мм 7,4 МПа ПК0+00 - ПК1000 (L= 100 000м.)»

1. Земляные работы

1.1.Технологическая карта разработана на выполнение земляных работ при проведении капитального ремонта газопровода. Вскрытие газопровода производится одноковшовым экскаватором «Комацу» РС-200.

1.2. Земляные работы при ремонте газопроводов следует выполнять в строгом соответствии с проектно-технической документацией.

1.3. Вскрытие действующих коммуникаций (трубопроводы, кабели и др.) должно производиться в присутствии представителей организаций, эксплуатирующих эти коммуникации.

1.4. При пересечении трассы с действующими подземными коммуникациями разработку грунта механизированным способом следует производить, на расстоянии не ближе 2 м. от боковой стенки и не менее 1 м. над верхом коммуникаций (трубы, кабели и др.). Оставшийся грунт должен дорабатываться вручную и с принятием мер, исключающих возможность повреждения этих коммуникаций.

1.5. После вскрытия экскаватором участки защемленного газопровода, а также участки, примыкающие к кранам, тройниковым соединениям, отводам и др., дорабатываются вручную. Длина такого участка в одну сторону составляет для трубопроводов диаметром до 700 мм - 40 м, 700 мм и более - 50 м.

1. 6. Работы по снятию и восстановлению плодородного слоя почвы должны производиться в соответствии с проектно-сметной документацией, разработанной с учетом требований действующих нормативных документов.

1.7. Минимальная ширина полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, равняется ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, максимальная - ширине полосы отвода.

1.8. Плодородный слой почвы должен быть снят и перемещен во временный отвал в охранную зону газопровода. Снятие почвы и перемещение ее в отвал следует производить бульдозерами продольно-поперечными ходами при толщине слоя до 20 см и поперечными - при толщине слоя более 20 см. Вскрытие газопровода производиться одноковшовым экскаватором РС-200 с перемещением минерального грунта в отвал охранной зоны параллельно идущего нефтепровода.

1.9. Снятие плодородного слоя рекомендуется производить на всю толщину, по возможности за один проход или послойно за несколько проходов. Не допускается смешивание плодородного слоя почвы с минеральным грунтом.

1.10. Поперечный профиль и размеры разрабатываемой траншеи устанавливаются проектно-сметной документацией в зависимости от принятого способа ремонта, диаметра ремонтируемого газопровода, габаритных размеров ремонтных машин и механизмов и указываются в проекте производства работ.

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

в насыпных песчаных и гравелистых грунтах - 1,00;

в супесях - 1,25;

в суглинках и глинах - 1,50;

в особо плотных не скальных грунтах - 2,00.

1.12. Для рытья траншей большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения в зависимости от состава грунта и его влажности.

1.13. В водонасыщенных грунтах вскрытие газопровода следует начинать с пониженных мест для спуска и откачки воды. При значительном притоке воды пониженное место должно выноситься в сделанное для этой цели расширение траншеи, где устраивается небольшой колодец для откачки воды.

1.14. На обводнённых и заболоченных участках газопровода забалластированного утяжелителями, необходимо демонтировоть утяжелители экскаватором по ходу вскрытия и укладывать на расстоянии 1 метра от бровки траншеи со стороны вдоль трассового проезда.

1.15. Демонтированные утяжелители загружать в транспортные средства и вывозить на площадку временного складирования Ногинского УМГ.

1.16.Вскрытый и освобождённый от утяжелителей газопровод плавно без рывков поднять на бровку и уложить на лёжки.

1.17. Произвести очистку поднятого участка газопровода механизированным методом

1.18. Произвести доработку траншеи экскаватором боковым методом до проектных отметок.

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

1.20. Грунт, извлеченный из траншей, следует укладывать в отвал с одной стороны траншеи, оставляя другую сторону свободной для передвижения ремонтно-строительной техники.

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

1.22. До начала работ по засыпке отремонтированного, уложенного и забалластированного в траншеи газопровода необходимо провести восстановление устройств электрохимзащиты.

1.23. Засыпать траншею следует непосредственно после выполнения изоляционно-укладочных работ (в течение одной смены). При засыпке газопровода необходимо обеспечить сохранность труб и изоляционного покрытия, а также плотное прилегание газопровода к дну траншеи.

1.24. В скальных, щебенистых грунтах, а также сухих комковатых и мерзлых грунтах газопроводы укладывают в траншею на подсыпку из мягкого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими неровностями основания траншеи и таким же грунтом присыпают на 20 см над верхней образующей.

1.25. Засыпку траншеи минеральным грунтом осуществляют бульдозером (траншеезасыпателем) с обеих или с одной стороны. В отдельных случаях допускается засыпка траншеи грунтом одноковшовыми экскаваторами.

1.26. После естественного или искусственного уплотнения грунта выполняют техническую рекультивацию, которая заключается в возвращении плодородного слоя почвы на нарушенную площадь.

1.27. После завершения технической рекультивации выполняют биологическую рекультивацию, предусматривающую проведение комплекса агротехнических мероприятий, а именно: подготовку почвы, внесение органических и минеральных удобрений, подбор и посев семян трав и травосмесей.

1.28. Приведение земельных участков с плодородным слоем почвы в исходное состояние производят в ходе работ.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ.

2.1. При выполнении работ следует руководствоваться требованиями, изложенными нормативно-технической документации.

2.2. Для производства работ необходимо иметь:

- письменное разрешение на право производства работ в зоне расположения подземных коммуникаций и ЛЭП от организаций, эксплуатирующих эти коммуникации;

- наряд-допуск на производство работ.

2.3. До начала работ должны быть выполнены следующие работы:

- снять плодородный почвенный слой (толщиной 0,3м);

- забиты вешки по оси трубопровода;

- экскаватор доставлен к месту производства работ.

- земляные работы следует вести на полосе, отводимой во временное пользование.

2.4. Для устойчивой и надежной работы машин и механизмов полоса трассы в зоне их движения должна быть спланирована и по оси трубопровода вновь забиты вешки высотой 1,5 - 2 м с результатами измерений фактической глубины заложения трубопровода (от поверхности земли до нижней образующей) в местах:

- по оси трубопровода через 50м, при неровном рельефе через 25 м.;

- в местах изменений рельефа, в вершинах углов поворота трассы и в местах пересечения с другими подземными коммуникациями;

- на границах разработки грунта вручную;

- перед началом и концом вскрышных работ;

- у линейных задвижек;

- в опасных местах (недостаточное заглубление и т.п.)

2.5. Поперечные профили и размеры разрабатываемой траншеи указаны на рис.1.

2.6. Вскрытие газопровода и разработка траншеи производится одноковшовыми экскаваторами "Комацу" РС-200.

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

2.7. Крутизна откосов траншеи приведена в таблице 1.

Таблица 1.

Грунт	Крутизна откоса (отношение его высоты к заложению) при глубине выемки, м, не более
	1,5	3,0	5,0
Насыпные не слежавшиеся	1:0,67	1:1	1:1,25
Песчаные	1:0,5	1:1	1:1
Супесь	1:0,25	1:0,67	1:0,85
Суглинок	1:0	1:0,5	1:0,75
Глина	1:0	1:0,25	1:0,5
Лёссовые	1:0	1:0,5	1:0,5

Примечание:

1. При напластовании различных видов грунта крутизну откосов назначают по наименее устойчивому виду от обрушения откоса.

2. К не слежавшимся насыпным относят грунты с давностью отсыпки до двух лет для песчаных; до пяти лет - для пылевато-глинистых грунтов.

3. Допуск работников в выемки (работа возле выемок) с откосами, подвергшихся увлажнению, разрешается только после тщательного осмотра лицом, ответственным за безопасности производства работ, состояние грунта откосов и обрушение неустойчивого грунта в местах, где обнаружены «козырьки» или трещины (отслоения)

2.8.Состав бригады приведен в таблице 2.

2.9. Потребность в механизмах, инвентаре и приспособлениях приведена в таблице 3.

Таблица 2.

Наименование	Разряд	Количество
Машинист экскаватора	6	2
Землекоп	2	2

Таблица 3.

Наименование	Тип, марка	Кол-во	Краткая характеристика
Экскаватор одноковшовый гидравлический	"Комацу" РС-200	2	Вместимость ковша -0,8м3
Рулетка в закрытом корпусе		1	Длина -5м
Рейка мерная с сантиметровой шкалой		1	Длина - не менее 3 м
Инвентарная приставная лестница		2	Длина - не менее 4 м

3.1. При капитальном ремонте технологические операции по подъему и укладке газопровода, как правило, выполняют совмещенным способом.

3.2. Технологические параметры ремонтно-строительных потоков при подъеме и укладке газопровода, расстояния между лежками назначают исходя из результатов расчета газопровода на прочность с учетом требований СНиП 2.05.06-85.

3.3. Работы по подъему и укладке ремонтируемого газопровода разрешается выполнять после полного освобождения его от газа, конденсата и получения разрешения диспетчера и заказчика.

3.4. Работы по подъему и укладке газопровода разрешается производить только в присутствии лица, прошедшего проверку знаний в установленном порядке и ответственного за производство работ.

3.5. Перед подъемом газопровода должны быть выполнены все мероприятия, обеспечивающие безопасность его проведения и предотвращающие возникновение аварийных ситуаций.

3.6. Подъем и укладку газопровода следует осуществлять плавно, без рывков и резких колебаний.

3.7. Начало или конец поднимаемого участка газопровода должны находиться от линейных кранов или других мест защемления на расстоянии:

для газопроводов диаметром до 700 мм - не менее 40 м,

700 мм и свыше - не менее 50 м.

3.8. На время длительных остановок и в конце смены газопровод следует укладывать на лежки.

3.9. Работы по очистке поверхности газопровода при ремонте проводят в два этапа:

предварительный - очистка газопровода от старой изоляции;

окончательный - подготовка поверхности газопровода, проводимая после выполнения сварочно-восстановительных работ, перед нанесением нового изоляционного покрытия.

3.10. Очистку газопровода от старой изоляции и продуктов коррозии производят механическим способом специальными резцами, металлическими щетками, тросом (по специальной технологии), а также водяной струёй под давлением.

3.11. В местах, где механизированная очистка невозможна, разрешается очистку наружной поверхности газопровода от старой изоляции выполнять вручную с использованием щеток и скребков. При этом не допускается нанесение царапин, рисок, сколов основного металла и срезание сварных швов.

3.12. Очистка должна обеспечивать последующий визуальный осмотр и приборное обследование поверхности трубопровода.

3.13. После очистки газопровода от старой изоляции и продуктов коррозии приступает к работе комиссия по отбраковке труб.

3.14. Отбраковку труб осуществляют в соответствии с требованиями Инструкции по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов.

3.15. Газопровод на всем протяжении обследуют со всех сторон, т.е. по всему периметру, для выявления характера повреждения стенки трубы. Место дефекта на трубе обводят и нумеруют несмываемой краской.

3.16. Размеры дефекта (глубину, длину, ширину) замеряют. По результатам обследования трубопровода составляют акт.

3.17. После дефектовки трубопровода, выполняются работы по устранению дефектов:

вырез стыков (ВС);

ремонт стыков (РС);

замена трубы (ЗТ);

замена катушек (ЗК);

выполнение захлестов.

Технологические операции по заварке дефектов, резке и сварке стыков катушек выполняют в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.2-136-2007г., СТО Газпром 2-2.3-137-2007г.

3.18. После укладки трубопровода в траншею на проектные отметки, в заболоченных местах устанавливаются балластирующие устройства типа УБО.

3.19. Огневые работы на газопроводе производят в соответствии с требованиями РД 09-364-00"Инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывопожароопасных объектах. М. Госгортехнадзор, 2000г.

Технико-экономические показатели на 100 м3 грунта.

Наименование	Единица изм.	Показатели
		навымет	с погрузкой в транспортные средства
		Группа грунтов
		I	II	I	II
Нормативные затраты труда	в переувлажненных грунтах	чел.- ч	1,5	1,8	1,85	2,2
	в мокрых грунтах (заболоченные)		3,3	-	4,1	-
Продолжительность выполнения работ	в переувлажненных грунтах	смены	0.2	0.23	0.2 0.25	0.3
	в мокрых грунтах (заболоченные)		0.2	-		-
Производительность экскаватора	в переувлажненных грунтах	м3 см	533	444	432	364
	в мокрых грунтах (заболоченные)		485	-	392	-

Продолжительность смены - 8 часов

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

на демонтаж газопровода

при производстве работ на объекте:

«Реконструкция газопровода Миннибаево-Казань на участке от места врезки в существующий газопровод «Уренгой - Центр I» до ГРС Сокуры Ду-1420 мм 7,4 МПа ПК0+00 - ПК1000 (L= 100 000м.)»



Наименование	Кол-во	Примечание
Кран автомобильный КС-55722-3	1
Строп 2СК-1-8,0х7000 (с трубными захватами)	1	Грузоподъемность 16 тн

Наименование груза	Масса, тн	Допустимый коэффициент перегрузки	Масса с учетом допустимой перегрузки, тн	Масса с учетом грузозахватного приспособления, тн	Наибольший допустимый вылет стрелы, м
Труба 1420	3,0	1,03	3,1	3,2	8,0

1. При использовании автокранов для демонтажа труб из траншеи необходимо выполнить следующие условия:

- Произвести расчистку и планировку вдоль трассового проезда на всю длину демонтируемого участка и шириной не менее 6,5м.

- Установить автокран на жёсткие деревянные подкладки, поднять на домкраты и отцентрировать.

- Перед погрузкой труб на плетевоз необходимо присоединить буксирным тросом прицеп к автомобилю, под колеса прицепа и автомобиля подложить противооткатные упоры-башмаки.

- После установки прицепа одеть на крюк двухветвевой строп 2СК-1-8,0х7000 с трубными захватами.

- Зацепить захваты за торцы труб, подать команду машинисту автокрана натянуть стропа, убедиться в надёжности крепления и прилегания захватов к трубе исключающие самопроизвольное соскальзывание при подъёме и погрузке на плетевоз.

Отойти на безопасное расстояние и подать команду на подъём.

- При погрузке труб на транспортные средства рабочим запрещается находиться на раме автомобиля и на прицепе, а водителю плетевоза - в кабине.

- После погрузки труб на плетевоз шоферу необходимо соединить гидро-, пневмо - и электрические системы автомобиля и прицепа между собой.

При производстве работ по подъему, перемещению и укладке труб необходимо соблюдать следующие правила:

лицам, не имеющим прямого отношения к работе, запрещается находиться на месте производства работ и на кранах;

нельзя находиться людям в границах опасной зоны;

запрещается во время подъема труб ударять по стропам и крюку крана;

запрещается стоять, проходить или работать под поднятыми трубами;

запрещается оставлять трубы, лежащими в неустойчивом положении.

Используемые грузозахватные приспособления должны иметь клеймо и бирку с указанием грузоподъемности и даты испытания. При этом необходимо использовать только такие приспособления, которые предназначены для работы с трубами данного диаметра, и в процессе работ следить за их состоянием.

Лица, которые должны следить за работой машин и механизмов, должны периодически осматривать в процессе эксплуатации грузозахватные приспособления:

- через каждые 10 дней - стропы;

через каждые 6 месяцев - траверсы;

через каждый 1 месяц - торцевые захваты.

Грузозахватные приспособления для подъема труб должны предотвращать самопроизвольное отцепление и обеспечивать устойчивость груза во время подъема.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

на сварочно-монтажные работы

при производстве работ на объекте:

«Реконструкция газопровода Миннибаево-Казань на участке от места врезки в существующий газопровод «Уренгой - Центр I» до ГРС Сокуры Ду-1420 мм 7,4 МПа ПК0+00 - ПК1000 (L= 100 000м.)»

1. Общие положения.

1.1. Технологическая карта разработана на сварочно-монтажные работы при ремонте магистральных газопроводов.

1.2. В состав работ рассматриваемых картой, входят:

раскладка труб;

сварка трубопровода;

опускание трубопровода.

2. Организация и технология выполнения работ.

Проведение ремонтных работ

Ремонтные сварочные работы выполняются на участке газопровода ПК0+00 - ПК1000+00 (455 - 555км.) L= 100000м, полностью освобожденном от перекачиваемой среды, в траншее.

Перед выполнением сварочных работ на участке газопровода обязательно проведение следующих мероприятий:

Приказом по ЧП "Ромашка"назначается ответственный за безопасное и качественное проведение работ.

До начала сварочных работ ЧП "Ромашка"обязано оформить в установленном порядке все необходимые допускные документы.

Определяется перечень противопожарных мероприятий при проведении сварочных работ.

В процессе сварки необходимо производить проверку состояния воздушной среды на месте производства сварочных работ.

Согласно требованиям СТО Газпром 2-2.2-136-2007 «Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов» ремонт повреждений осуществляется одним из следующих методов:

зачистка повреждений шлифованием;

заварка (наплавка) коррозионных повреждений;

вырез дефектного участка и вварка катушки.

Зачистка шлифованием

Шлифовка применяется для ремонта участков труб с дефектами типа «потеря металла» (коррозионные дефекты, риски) и «расслоение с выходом на поверхность» Максимальная глубина ремонтируемого дефекта менее 0,1 номинальной толщины стенки. При шлифовке путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма поверхности (уклон перехода от дна раковины к внешней поверхности не круче 1:10), снижена концентрация напряжений.

Обработка поврежденного участка осуществляется при помощи ручных шлифовальных машин. Следует использовать шлифовальные машины, имеющие максимальную мощность 450 Вт, частоту вращения от 8000 до 11000 об/мин. Диаметр шлифовального круга до 230 мм, толщина круга не менее 3 мм. Зернистость от 80 до 50. Во избежание нанесения повреждений в процессе шлифовки между осью круга и обрабатываемой поверхностью должен поддерживаться угол в 45° или больше.

Заварка дефектов

Метод следует применять для ремонта дефектов типа «потеря металла» (коррозионные язвы, риски).

При наплавке должна быть восстановлена первоначальная толщина стенки на местах потери металла с остаточной толщиной не менее 5 мм.

Технология дуговой наплавки дефектных участков. Способ сварки - РДН - ручная дуговая наплавка покрытыми электродами. Наименование НД - СТО Газпром 2-2.2-137-2007 «Инструкция по технологии сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов часть II». Тип шва: наплавка единичных дефектов

- вертикальная снизу вверх;

- односторонняя наплавка;

- без зачистки корня шва наплавляемые с предварительным подогревом.

Сварочные материалы: электроды с основным покрытием Э50А Э60.

Первый наплавочный и контурный слой 2,5-3,25 мм, заполняющий облицовочный 4 мм. Типоразмер: труба Ду 1420 мм;

Сварочное оборудование: сварочный агрегат (АС 81). Остаточная толщина стенки трубы (не менее 5 мм), измеряется ультразвуковым толщинометром. Заварку производиться при полностью освобожденном от газа в трубопроводе. Перед заваркой (наплавкой) дефектное место обрабатывается механическим способом до полного удаления продуктов коррозии и возможных поверхностных микротрещин. Прилегающие к каверне участки трубы зачищаются до металлического блеска на ширину 15 мм.

Сварку следует выполнять валиками шириной не более 20 мм, высотой 3-4 мм с взаимным перекрытием не менее 3 мм.

Контурный шов должен выполняться с колебаниями перпендикулярно к граничной линии, с шириной 6- 12мм, иметь плавный переход к основному металлу при полном отсутствии подрезов.

После завершения сварки дефектного участка поверхность облицовочного и контурного слоев должна быть обработана шлифкругом до ровной поверхности, и иметь усиления 0,5- 1,0мм.

Вырезка дефектов с заменой трубы

Вырезке подлежат участки газопровода со следующими дефектами:

- дефекты с размерами более величин допустимых к ремонту шлифовкой или сваркой;

- вмятины, гофры;

- трещины любых размеров;

- скопление каверн в виде сплошной сетки.

На месте вырезанных участков ввариваются катушки или трубы. Сварочные работы должны выполняться в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.2-136-2007. Перед сборкой необходим визуальный осмотр поверхностей труб и деталей трубопроводов. Если обнаружен дефект, то необходим соответствующий ремонт:

а) царапины, риски и задиры на трубах и деталях трубопроводов глубиной выше 0,2 мм, но не более 5% от толщины стенки устраняют шлифованием; при этом толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусового допуска;

б) вмятины на концах труб глубиной до 3,5% от диаметра трубы исправляют с

применением безударных разжимных устройств.

Правку вмятин на концах труб из сталей с нормативным значением временного сопротивления разрыву 55 кгс/мм2 и более, не зависимо от температуры окружающего воздуха, следует выполнять с предварительным местным подогревом до 150-200° С; для труб из менее прочных сталей правка вмятин на их концах допускается без подогрева при положительных температурах окружающего воздуха и с подогревом до 100-150°С при отрицательных температурах окружающего воздуха.

Трубы с царапинами, рисками и задирами глубиной более 5% от толщины стенки, вмятинами с глубиной, превышающей 3,5% от диаметра трубы, или с забоинами фасок глубиной более 5 мм ремонту не подлежат, а дефектные участки труб обрезают.

Для сварки кольцевых стыков при капитальном ремонте с заменой трубы газопровода ПК0+00 - ПК1000+00 (455 - 555км.) L= 100000м на всем протяжении, применять электроды с основным покрытием для ручной дуговой сварки поворотных и неповоротньгх стыков труб. На электроды имеются сертификаты качества завода изготовителя.

Электроды следует хранить в помещениях, в которых приняты меры, предупреждающие увлажнение сварочных материалов.

Сварочные материалы следует хранить при температуре не ниже +150? С и относительной влажности воздуха не более 60%.

Электроды непосредственно перед сваркой должны быть прокалены (просушены), при этом температуру и время прокалки следует выдерживать согласно рекомендации завода-изготовителя, нанесенной на пачке электродов, а при ее отсутствии согласно СТО Газпром 2-2.2-136-2007.

Электроды следует доставлять к месту проведения работ в объемах, обеспечивающих потребность одной смены. Оставшиеся неиспользованными электроды перед применением на следующий день следует вновь прокалить (просушить).

Одной из наиболее ответственных технологических операций, требующих жесткого контроля при выполнении сварки неповоротных стыков в линейном строительстве, является предварительный подогрев стыкуемых торцов труб, выполняемый перед прихваткой или сваркой.

Если предварительный подогрев не предусматривается, тогда производится просушка торцов труб нагревом до 20-50°С при:

- наличие влаги на кромках;

- температуре воздуха ниже +5°С, если труба имеет нормативный предел прочности 55 кгс/мм2 и выше.

Ширина зоны подогрева непосредственно перед прихваткой и сваркой не менее 150 мм (±75мм от линии стыка). Ширина зоны подогрева, выполняемого при подготовительных работах не менее 300 мм (±150 мм от линии стыка). Подготовка и сборка стыков труб должны осуществляться в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.2-136-2007.

Смещение кромок электросварных труб не должно превышать 20% от минимальной толщины стенки трубы, но не более 3 мм.

Сборка без специальной подготовки кромок разрешается при разнице толщин стыкуемых труб не более 3,0 мм.

При сборке стыков на наружных центраторах количество прихваток равномерно распределяемых по периметру трубы, и их длина должна быть:

для труб диаметром 1020мм не менее 3-х прихваток длиной каждая 100-200 мм

При производстве сварочных работ применяются только те технологии, которые:

- регламентированы СТО Газпром 2-2.2-136-2007;

- аттестованы в установленном порядке;

- зафиксированы в технологической карте. Запрещается осуществлять сварку с применением любых присадок.

Особенности технологии сварки неповоротных стыков:

- сварной шов облицовочного слоя должен перекрывать основной металл в каждую сторону на 3 ± 0,5 мм и иметь усиление 1-3 мм;

- подварку изнутри трубы следует выполнять до начала сварки первого заполняющего слоя шва. Запрещается выполнять подварку способом "на спуск". Подварочный слой шва должен иметь ширину 8-10 мм и усиление 1-3 мм;

При поточно-расчлененном способе сварки головное звено в составе:

№ п\п	Состав головного звена	Кол-во
1	Бригадр	1
2	Машинист трубоукладчика	1
3	Слесарь	2
4	Машинист передвижной электростанции	1
5	Бульдозерист	1
6	Электросварщики	2

выполняет работы по подготовке и сборке стыков труб со следующими особенностями организации работ:

- подвоз очередной трубы входит в обязанность машиниста трубоукладчика и одного из слесарей;

- устанавливать центратор на секцию должны бригадир, слесарь и машинист трубоукладчика;

- после установки центратора выполняется предварительный подогрев концов стыкуемых труб (бригадир и слесарь);

- после подогрева и замеров температуры производится центровка стыка и установка зазора. Зазор рекомендуется устанавливать без прихваток.

Секцию устанавливают так, чтобы минимальный зазор был в верхней точке стыка. Затем при помощи трубоукладчика регулируют зазор в нижней точке стыка, он не должен превышать 3,5 мм. Начальный зазор на вертикальных участках стыка должен быть одинаковым, что достигается движением стрелы трубоукладчика "от себя" или "на себя". Машинист трубоукладчика по команде бригадира опускает свободный конец секции на величину, соответствующую достижению конечного равномерного зазора по всему периметру стыка

- сварку корневого слоя выполняют одновременно 2 сварщика;

- операцию зачистки и шлифовки корневого слоя шва выполняют после окончания сварки корневого шва;

- сварку подварочного слоя выполняет один сварщик после сварки корневого слоя шва;

- заполняющий слой выполняет вторая пара сварщиков;

- после завершения сварки заполняющего слоя трубоукладчик плавно поднимает секцию вверх и под ее свободный конец подкладывают инвентарную лежку. Затем секция плавно опускается, и трубоукладчик направляется за следующей трубой;

- облицовочный слой шва выполняют те же 2 сварщика, которые выполняли заполняющий слой;

- центратор снимается и перемещается к месту сборки следующего стыка;

-первая пара сварщиков переходит к следующему стыку для сварки корневого слоя шва. Перед сваркой необходимо провести входной контроль труб и исправить

обнаруженные дефекты на поверхности и свариваемых кромках.

Сварку стыка производят в следующем порядке:

корневой слой;

подварочный слой шва;

заполняющий слой;

облицовочный.

Для обеспечения требуемого уровня качества сварных соединений трубопровода необходимо произвести:

- проверку квалификации сварщиков;

- контроль исходных материалов, труб и трубных заготовок, запорной и распределительной арматуры (входной контроль);

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

- визуальный контроль (внешний осмотр) и обмер готовых сварных соединений;

- проверку сварных швов неразрушающим методом контроля;

- механические испытания сварных соединений.

Все сварные стыки газопровода подлежат 100% контролю радиографическим методом.

Резка труб в трассовых условиях

К работе с аппаратурой для ручной машинной кислородной и плазменной резки и е ремонту допускают квалифицированных резчиков, знающих, устройство, правила обслуживания и ремонта аппаратуры. Независимо от наличия удостоверения резчик должен сдать экзамен по техминимуму квалификационной комиссии монтажного управления.

Механизированная резка труб выполняется газорезательной машиной "Орбита-2".

Перед резкой следует удалить из трубы на участке длиной не менее 0,5-1,0 м снег и грязь, так как наличие влаги ухудшает качество реза и структуру металла кромки.

Разрезаемый участок трубы шириной 50-100 мм по периметру необходимо тщательно зачистить механической или ручной проволочной щеткой. На поверхности трубы не должно быть слоя праймера, следов изоляции, окалины, ржавчины, пыли, масляных и жировых загрязнений. Резка неочищенного металла приводит к значительному снижению производительности процесса, ухудшению качества поверхности реза.

Скорость резки и давление кислорода должны соответствовать табл.



Толщина металла, мм	Режимы машинной резки при применении
	ацетилен	пропан
	Скорость резки, мм/мин	Давление кислорода, МПа	Давление горючего газа МПа	Скорость резки, мм/мин	Давление кислорода, МПа	Расход горючего газа
5-10 10-20 20-30	600-400 500-400 400-350	0,35-0,4 0,4-0,5 0,5-0,7	0,04-0,045 0,04-0,045 0,045-0,05	500-400 400-300 300-350	0,4-0,45 0,45-0,55 0,55-0,75	25-55 35-45 45-55

Резку начинают прожиганием в теле трубы отверстия следующим образом: резак подводят к месту пробивки отверстия, зажигают горючую смесь резака, разогревают место пробивки до температуры воспламенения в струе кислорода и постоянно включают подачу режущего кислорода.

После пробивки отверстия включают привод перемещения резака по периметру трубы.

Резку труб производят по замкнутому периметру трубы, начиная с нижнего положения.

В процессе резки необходимо следить за соблюдением выбранного режима, т.е. сохранять неизменными состав смеси, расстояние между мундштуком резака и металлом, скорость резки, давление газов.

Шероховатость кромки реза не должна превышать 0,16 и 0,32 мм при толщине разрезаемого металла соответственно 5-15 и 16-30 мм, что соответствует 3-му классу по ГОСТ 14792-80.

Перед сваркой после машинной газокислородной резки необходимо тщательно удалить с кромки реза грат и окалину.

По кромкам после машинной газокислородной резки разрешается выполнять ручную дуговую сварку электродами с основным видом покрытия, автоматическую сварку под флюсом по ручной подварке (новая труба).

Резка труб при отрицательных температурах окружающего воздуха может сопровождаться появлением трещин в кромке реза.

Во избежание образования трещин и получения более пластичного металла у линии реза в зависимости от состава стали, толщины металла, режима резки необходимо применять предварительный подогрев.

Необходимость подогрева, выбор температуры подогрева для машинной кислородной резки определяется в зависимости от:

эквивалента углерода стали;

вида используемого газа (ацетилена, пропана).

Правку концов труб после кислородной резки металла с нормативным значением временного сопротивления разрыву до 540 МПа при положительных температурах воздуха можно выполнять без подогрева; при отрицательных температурах окружающего воздуха перед правкой необходим подогрев до 150-200°С.

При замерзании рукавов и редуктора кислородного баллона их следует отогревать горячей водой с последующей продувкой воздухом и протиркой с внешней стороны. Вода и воздух не должны иметь примеси жиров и масел.

Ремонт сварных соединений.

Ремонт участков сварных швов, имеющих дефекты, осуществляют путем их вышлифовки с помощью абразивных кругов с последующей заваркой ручной дуговой сваркой в соответствии с СП 86.13330.2012. "

Примечания:

1Допускается удалять с помощью газовой резки участки, имеющие дефекты,с последующей зачисткой мест реза абразивным инструментом.

2.Удаление участков сварных швов, имеющих дефекты, с помощью газовой резки или воздушно-дуговой строжки допускается только при длине участков не менее 200 мм и сварных соединений из сталей всех уровней прочности, кроме сталей термического упрочнения. Если после ремонта по периметру стыка обнаружены не удаленные дефекты,

разрешается их дополнительная вышлифовка с последующей заваркой. Повторный ремонт одного и того же дефекта не разрешается.

Ремонт сварных швов стыков труб диаметром до 1020 мм выполняют только снаружи, а труб диаметром более 1020 мм - как снаружи, так и изнутри в зависимости от глубины залегания дефектов.

Ремонт сварных стыков снаружи трубы осуществляют, если недопустимые дефекты расположены в заполняющих и облицовочном слоях шва.

Трубопровод ремонтируют изнутри, если недопустимые дефекты расположены в корневом слое шва, горячем проходе и подварочном слое шва. В этих случаях вышлифовка дефектного участка трубы должна вестись шлифовальной машинкой с напряжением не более 36 В. Место расположения дефекта определяет и отмечает дефектоскопист ПИЛа.

Места ремонта и номер ремонтируемого стыка трубы указываются

несмываемой краской.

Разметку для последующей вышлифовки участков сварного шва с дефектами снаружи трубы выполняют таким образом, чтобы длина вышлифованных участков сварного шва превышала длину исправляемого дефектного участка не менее чем на 30 мм в каждую сторону.

Разметку участков сварного шва, имеющего дефекты изнутри трубы, проводят с помощью кольцевого шаблона с нанесенными делениями, которые соответствуют показаниям мерного пояса.

Как и при наружном ремонте, длина удаляемых участков сварного шва изнутри трубы должна превышать размеры исправляемого дефектного участка не менее чем на50 мм в каждую сторону. Разделка выбранных под сварку участков с дефектами должна соответствовать виду дефекта и обеспечивать качество выполнения сварочных работ. Ширина выбранного участка сварного шва с дефектом зависит от толщины стенки свариваемых труб.

Толщина стенки трубы, мм	Ширина удаляемого участка, мм
До5	До 8
Свыше 5-10	10-12
Более 10	13-20

Глубину выбранного участка определяют глубиной замеченного дефекта. Перед выполнением сварочных ремонтных работ следует в зоне сварки удалить ржавчину и влагу, а также следы изоляции. Ремонт одного стыка разными сварщиками запрещается.

Все отремонтированные участки стыков должны быть подвергнуты внешнему осмотру, радиографическому контролю и удовлетворять требованиям СТО Газпром 2-2.2-136-2007, СП 86.13330.2012.

Метод контроля	Наименование НД	Объем контроля
Визуальный и измерительный	РД 558-97	100%
Радиографический контроль	ГОСТ 7512-82	100%
Ультразвуковой контроль	ГОСТ 14782-86	100%

После ремонта дефектного участка составляется акт выполненных работ за подписью ответственного производителя работ за подготовку и проведение работ от ЧП "Ромашка"и инженера технадзора.

Результаты проверки сварных швов (наплавленного металла) физическими методами необходимо оформлять в виде заключения.

Организации работ при ликвидации технологического захлеста

показана на рис.1



Рис. 1. Схема организации работ при ликвидации технологического

захлеста:

1 - трубоукладчик; 2 - сварочная установка; 3 - аппаратура для резки; 4 - центратор наружный; 5 - машина для обрезки труб.

Организации работ при врезке катушки показана на рис. 2

Рис. 2. Схема организации работ при врезке катушки:

1 - трубоукладчик; 2 - сварочная установка; 3 - аппаратура для резки; 4 - центратор наружный; 5 - газорежущая машинка.

В качестве источника питания для сварки стыков используют сварочные 4-х постовые установки ДЭС - 100 .

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

на переизоляцию газопровода механизированным способом с применением комбинированного битумно-полимерного антикоррозионного покрытия на основе мастики «Транскор-Газ»

при производстве работ на объекте:

«Реконструкция газопровода Миннибаево-Казань на участке от места врезки в существующий газопровод «Уренгой - Центр I» до ГРС Сокуры Ду-1420 мм 7,4 МПа ПК0+00 - ПК1000 (L= 100 000м.)»

1. Область применения

1.1. Данная технологическая карта разработана на комплекс работ по нанесению механизированным способом комбинированного битумно-полимерного антикоррозионного покрытия на основе мастики «Транскор-Газ».