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

1.2. При разработке технологической карты в соответствии с утвержденными ОАО «Газпром» Временными техническими требованиями от 03.06.2003 г. и Заключением комиссии по изоляционным покрытиям от 09.01.2004 г. принята следующая конструкция защитного покрытия:

битумно-полимерная грунтовка «Транскор-Газ» по ТУ 5775-005-32989231-2010;

битумно-полимерная мастика «Транскор-Газ» по ТУ 5775-004-32989231-2010;

сетка стеклянная армирующая типа ССТ-Б 3.4Ч3.4-120(45) по ТУ 2296-010-00205009-2005

обертка защитная на основе термоусаживающейся ленты ДРЛ-Л по ТУ 2245-032 - 46541379-2005.

1.3. В состав работ, предусматриваемых картой, входят:

разработка грунта под трубой;

механизированная подготовка (очистка) поверхности участка трубы, подлежащего переизоляции;

подготовка участков существующего покрытия, граничащих с участком, подлежащим переизоляции;

подогрев (при необходимости) участка, подлежащего переизоляции, газовыми горелками (техническим феном);

нанесение битумно-полимерной грунтовки;

механизированное нанесение битумно-полимерной мастики с армированием стеклянной сеткой ССТ-Б и защитной оберткой;

пооперационный контроль качества выполнения работ и контроль качества готового покрытия.

2. Подъем, укладка и очистка газопровода от старой изоляции

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

2.2. 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.

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

2.4. Для обеспечения безопасного проведения работ давление оставшегося в трубопроводе газа должно находиться в пределах 00Па.

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

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

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

2.8. 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,

- для газопроводов диаметром 700 мм и свыше - не менее 50 м.

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

2.10. 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.

2.11. 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.

2.12. 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.

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

2.21. Изоляционно-укладочные работы при капитальном ремонте магистральных газопроводов выполняют в следующей последовательности:

окончательная очистка газопровода;

нанесение грунтовки (праймера);

нанесение нового изоляционного покрытия;

укладка газопровода на дно траншеи.

2.22. Степень очистки наружной поверхности газопровода перед нанесением нового изоляционного покрытия отечественного производства должна отвечать требованиям ВСН 008-88, ГОСТ 9.402-2004.

2.23. Степень очистки наружной поверхности газопровода перед нанесением изоляционных покрытий импортного производства должна отвечать требованиям, указанным в технических условиях на эти покрытия.

2.24. При выполнении изоляционно-укладочных работ газопровод укладывают в траншею совмещенным способом, при котором работы по очистке, изоляции и укладке трубопроводов производят в едином технологическом потоке.

2.25. Изоляционные покрытия наносят на подготовленную и загрунтованную поверхность газопровода механизированным способом.

2.26. До начала изолировочных работ необходимо выполнить следующие организационно-технические мероприятия:

Назначить лиц, ответственных за качественное и безопасное производство работ;

Назначить лицо ответственное за безопасное производство работ кранами-трубоукладчиками;

Провести инструктаж членов бригады по технике безопасности;

Разместить в зоне производства работ необходимые машины, механизмы и инвентарь;

Установить в зоне производства работ вагончик для хранения изоляционных материалов, инструмента, инвентаря и отдыха рабочих.

2.27. Для выполнения комплекса работ, предусматриваемых п.1.3., необходимо следующее оборудование:

№ п\п	Изоляционное оборудование	Кол-во
1	Машина подкапывающая ПТ-НН -1420П	1
2	Машина предварительной очистки ПТ-НН -1420ПО	1
3	Машина финишной очистки ПТ-НН -1420 МФО	1
4	Машина грунтовочная ПТ-НН -1420Г	1
5	Машина изоляционная ПТ-НН -1420ИРМ	1
6	Агрегат нагревательный АН	1
7	Котлы для разогрева битума ПТ-НН 3300К	2
8	Установка для сушки трубопровода СТ-1224	1
9	Троллейные подвески РТП-1420РС	5
10	Электростанция ДЭС 100	2
11	Термоконтейнер для изоляционных материалов ПТ-НН ТК	1
12	Сани для изоляционных материалов	1

2.28. Для выполнения работ по механизированной подготовке поверхности труб и нанесению изоляции необходимо, чтобы зазор между трубопроводом и поверхностью земли составлял не менее 0,6м. Это достигается за счет работы подкопочной машины.

2.29. Подготовка (очистка) поверхности труб.

2.29.1. Подготовка (очистка) поверхности участка трубы, подлежащего переизоляции, выполняется очистными машинами. Поверхность должна быть очищена от старой изоляции, грязи, ржавчины, неплотно сцепленной с металлом окалины, пыли, наледи, земли, обезжирена от копоти и масла и осушена. После очистки на поверхности трубы не должно быть окалины и следов коррозии, поверхность должна быть серого цвета с металлическими проблесками. Подготовленная поверхность должна соответствовать требованиям к степени очистки не ниже 3 по ГОСТ 9.402-2004.

2.30. Подготовка участков существующего покрытия, граничащих с переизолируемым участком.

2.30.1. Для подготовки по 1 м в обе стороны от границ переизолируемого участка с существующего покрытия снимается защитная обёртка, производится удаление грязи, пыли и просушивание изоляционной ленты.

2.31. Подготовка и нанесение грунтовки

2.31.1. Каждая партия грунтовки "Транскор-Газ" должна пройти входной контроль качества на соответствие техническим требованиям ТУ 5775-005-32989231-2010 (Таблица 1).

Таблица 1.

№ п/п	Наименование показателя и единицы измерения	Норма	Метод контроля	Оборудование, инструмент
1	Цвет	Черный		Визуально
2	Вязкость по ВЗ-4 при 20°С, с	25±5	ГОСТ 8420-74	Вискозиметр



2.31.2. Хранение грунтовки должно осуществляться в закрытых, не отапливаемых помещениях или под навесом, при температуре не ниже минус 40 и не выше 50С.

2.31.3. Температура грунтовки " Транскор-Газ " при нанесении должна быть в пределах от 10°С до 30°С. В зимнее время для поддержания грунтовки в указанном интервале температуры необходимо применять беспламенный ее подогрев.

2.31.4. При применении концентрата для приготовления грунтовки нормированной вязкости необходимо разбавить концентрат бензином (БР-1, Б-70, Нефрас, А-76, АИ-92) в соотношении: 1:0,5 (по весу) или 1:0,7 (по объёму) учитывая плотность бензина (0,70-0,75 г/см3) и тщательным перемешиванием довести до получения однородной массы, требуемой вязкости. Использование этилированного бензина и дизельного топлива в качестве растворителя запрещается.

2.31.5. Грунтовку "Транскор-Газ" следует нанести на поверхность трубы непосредственно после очистки. При температуре воздуха ниже 10С поверхность трубопровода необходимо подогреть до температуры не ниже 15С (но не выше 50С).

2.31.6. Для нанесения грунтовки следует применять грунтовочную машину. В недоступных для машинного нанесения местах нанесение грунтовки выполняется вручную по отдельной согласованной технологической карте.

2.31.7. Грунтовка, наносимая на подготовленные поверхности переизолируемого и граничащих участков существующей изоляции, должна покрывать всю поверхность ровным слоем. Пропуски, подтеки, сгустки, и вздутия грунтовки не допускаются. Для равномерного нанесения грунтовки (праймера) на поверхность трубы изоляционная машина должна быть оснащена растирающим полотенцем.

2.32. Подготовка и нанесение мастичного слоя, армирующей сетки и обертки.

2.32.1. Каждая партия мастики "Транскор-Газ" должна пройти входной контроль качества на соответствие техническим требованиям ТУ 5775-004-32989231-2010 (Таблица 2).

Таблица 2.

№ п/п	Наименование показателя и единицы измерения	Норма	Метод и объёмы контроля	Оборудование, инструмент
1	Соответствие данных паспортов, сертификатов требованиям ТУ 5775-004-32989231-2010		100% каждую партию
2	Однородность - отсутствие сгустков, посторонних включений и не покрытых мастикой частиц наполнителя		Выборочно 10-15 упаковок из партии, количеством не более 100 упаковок	Визуально по сколу образца

2.32.2. Мастика должна храниться в закрытых помещениях, исключающих попадание прямых солнечных лучей, растворителей и влаги, на расстоянии не менее 1 м от нагревательных приборов или иных источников тепла.

2.32.3. Приготовление мастики производят в специальных котлах КАПЭ-3300 или УБК-81.

2.32.4. На объект ремонта мастика «Транскор-ГАЗ» может поставляться в разогретом виде при температуре 180°185°С автогудронаторами или другими машинами, снабженными бункертермосами и мешалками и должна быть использована в течение одной смены. Возможен также разогрев мастики на месте в котлах КАПЭ до температуры 180°185°С.

2.32.5. Мастика, доставленная на место производства работ в гудронаторах, должна быть использована в течение одной смены. В конце смены гудронатор должен быть полностью освобожден от мастики.

2.32.6. Для армирования мастики должна применятся сетка стеклянная армирующая типа ССТ-Б 3.4Ч3.4-120(45) ТУ 2296-010-00205009-2005. Сетка должна соответствовать техническим требованиям ТУ (таблица 3).

Таблица 3.

Наименование показателей	Метод и объём контроля	Приборы и инструменты контроля
Соответствие данных паспортов, сертификатов требованиям ТУ 2296-010-00205009-2005.	100% каждую партию
Отсутствие в рулонах телескопического сдвига слоёв. Плотность намотки. Ровность торцов.	Выборочно 15-20 рулонов из партии, количеством не более 100 упаковок	Рулетка, мерная лента

2.32.7. В качестве обертки применяется лента термоусаживающаяся ДРЛ-Л ТУ 2245-032-46541379-2005. Каждая партия ленты должна пройти входной контроль на соответствие техническим требованиям ТУ (таблица 4).

Таблица 4

№п/п	Наименование показателя, единица измерения	Метод и объём контроля	Метод испытания
1.	Соответствие данных паспортов, сертификатов требованиям ТУ 2245-032-46541379-2005.	100% каждую партию
2.	Толщина, мм	0,7+0,1	Рулетка, мерная лента
3.	Ширина, мм	450+5	Рулетка, мерная лента
4.	Внешний вид	Лента не должна иметь дефектов (пузырей, отверстий, включений)	п.4.3. ТУ
5.	Отсутствие в рулонах телескопического сдвига слоёв. Плотность намотки. Ровность торцов.	Выборочно 15-20 рулонов из партии, количеством не более 100 упаковок	Рулетка, мерная лента

2.32.8. Ленту хранят в рулонах в закрытых помещениях, исключающих попадание прямых солнечных лучей, на расстоянии не менее 1 м от нагревательных приборов при температуре не выше 35°С. Допускается хранение ленты в не отапливаемом складском помещении при температуре до минус 30°С не более 1 месяца.

2.32.9. При температуре окружающего воздуха ниже плюс 100С рулоны термоусаживающейся ленты перед нанесением должны выдерживаться в теплом помещении (вагончике) при температуре не ниже +200С и не выше +450С в течение не менее 48часов. В зимнее время рулоны ленты при проведении изоляционных работ должны постоянно находиться в вагончике при температуре не ниже +200С.

2.32.10. При транспортировке и хранении положение рулонов - вертикальное, высота штабеля не более 1,5 м.

2.32.11. На нанесённый слой грунтовки наносят предварительно разогретую до температуры 180°-185°С мастику, армирующую сетку типа ССТ-Б и обертку ДРЛ-Л изоляционной машиной. В недоступных для машины местах нанесение мастики, армирующей сетки типа ССТ-Б и обертки ДРЛ-Л выполняется вручную по отдельной согласованной технологической карте.

2.32.12. Армирующую стеклянную сетку «ССТ-Б» и обертку "ДРЛ-Л" необходимо наносить на горячую битумно-полимерную мастику путём спиральной намотки при ширине нахлёста смежных витков, равной плюс 3 см. Термоусаживающаяся лента должна плотно облегать трубу с нанесённым мастичным слоем без складок и гофр, под лентой не должно быть пустот.

2.32.13. Через каждые 100 метров производиться проверка толщины нанесённого покрытия магнито - вихревым дефектоскопом (толщиномер) МВД-2МК,а также в местах вызывающих сомнение. Толщина покрытия должна быть не менее 3,5мм.

2.32.14. Перед опусканием заизолированного участка на дно траншеи производится проверка на сплошность искровым дефектоскопом Крона 2ИМ с электрическим напряжением 5Кв/мм.

2.32.15. Перед засыпкой трубопровода произвести контроль адгезии, адгезиметром СМ - 1 не менее, чем в 3-х точках по периметру трубы и через каждые 500 метров.

При этом адгезионня прочность покрытия на сдвиг при температуре 20°С, должна быть не менее 0,2МПа.

2.32.16. Все данные по контролю качества изоляционного покрытия (толщина покрытия, сплошность, адгезия) постоянно заносятся в журнал изоляционно-укладочных работ графа №7, подпись ответственного за контроль в графе№8, в графах №№ 9,10,11 - подписи ответственных и проверяющих лиц за качество изоляции на соответствие проекту.

2.32.17. Готовое покрытие до засыпки трубопровода должно соответствовать техническим требованиям, приведенным в (таблице 6.)

Таблица 6

№ п/п	Наименование показателя	Норма	Метод испытания
1.	Толщина битумно-полимерной мастики с армирующей сеткой, мм, не менее	3	Толщиномер
2.	Общая толщина покрытия, мм, не менее	3,5	Толщиномер
3.	Ширина нахлеста смежных витков обертки, не менее	+ 3 см	Линейка
4.	Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении, Кв/мм, не менее	5,0	Искровой дефектоскоп
5.	Адгезионная прочность покрытия: - методом сдвига при 20°С, МПа, не менее,	0,2	ГОСТ Р 51164-98 Приложение Б, метод Б

2.33. Ремонт дефектов готового покрытия

2.33.1. Для устранения повреждений покрытия, обнаруженных или возникших при контроле качества готового покрытия необходимо выполнить работы по технологии, приведенной в отдельной согласованной технологической карте по ручному нанесению покрытия на основе мастики «Транскор-Газ».

2.33.2. Засыпку заизолированного участка производить не позднее 30 минут.

3. Подъем, укладка и очистка газопровода от старой изоляции

Методы производства ремонтных работ

2.34. Капитальный ремонт ЛЧМГ производится следующими методами:

2.34.1. I метод - ремонт газопровода методом сплошной переизоляции.

Может осуществляться в траншее (рисунок 1) или с подъемом на берму траншеи (рисунок 2);

2.34.2. II метод - замена участка газопровода на участок из новых труб с демонтажем старого*;

2.34.3. III метод - выборочный ремонт локальных участков газопровода по данным диагностики.

Рисунок 1 - Принципиальная технологическая схема капитального ремонта газопровода в траншее

1 - бульдозер; 2 - вскрышной экскаватор; 3 - подкапывающая машина; 4 - трубопровод; 5 - трубоукладчик; 6 - машина предварительной очистки; 7 - электростанция; 8 - пост отбраковки труб; 9 - сварочный пост; 10 - лаборатория контроля качества сварных соединений; 11 - инвентарные опоры; 12 - машина окончательной очистки; 13 - оборудование подогрева трубопровода; 14 - грунтовочная машина; 15 - изоляционная машина; 16 - лаборатория контроля качества изоляционного покрытия; 17 - машина для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод; 18 - экскаватор засыпки.

Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема капитального ремонта газопровода на берме траншеи

1 - бульдозер; 2 - вскрышной экскаватор; 3 - трубопровод; 4 - трубоукладчик; 5 - электростанция; 6 - машина предварительной очистки; 7 - пост отбраковки труб; 8 - сварочный пост; 9 - лаборатория контроля качества сварных соединений; 10 - инвентарные опоры; 11 - машина окончательной очистки; 12 - оборудование подогрева трубопровода; 13 - грунтовочная машина; 14 - изоляционная машина; 15 - лаборатория контроля качества изоляционного покрытия; 16 - экскаватор засыпки.

2.35. Ремонт газопровода по I методу осуществляется в следующей технологической последовательности:

2.35.1. - уточнение оси газопровода;

2.35.2. - снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка трассы в зоне действия ремонтно-строительного потока;

2.35.3. - вскрытие газопровода;

2.35.4. - удаление старой изоляции с поверхности участка газопровода;

2.35.5. - отбраковка труб - определение мест расположения, типа и параметров дефектов труб и сварных соединений и при необходимости их ремонт или замена;

2.35.6. - подготовка поверхности участка газопровода перед нанесением нового изоляционного покрытия;

2.35.7. - нанесение грунтовки;

2.35.8. - нанесение нового изоляционного покрытия;

2.35.9. - укладка газопровода на дно траншеи, балластировка газопровода (при необходимости);

2.35.10. - засыпка отремонтированного газопровода;

2.35.11. - восстановление средств ЭХЗ (КИП, анодные заземления и т.д.) и знаков закрепления трассы;

2.35.12. - техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

2.36. Технология производства работ по II методу аналогична технологии строительства нового газопровода.

2.36.1. Работы при параллельной прокладке участка осуществляются в два этапа:

2.36.2. - на первом этапе прокладывается новый участок газопровода параллельно действующему;

2.36.3. - на втором этапе новый участок подключается к действующему газопроводу.

2.36.4. При этом возможны два варианта подключения:

а) при невозможности остановки работы участка действующего газопровода подключение осуществляется с использованием технологии врезки под давлением в действующий газопровод в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-116;

б) отключается действующий участок газопровода, и после освобождения газа новый участок подключается к действующей системе.

2.37. Заменяемый участок газопровода подлежит демонтажу, включая очистку, отбраковку разрезку и складирование труб на площадку УМГ.

2.38. Ремонт газопровода по III методу выполняется в соответствии с ВСН 39-1.10-006-2000 [5].

2.38.1. При ремонте газопроводов, временное отключение которых невозможно, используется технология врезки под давлением в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-116. При использовании этой технологии возможен вариант временной прокладки параллельного участка газопровода, в том числе меньшего диаметра, проведение необходимого объема ремонтных работ на отключенном участке действующего газопровода с последующим демонтажем параллельного участка.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

на балластировку трубопровода утяжелителями типа УБО-М-1420-2,3-12,5-т 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. Технологическая карта разработана на балластировку утяжелителями типа УБО-М-1420-2,3-12,5-т газопровода Ш1420 мм в пределах высокого уровня стояния грунтовых вод. Железобетонные утяжелители изготовлены по ТУ 51-04-97.

1.2. Утяжелитель типа УБО-М-1420-2,3-12,5-т состоит из двух железобетонных блоков и двух синтетических соединительных поясов.

1.3. В состав работ, рассматриваемых картой, входят:

подвозка и раскладка комплектов утяжелителей вдоль траншеи;

укладка на поверхность трубопровода предохранительных ковриков;

установка утяжелителей на газопровод.

2. Организация и технология выполнения работ

2.1. Балластировку трубопровода следует выполнять в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

СНиП III-42-80*. Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы;

ВСН 39-1.9-003-98. Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных трубопроводов.

2.2. До начала работ следует:

назначить лиц ответственных за качественное и безопасное производство работ;

назначить лицо ответственное за безопасное производство работ кранами-трубоукладчиками;

проинструктировать рабочих по технике безопасности и производственной санитарии;

обеспечить рабочих необходимым оборудованием, инструментом, инвентарем, приспособлениями, средствами первой медицинской помощи, противопожарным оборудованием, а также спецодеждой;

проверить грузозахватные приспособления;

подготовить площадки для складирования утяжелителей;

создать запас комплектов утяжелителей;

проверить качество изоляционно-укладочных работ.

2.3. Монтаж на трубопровод.

2.3.1. Перевозка утяжелителей производится автотранспортом, установка в кузов в нерабочем (горизонтальном) положении. Погрузка, перевозка и разгрузка утяжелителей производить, соблюдая меры, исключающие возможность их повреждения. Разгрузка утяжелителей сбрасыванием запрещается.

В местах установки утяжелителя на изолированный трубопровод для защиты изоляции от механических повреждений, под УБО-М-1420-2,3-12,5-т применять нетканный иголопробивной материал или футеровочные маты МФ-2-1420 - 3200Ч1800Ч3,5мм., изготовленные по ТУ 51-31323949-88-2002

Длина коврика должна обеспечивать свисание его концов на 200 мм ниже горизонтальной осевой плоскости трубопровода и по ширине коврик должен выступать по 200 мм за торцевые грани утяжелителя. Для повышения технологичности монтажа в обводненной траншее коврики рекомендуется наклеивать на опорные участки утяжелителей шириной не менее 500 мм с каждой стороны до укладки его на трубопровод.

2.3.2. Навешивание утяжелителей на трубопровод производить в собранном виде (с закреплённым поясами) посредством специальных траверс рис.1.

2.3.3. Установку утяжелителей на трубопровод необходимо производить осторожно, без рывков и качаний, чтобы исключить возможность повреждения изоляции трубопровода.

2.3.4. Засыпку траншеи до дневных отметок грунтом при заполненной водой траншее следует вначале производить в местах расположения утяжелителей одноковшовым экскаватором. Применять бульдозер только для завершения засыпки траншеи на участках между утяжелителями и формирования валика.

2.4. Состав бригады по балластировке трубопровода приведен в таблице 1.

Таблица 1.

Профессия	Разряд	Количество, чел.
Машинист крана-трубоукладчика	6	1
Монтажник наружных трубопроводов	3	2

Рисунок 1. Схема установки утяжелителей массой

2.5. Для перехода через траншею и схода на трубопровод следует применять переходной мостик и трап.

2.6. Балластировка газопровода осуществляется в соответствии с проектом.

2.7. Потребность в машинах, инструменте, инвентаре приведена в табл. 2.

Таблица 2

Наименование	Марка, тип, ГОСТ	Количество, шт.
Кран-трубоукладчик	Д155С, Д85С, 582G	1
Строп	4СК-5/5000 по ГОСТ25573-82	1
Мостик перекидной		1
Трап		1
Рулетка металлическая L=20 м		1
Канат для оттяжки, L =5м		2

2.8. Минимальное расстояние по горизонтали от основания откоса выемки до ближайших опор машины допускается принимать по таблице 4.



Таблица 4.

Глубина выемки, (м)	Расстояние по горизонтали от основания откоса выемки, до ближайшей опоры машины в зависимости от грунта, (м).
	песчаный	супесчаный	суглинистый	глинистый
1,0	1,5	1,25	1,0	1,0
2,0	3,0	2,4	2,0	1,5
3,0	4,0	3,6	3,25	1,75
4,0	5,0	4,4	4,0	3,0
5,0	6,0	5,3	4,75	3,5

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

на устройство перехода через водные преграды

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.

Технологическая карта разработана на переход газопровода через водные преграды.

Работы выполняют в период, позволяющий производить данный вид работ, а также в соответствии с утвержденным графиком производства работ по данному объекту.

Рабочий проект на капитальный ремонт должен учитывать требования «Основ земельного законодательства России», специфики конкретного участка трассы и согласования с землепользователями данного участка.

Организация и технология выполнения работ

Геодезическая разбивочная основа создается Заказчиком в соответствии с рабочим проектом и передается Подрядчику вместе с технической документацией.

При подготовке трассы и выполнении работ следует руководствоваться требованиями следующих нормативных документов:

«Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов» ВРД 39-1.10-006-2000, «Правила техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов» М,1982 г., «Правила пожарной безопасности в газовой промышленности» ВППБ 01-04-98 , СНиП Ш-42-80* «Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы», «Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах» РД 09-364-00, ВСН 004-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация», ВСН-51-1-80 «Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности», СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве» Часть 2.

Строительное производство. СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве». Часть 1.

Общие требования. СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы», ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозийная и тепловая изоляция». Правила охраны электрических сетей. Злектроиздат, 1972 т. «Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов». «Типовой инструкции по безопасному ведению огневых работ на объектах нефтегазовой промышленности» Мингазпром 1988г, «Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы» ВСН 010-88, «Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов» ВСН 39-1.9-003-98.

2.3. Ремонтно-восстановительные работы необходимо производить в следующей последовательности:

- Разбивка геодезической разбивочной основы и пикетажа, разбивка кривых и других характерных точек трассы (тех. карта на геодезическую подготовку трассы приложение к ППР).

Провести срезку мин. грунта согласно проекта и планировку полосы трассы.

Построить временные переезды через газопровод в соответствии с проектом.

Построить лежнёвую дорогу в пойменной части реки (левый берег) в соответствии с технологической картой к данному ППР.

Разработать траншею ниже нижней образующей газопровода, согласно технологической карты (разработку траншеи производят одноковшовыми экскаваторами с бровки).

Демонтировать пригруза и анкерные устройства.

Провести расстановку грузоподъемных механизмов с соблюдением технологических параметров ремонтной колоны.

Разработать грунт под трубой на расчетную длину, при необходимости выполнить устройство полок.

Осуществить поддержку вскрытого участка газопровода кранами- трубоукладчиками с троллейными подвесками.

На сухом участке перед рекой выполнить рез трубопровода.

Демонтировать старую плеть перехода через реку и очистить её от старой изоляции.

Произвести укладку новой трубы с бровки траншеи.

Произвести контроль качества сварных соединений трубопровода.

Произвести изоляцию сварных стыков новой плети и катушек, согласно тех. карт.

Осуществить контроль качества изоляционного покрытия.

Перед укладкой трубопровода в подводную траншею должны быть проведены контрольные промеры глубин по траншее и составлен ее исполнительный профиль.

Особо тщательные промеры необходимы для проверки отметок в точках перелома углов продольного профиля.

Если фактические отметки траншеи выше проектных, траншея должна быть дополнительно разработана до укладки трубопровода.

Для балластировки газопровода применяются ж/бетонные утяжелители охватывающие УБО-М-1420-2,3-12,5-т с шагом установленным проектом. Для уменьшения массы плети в процессе укладки на концевых участках следует устанавливать возможно меньшее число грузов.

Дополнительные грузы устанавливают после подъема концов плети.

В этом случае необходимо следить, чтобы не произошло сползания грунта под приподнятый конец трубопровода, который при опускании может не лечь на заданные отметки.

Произвести укладку трубопровода на проектную отметку с бермы траншеи и с дамбы. (Криволинейное очертание газопровода в вертикальной плоскости достигается укладкой сварных плетей в соответственно спрофилированную траншею по кривым холодного гнутья).

Подготовленная русловая плеть с временными заглушками на обоих концах перемещается к месту укладки кранами-трубоукладчиками по берме траншеи, а в русловой части - по отсыпанной дамбе;

в тех местах, где вылет стрелы недостаточен, закрепляют тросовую оттяжку, с помощью которой трактор или бульдозер помогает устанавливать трубопровод по оси траншеи (см. рис.1), выполнить сварочно-монтажные работы на захлест на месте реза газопровода (согласно тех. карте).

- Произвести контроль качества сварных соединений трубопровода рентгенографическим и ультразвуковым методами, произвести изоляцию захлестов и осуществить контроль качества изоляционного покрытия (согласно тех. картам).

- Произвести балластировку газопровода пригрузами с шагом согласно проекта.

- Заизолированный участок присыпать мягким или размельченным грунтом и засыпать траншею, по технологической карте (засыпка выполняется экскаваторами).

- Провести восстановление откосов до первоначальных отметок бульдозером и выполнить закрепление щебнем и посевом многолетних трав.

- Не оговоренные в данной карте операции должны выполнятся в соответствии с требованиями ВСН 010-88, ВСН 39-1.9-003-98, СНиП 2.05.06-85*, СНиП Ш-42-80*.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

на засыпку уложенного 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.)»

1. Область применения.

1.1. Технологическая карта разработана на засыпку уложенного в траншею трубопровода в соответствии с требованиями нормативно технической документации.

1.2. Технологической картой рассматривается засыпка траншеи бульдозером и экскаватором.

2. Организация и технология выполнения работ.

2.1. До засыпки уложенного в траншею трубопровода необходимо:

проверить проектное положение трубопровода;

проверить целостность изоляционного покрытия;

выполнить работы по предохранению изоляционного покрытия от механических повреждений;

оформить акт на скрытые работы и получить разрешение на засыпку трубопровода.

2.2. На данном участке строительства засыпку выполнить по 2-м схемам:

Схема 1. Засыпка бульдозером.

Схема 2. Засыпка экскаватором.

2.2.1. В процессе засыпки по схеме 1. При достаточной ширине строительной полосы грунт перемещается бульдозером поперек к оси траншеи, прямолинейными проходами. В стесненных условиях строительной полосы грунт целесообразно перемещать бульдозером под углом 450 - 600 к оси траншеи косопоперечными и косоперекрестными проходами.

Наиболее эффективен комбинированный способ засыпки, предусматривающий двойной проход бульдозера - в начале косопоперечный, а затем прямопоперечный.

2.2.2. На участках горизонтальных кривых трубопровода сначала засыпать криволинейный участок, а затем - остальную часть. Засыпка начинается с середины криволинейного участка к его концам.

2.2.3. На участках местности с вертикальными кривыми трубопровода (в оврагах, балках, на холмах и т.д.) засыпку производить сверху вниз.

2.2.4. На участках пересечения траншей с действующими подземными коммуникациями (трубопроводами, кабелями и др.), проходящими в пределах глубины траншеи, должна быть выполнена подсыпка под действующие коммуникации немерзлым песком или другим мягким грунтом по всему поперечному сечению траншеи на высоту до половины диаметра пересекаемого трубопровода или его защитной оболочки с послойным уплотнением грунта.

Вдоль траншеи размер подсыпки по верху должен быть на 0,5 м больше с каждой стороны пересекаемого трубопровода (кабеля) или его защитной оболочки, а откосы подсыпки должны быть не круче 1:1.

2.2.5. Засыпку траншеи осуществлять минеральным грунтом, размер комьев не должен превышать 5 см, при засыпке трубопровода грунтом, содержащим мерзлые комья, щебень гравии и другие включения размером более 5 см в поперечнике, изоляционное покрытие следует предохранять от повреждения присыпкой мягким грунтом на толщину 30 см над верхней образующей трубы.

2.3. Засыпка траншеи выполняется машинистами 6 разряда,

2.4. Потребность в машинах и приспособлениях представлена в табл. 1.

Таблица1

Наименование	Тип, марка, ГОСТ	Кол-во, шт.
Экскаватор одноковшовый	«Комацу» РС-200, РС-300	1
Бульдозер	КАТ Д7Н	1
Мерная линейка		1
Мерный щуп металлический		1

2.5. Состав бригады представлен в таблице 2.

Таблица 2.

Наименование	Разряд	Кол-во чел.
Машинист экскаватора	6	1
Машинист бульдозера	6	1
Шофер	категория С	1

Схема 1. Производство работ по засыпке уложенного трубопровода бульдозером.

Технико-экономические показатели на 1000 м3 грунта

Наименование	Единица измерения	Засыпка бульдозером	Засыпка экскаватором
		Показатели по группам грунта
		I	II	III
Нормативные затраты труда машиниста	чел-ч	4,1	4,5	5,0	17,0
Продолжительность выполнения работ	смен	0,5	0,56	0,63	2,1
Производительность	м3/смен	1950	1778	1600	484

Схема 2. Производство работ по засыпке уложенного трубопровода экскаватором.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

на ремонт перехода газопровода под автомобильной дорогой закрытым методом 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

Технологическая карта разработана на переход газопровода под автодорогой закрытым способом. Покрытия данной категории дорог представляют собой капитальные асфальтобетонные монолитные, железобетонные или армобетонные.

2. Организация и технология выполнения работ

2.1. В состав работ, последовательно выполняемых при устройстве перехода, входят:

монтаж на строительной полосе новой рабочей плети из новых труб;

изоляция зон сварных стыков новых труб;

предварительное гидравлическое испытание подготовленной плети;

продавливание защитного кожуха под дорогой;

монтаж новой рабочей плети внутрь защитного кожуха;

сварка новой рабочей плети с основной ниткой газопровода;

герметизация межтрубного пространства и изоляция стыков труб;

испытание отремонтированного участка совместно с основной ниткой.

2.2. Устройству перехода газопровода через автодорогу предшествует комплекс организационно-технологических мероприятий и подготовительных работ:

Перед началом строительных работ необходимо получить письменное разрешение эксплуатирующей организации на производство работ в охранной зоне магистрального газопровода по установленной форме.

Совместно с заказчиком составляется схема ремонтируемого участка с указанием границ отвода земли для продвижения строительной техники, пересекаемых коммуникаций, расположение параллельно проложенных действующих газопроводов с указанием их охранной зоны. Коридор для продвижения строительной техники на местности обозначается сигнальной лентой.

Получить от эксплуатирующей организации соответствующие документы на отвод земли для производства работ.

Организации, получившая разрешение на производство работ в охранной зоне магистрального газопровода, обязана до начала работ вызвать представителя эксплуатирующих организаций для установления согласно технической документации, приборами-искателями и шурфованием точного местонахождения трубопровода и коммуникаций, и закрепить на местности знаками.

Приказом по подрядной и эксплуатирующей организации должны быть назначены ответственные лица за проведение ремонтно-строительных работ, прошедшие обучение и проверку знаний при работе в охранной зоне действующих газопроводов.

Персонал, участвующий в выполнении работ по ремонту газопроводов, до начала работ должен быть обучен и аттестован по всем видам работ, проводимых в охранной зоне действующих магистральных газопроводов, а также проинструктирован безопасным приемам и методам работ.

2.3. При выполнении капитального ремонта перехода магистрального газопровода под автомобильной дорогой, закрытым способом, работы выполняются в следующей последовательности:

2.4.1. Закрытый (бестраншейный) способ прокладки защитных кожухов при строительстве переходов магистральных газопроводов под автомобильными и железными дорогами является основным способом.

2.4.2. При закрытом способе прокладки защитного кожуха следует применять следующие способы бестраншейной проходки:

- продавливание;

- горизонтальное бурение.

2.4.3. Работы по прокладке защитного кожуха закрытым способом могут быть разделены на два этапа:

первый - подготовка участка и земляные работы;

второй - прокладка защитного кожуха. Первый этап включает следующие операции:

- геодезическую разбивку места перехода и установку предупредительных знаков;

- водопонижение грунтовых вод (не менее 0,5 м от низа защитного кожуха);

- планировку участка по обе стороны дороги;

- рытье рабочего и приемного котлованов с устройством необходимых креплений.

Второй этап включает следующие операции:

- монтаж упорных стенок котлована;

- сварку защитного кожуха (или подготовку элементов сборного защитного кожуха к монтажу с постепенным наращиванием в процессе проходки);

- монтаж буровой установки или оборудования для продавливания защитного кожуха;

- прокладку защитного кожуха под насыпью дороги.

2.4.4. На переходах через железные дороги в пластичных, водонасыщенных и сыпучих грунтах необходимо перед началом прокладки защитного кожуха устанавливать страховочные рельсовые пакеты по ТУ 901-96 Мосгипротранса.

2.4.5. При строительстве переходов руководствуются требованиями СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80* и СНиП 3.02.01-87.

2.4.6. Работы по строительству переходов начинают с геодезической разбивки места перехода и отрывки рабочего котлована и водопонижения грунтовых вод. После понижения уровня грунтовых вод начинают разработку рабочего и приемного котлованов.

Размеры котлованов определяют в зависимости от грунтовых условий и конструкций машин, установок и оборудования для бестраншейной прокладки, применяемых в каждом конкретном случае. Примерные размеры рабочих котлованов при различной глубине заложения защитного кожуха равны по длине 10-12 м и ширине 3-5 м.

В суглинках и глинах при возможном увлажнении их в результате дождей или снеготаяния крутизна откосов не должна превышать 1:1.

Наибольшая допустимая крутизна откосов котлованов, разрабатываемых в грунтах естественной влажности, в соответствии со СНиП 3.02.01-87 "Земляные сооружения, основания и фундаменты" приведены в табл. 1.1.



Таблица 1.1

Грунт	Наибольшая крутизна откосов котлованов при глубине их, м.
	до 1,5	1,5 - 3	3 - 5
	Угол между направлением откоса и горизонтом, градус	Отношение высоты откоса к его заложению	Угол между направлением откоса и горизонтом, градус	Отношение высоты откоса к его заложению	Угол между направлением откоса и горизонтом, градус	Отношение высоты откоса к его заложению
Насыпной	56	1:0,67	45	1:1	38	1:1,25
Песчаный и гравелистый влажный (ненасыщенный)	63	1:0,5	45	1:1	45	1:1
Глинистая сыпесь	76	1:0,25	56	1:0,67	50	1:0,85
Суглинок	90	1:0	63	1:0,5	53	1:0,75
Глина	90	1:0	76	1:0,25	63	1:0,5
Лессовый сухой	90	1:0	63	1:0,5	63	1:0,5

В соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87 для земляных сооружений и СНиП III-4-80* по безопасности ведения работ допускается разработка котлованов с вертикальными стенками в грунтах с оптимальной влажностью без применения крепления на глубину до 1 м - в насыпных песчаных и гравелистых грунтах; до 1,25 м - в супесях; до 1,5 м - в суглинках и глинах; до 2 м - в особо прочных нескальных грунтах.

2.4.7. Прокладка защитного кожуха методом продавливания состоит в том, что к его переднему концу приваривают кольцевой нож для уменьшения лобового сопротивления вдавливанию кожуха в грунт (рис. 1.1). Скосы режущих кромок ножей выполняют под углом 15-22°, при этом они могут быть изготовлены с наклоном внутрь или наружу.

Рис.1.1. Кольцевой нож клиновидной формы с наружным скосом режущих кромок:

1 - внутреннее кольцо; 2 - наружное кольцо; 3 - наплавка; 4 - прокладываемый защитный кожух

Наиболее часто применяют расширительные ножи серпообразного или кольцевого сечения. Ножи серпообразного сечения позволяют создавать серпообразный зазор в верхней части горизонтальной скважины на 0,60-0,75 длины ее окружности, что способствует сохранению направления проходки.

Для уменьшения сил трения, возникающих между стенкой защитного кожуха и грунта, необходимо обеспечить зазор между кожухом и скважиной. Для формирования такого зазора наружный диаметр кольцевых ножей принимают на 30-60 мм больше наружного диаметра прокладываемого защитного кожуха (рис. 1.1.).

2.4.8. При продавливании должно уделяться внимание прочности задней (упорной) стенки, воспринимающей упорные реакции усилий подачи, развиваемых гидродомкратной установкой.

Конструкции типовых упорных стенок (при расстоянии h от поверхности земли до оси трубы более 2,4 м) в различных грунтах приведены на рис. 1.2.

Рис.1.2. Типовые упорные стенки:

тип I и II - для слабых грунтов ( 18°); тип III и IV - для средних грунтов ( 18-30°); тип V, VI и VII - для прочных грунтов ( >30°); 1, 5 и 16 - шпунт металлический шк-1; 2 - шпунтовая крепь; 3 - бревна диаметром 16 мм; 4, 8, 11, 15 и 20- опорный пакет; 6 - швеллер № 16; 7 - балки двутавровые № 16; 9 - сваи диаметром 20 мм; 10, 14, 17, 19 и 21 - брусья 1616 мм; 12 и 13 - бетонные фундаментные блоки; 18 и 22 - опорный башмак

2.4.9. По окончании отрывки рабочего котлована и крепления стенок дно котлована выравнивают и размещают направляющие конструкции, агрегаты и узлы установки продавливания кожуха.

При монтаже направляющих конструкций в рабочем котловане особое внимание следует обращать на правильное их размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях, так как это обеспечивает сохранение заданного направления прокладки и минимальное отклонение фактического положения оси защитного кожуха от проектного.

Для сохранения направления прокладки применяют вертикальные и горизонтальные рамы.

2.4.10. На рис.1.3. показана схема установки с гидродомкратами, предусматривающая ручную разработку грунта и транспортировку его из забоя по полости защитного кожуха.

Рис. 1.3. Схема гидродомкратной установки для прокладки защитного кожуха методом продавливания с ручной разработкой грунта:

1 - насосная станция; 2 - трубопровод; 3 - рабочий котлован; 5 -защитный кожух; 6 - лобовая обделка (нож); 7 - приемный котлован; 8 - приямок для сварки защитного кожуха;

9 - направляющая рама; 10 - нажимной патрубок; 11 - нажимная заглушка; 12 - гидродомкраты; 13 - башмак; 14 - упорная стенка

Процесс прокладки защитного кожуха происходит следующим образом. Подготовленное для прокладки первое звено защитного кожуха длиной 3-6 м 5 с лобовой обделкой (ножом) 6 опускают на направляющую раму 9 и устанавливают на его торце нажимную заглушку 11. Затем включают в работу гидродомкраты 12. Штоки гидродомкратов упираются в фланцы-заглушки и продвигают защитный кожух в насыпь дороги. При этом передний открытый конец защитного кожуха внедряется в массив грунта. В процессе внедрения грунт входит в полость защитного кожуха, образуя грунтовую пробку, которую впоследствии разрабатывают вручную или средствами малой механизации.

Грунт из забоя удаляют специальной тележкой после снятия заглушки, которая передвигается внутри защитного кожуха. Тележку с грунтом поднимают краном наверх и разгружают. После того, как защитный кожух внедрят в грунт на длину, равную ходу штоков гидродомкратов, штоки отводят в исходное положение. Вместе со штоками в исходное положение возвращается нажимная заглушка. В образовавшийся просвет между торцом защитного кожуха 5 и заглушкой 11 вставляется нажимной патрубок 10, длина которого несколько меньше рабочего хода штоков. Снова включают гидродомкраты и защитный кожух с нажимным патрубком и заглушкой продвигают вперед на полную длину хода штоков гидродомкратов. Затем штоки гидродомкратов с зажимной заглушкой опять отводят назад и в образовавшийся просвет вставляют уже другой нажимной патрубок, длина которого равна двойной длине первого патрубка.

Продвижение защитного кожуха и смену нажимных патрубков осуществляют до тех пор, пока первое звено кожуха не будет полностью вдавлено в насыпь. После этого штоки гидродомкратов отводят назад вместе с заглушкой одновременно удаляют и нажимные патрубки.

На освободившееся от патрубков место укладывают второе звено, которое центрируют и присоединяют к первому звену защитного кожуха сваркой.

Для производства сварочных работ в котловане сооружается приямок 8, в котором размещаются сварщики. Если в приямке накапливается вода, то ее время от времени удаляют насосом.

Затем в принятой последовательности все операции повторяют до тех пор, пока лобовой конец первого звена не войдет в приемный котлован. При необходимости защитный кожух наращивают до проектной длины со стороны приемного котлована.

Комплекс КП-1221 (АОЗТ "СКМ - Гейзер") предназначен для прокладки методом продавливания защитных кожухов в грунтах I-IV категорий нормальной и повышенной влажности с механизированной разработкой грунта в кожухе (рис. 1.4.).

Рис. 1.4. Комплекс КП-1221:

1 - головное звено; 2 - грунтозаборная капсула; 3 - кабина управления; 4 - силовой модуль;

5 - комплект проставок; 6 - лебедка; 7 - упорная стенка; 8 - направляющая рама;

9 - нажимная траверса

Техническая характеристика КП - 1221

Диаметр защитного кожуха, мм ............................................. 1420;

Максимальная длина прокладываемого кожуха, м .............. До 60;

Средняя скорость проходки, м/ч............................................. 1,0;

Ход штоков гидродомкратов, мм ........................................... 1000;

Максимальное усилие подачи, кН ........................................... 3920;

Общая установленная мощность двигателей, кВт .................. 35;

Общая масса установки, т ...................................................... 33.

Прокладку кожуха с применением комплекса КП-1221 осуществляют следующим образом. На участке прокладки защитного кожуха отрывают рабочий и приемный котлованы.

После отрытия рабочего котлована производят планировку его дна с соблюдением уклона по проекту и монтируют комплекс. Затем на направляющую раму устанавливают головное звено защитного кожуха и проверяют соосность его с осью газопровода. По окончании выверки осей головное звено внедряют в грунтовый массив силовым модулем на величину набора грунтовой пробки. Затем на место нажимной траверсы, установленной в носовой части силового модуля, монтируют грунтозаборную капсулу и лебедкой перемещают модуль в зону забоя.

В зоне забоя силовой модуль фиксируют в упорных поясах головной секции и грунтозаборная капсула вдавливается гидродомкратами силового модуля в грунтовую пробку. Обратным ходом гидродомкратов производят выем грунтозаборной капсулы с набранным грунтом, расфиксируют модуль и лебедкой возвращают его в зону разгрузки.

В зоне разгрузки снимают грунтозаборную капсулу. На ее место устанавливают нажимную траверсу, а в свободную зону между силовым модулем и упорной стенкой - проставку. Затем внедряют кожух в грунтовый массив с набором новой порции грунтовой пробки.

При внедрении головного звена в грунтовый массив производят пристыковку к ней следующего звена кожуха и процесс повторяют в принятой последовательности до полной прокладки кожуха.

Состав бригады, работающей на комплексе, 6 человек, а общий цикл производства работ представлен в приложении 1.

2.4.11. В слабых и неустойчивых грунтах во избежание разрушения дорожной насыпи вследствие "самозатекания" грунта через кожух необходимо вдавливать защитный кожух на один или два хода гидродомкратов без остановки и вести разработку грунта только после того, как закончится образование грунтовой пробки в защитном кожухе, т.е. когда грунт войдет в него на 1-2 м. При этом за режущей кромкой ножа устанавливают специальную диафрагму, регулирующую поступление сыпучего или водонасыщенного грунта в прокладываемый защитный кожух.

2.4.12. При продавливании защитного кожуха разработка пробки грунта должна осуществляться только до плоскости режущей кромки ножа. Опережение выборки может привести к проседанию полотна дороги.

2.4.13. В процессе продавливания защитного кожуха особое внимание следует обращать на работу гидроприводов. При резком увеличении давления в гидросистеме необходимо немедленно остановить установку до выяснения причин. В качестве одной из них могут быть твердые включения в дорожной насыпи.

2.4.14. Технология прокладки защитного кожуха методом горизонтального бурения основана на сочетании трех одновременно протекающих процессов: резания грунта, транспортирования разработанного грунта из забоя скважины и продавливания защитного кожуха в горизонтальную скважину.

Эту технологию не рекомендуется использовать в водонасыщенных и сыпучих грунтах во избежание "утечки" грунта через полость защитного кожуха, в результате которого может произойти разрушение дорожной насыпи.

2.4.15. Для прокладки кожуха методом горизонтального бурения используются установки ГБ-1221. Особенность конструкции этой установки состоит в том, что подача защитного кожуха при бурении осуществляется гидродомкратами (рис. 1.5.).

Рис. 1.5. Установка горизонтального бурения ГБ-1221:

1 - режущая головка; 2 - расширительное кольцо; 3 - защитный кожух; 4 - вал режущей головки; 5 - площадки; 6, 13 - редукторы; 7 - виртовая тележка; 8 - коробка передач;

9, 15 - электродвигатели; 10 - винтовой домкрат; 11 - ковшовый элеватор; 12 - тележка;

14 - редуктор механизма подачи; 16 - домкратный агрегат; 17, 18 - вставки; 19 - металлический шпунт; 20 - горизонтальная направляющая рама; 21 - рама для установки; 22, 23 - тележки рамы; 24 - тележка шнекового транспортера; 25 - рама шнекового транспортера; 26 - шнеки.

2.4.16. При прокладке защитных кожухов в устойчивых грунтах методом горизонтального бурения режущая головка размещается на уровне кромки ножевой секции.

При прокладке защитных кожухов в неустойчивых грунтах режущая головка размещается внутри ножевой секции на расстоянии до 450 мм кромки ножа. В этом случае установка ГБ - 1221 работает как установка по продавливанию.

2.4.17. Бестраншейная прокладка установкой ГБ - 1221 производится методом последовательного наращивания и проталкивания звеньев защитного кожуха длиной по 12 м. При этом методе работы необходимо проводить в следующем порядке.