9. Организация и технология производства монтажных работ

9. 1. Устройство основания траншеи.

Песок доставляется с карьера самосвалами КАМАЗ - 43255 и производиться разгрузка в траншею с помощью лотка. При подсыпке оснований песок равномерно распределяют, разравнивают по дну траншеи и уплотняют трамбовками. Устройство основания траншеи производится бригадой - землекопов на высоту 20 см от дна траншеи для укладки труб.

Рисунок 9.1.1 – Схема устройства песчаного основания траншеи

2. Разгрузки труб с трубовоза со сборкой их в плети.

Доставка труб производится трубовозом марки ПВ – 92. Трубы разгружают автокраном марки КС 4361 и укладывают на лежень.

Рисунок 9.2.1 – Схема разгрузки труб

Сборка труб на бровке траншеи

Трубы с заводов - изготовителей доставляют изолированными, оставляя неизолированные концы по 20 см под сварку. При сборке труб в плети используют наружные эксцентриковые центраторы марки: ЦНЭ 27-32 для 273-325 мм. Сначала в разомкнутом состоянии центратор накладывают на первый конец трубы, скобы (без затяжки) смыкаются, затем вводят конец пристыковываемой трубы и затягивают центратор.

Рисунок 9.2.2 – Схема эксцентрикового центратора марки: ЦНЭ 27-32

3. Укладка трубопровода плетью в траншею

Укладка трубопровода плетью в траншею производится двумя кранами марки КС – 4361 грузоподъемностью 9 т., расчетный вылет стрелы – 5,25 м с расстоянием между кранами 20 м. В качестве грузозахватных приспособлений при укладке используются мягкие полотенца, грузоподъемностью 8 т.

Рисунок 9.3.1 – Схема укладки плети в траншею

4. Стыковое соединение

Стыковое соединение трубопровода выполняется ручной дуговой сваркой, с помощью двухпостового сварочного агрегата АДД - 2х2501ВУ1.

Таблица 9.4.1 – Основные технические характеристики сварочного агрегата АДД - 2х2501ВУ1

Номинальный сварочный ток одного поста, А	250
Номинальная относительная продолжительность нагрузки, %	60
Напряжение холостого хода, В	70-90
Частота вращения, об/мин.	1800
Пределы регулирования, А	25-250
Вид охлаждения	воздух
Приводной двигатель
Тип дизеля	Д 144
Число цилиндров	4
Охлаждение	воздушное
Мощность, кВт (л.с.)	37 (50)
Расход топлива, кг/час	5,2
Емкость топливного бака, л	120
Габаритные размеры
Длина, мм	2420
Ширина, мм	100
Высота, мм	1300
Масса станции, кг	1080

Сварка трубопровода выполняется со скосом кромок в два слоя. От стыка в обе стороны выполняется зачистка. Трубы очищаем от ржавчины, пыли, окалин и масла металлическими щётками.

Перед выполнением стыка делаются 4 прихватки по 50 - 60 мм. Трубу делят по окружности на четыре примерно одинаковых по длине участка. Заварив участки 1 и 2, после участки 3 и 4. Затем, производят последовательно сварку участков 5 и 6, 7 и 8.

После проварке корневого шва производиться очистка от шлака и брызг металла. При сварке неповоротных стыков все слои шва наносятся снизу вверх на половину окружности трубы.

Для сварки используются электроды марки УОНИ-13/55 диаметром 3 мм (сварочный ток 80 – 100 А) – первый слой и диаметром 4 мм (сварочный ток 130 – 140 А) – второй слой.

Рисунок 9.4.1 - Сварка труб: а) - первого слоя, б) – второго; 1...8 - последовательность выполнения участков слоя.

5. Антикоррозийная изоляция

В качестве изоляционных материалов используют битумно-резиновую мастику. Битумно-резиновую мастику приготовляют путем непрерывного смешивания компонентов при температуре 180-200 °С в течении 240 минут.

Покрытия на основе битумных мастик должны состоять из нескольких армированных слоев мастики, нанесенной на трубу по битумному праймеру.

Первым слоем наносится грунтовка (праймер), а затем слой битумной изоляции до 9 мм.

Масса должна быть однородной, при нагревании не должна вспениваться, при нанесении необходимо соблюдать мероприятия техники безопасности.

Контроль производится после окончания изоляции участка трубопровода внешним осмотром и приборами.

Технология изоляции сварных соединений газопроводов включает следующие основные операции:

• очистку изолируемой поверхности стыка (ручная - щетками или наждачной бумагой; механизированная – шлиф - машинкой);

• обработку концевых участков примыкающего к зоне сварного стыка битумного покрытия путем срезания его на конус на расстоянии 100 - 150 мм, для чего удаляют с покрытия обертку из бумаги. Затем срезанное на конус покрытие выравнивают, подплавляя его газовой горелкой или паяльной лампой;

• нанесение на очищенную поверхность стыка кистью или валиком битумного праймера, приготовленного из битума БНИ-IV и бензина (не содержащего солярку) в соотношении 1:3 по объему;

• нагрев пламенем газовой горелки примыкающих к зоне сварного стыка или места врезки концевых участков мастичного битумного покрытия длиной около 100 - 150 мм до начала оплавления мастики;

• нанесение по подсохшему до «отлипа» праймеру первого слоя горячей 140 - 160 °С битумно-резиновой мастики, армированной одним слоем рулонного материала типа «Бризол» или стеклотканью;

• нанесение второго слоя горячей битумно-резиновой мастики, также армированной одним слоем «Бризола» или стеклотканью.

Рекомендуется соблюдать следующие требования:

• ширину нахлеста формируемого на стыке покрытия на мастичное покрытие линейной части трубы следует выполнять не менее 100 мм;

Таблица 9.4.1 - Основные физико-механические свойства битумно - резиновой мастики

Наименование показателей	Мастика битумно - резиновая
	МБР-90 (ГОСТ - 15836)
Температура размягчения. °С, не менее	90
Растяжимость при 25 °С, см, не менее	3,0
Пенетрация, десятые доли мм	20

• при изоляции стыка по указанной технологии проводят послойную прикатку сформированного покрытия валиком в целях избежание пустот и неровностей, а также для улучшения прилипаемости покрытия, как к металлу, так и к имеющемуся битумному покрытию;

• толщина изоляционного покрытия зоны сварного стыка на трубах диаметром свыше 159 мм - не менее 8,0 мм;

• степень прилипаемости покрытия, как к металлу, так и к существующему покрытию удовлетворительная и соответствует ГОСТ 9.602 (для покрытий на основе битумных мастик);

• во избежание расслоения между наносимой на стык мастикой и существующим на трубе мастичным покрытием рекомендуется в обязательном порядке прогревать до оплавления существующее на трубе покрытие. Качество изоляции стыка или отремонтированного участка покрытия в значительной степени зависит от соблюдения технологии изоляционных работ.

6. Установка арматуры

Клапаны предохранительные запорные с электроприводом предназначены для предотвращения подачи газа при отключении электрического сигнала. Используются в качестве исполнительных механизмов в системах автоматики безопасности, прекращающих подачу газа при выходе любого из контролируемых параметров на заданные пределы (температуры, загазованности, давления и т.п.).

Таблица 9.6.1 - Технические характеристики КПЗЭ 250

Рабочая среда	природный газ по ГОСТ 5542-87; попутный газ.
Условный проход, мм	250
Пределы давления среды, МПа	0,003-0,75
Температура окружающей среды, °С:	от –60 °C до +40 °С;
Время полного закрытия, с,	1
Герметичность затвора	класс А по ГОСТ 9544
Тип привода	электрический
Тип исполнительного механизма	МЭО (МЭОФ, МЭО IIВТ)
Электромагнит для закрытия клапана	ЭМП/ЭУ
Напряжение питания, В	220В 50Гц
Потребляемая мощность, Вт	250
Класс взрывозащиты	IP66
Длина, мм ширина, мм высота , мм	755 616 475
Масса, кг	180

7. Продувка газопровода

• перед началом работ в колодце на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта устанавливают ограждения, а на расстоянии 10—15 м — предупредительный знак;

• все металлические детали продуваемого газопровода должны быть замкнуты на металл и при необходимости заземлены;

• вблизи от мест сброса газа должно быть запрещено курение и не допускаться воздействие источников воспламенения;

• газовоздушная смесь должна выпускаться в местах, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от источника огня;

• необходимо предусмотреть средства защиты органов слуха персонала, проводящего процесс продувки;

• огнетушители должны находиться в готовности к работе;

• персонал, проводящий продувку, должен быть одет в соответствующую защитную одежду;

• в распоряжении персонала должны иметься средства связи;

• следует обеспечить ее полноту и непрерывность;

• необходимо следить за концентрацией вытекающего газа;

Продувку газом необходимо осуществлять до полного вытеснения воздуха из газопроводов. Окончание продувки определяется путем анализа отбираемых проб. Объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1 % по объему.

8. Испытание газопровода на герметичность

1. Испытания на герметичность газопроводов должна проводить строительно-монтажная организация в присутствии представителя газового хозяйства. Результаты испытаний следует оформлять записью в строительном паспорте.

2. Для испытания на герметичность газопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или линейной арматурой (если длины участков не установлены проектом).

Монтажные стыки стальных газопроводов, сваренные после испытаний, должны быть проверены радиографическим методом контроля.

3. Для проведения испытаний газопроводов на герметичность следует применять манометры класса точности не ниже 1,5. Пружинные манометры, применяемые при испытании, должны иметь корпус диаметром не менее 160 мм и шкалу с верхним пределом измерений не менее 4/3 и не более 5/3 от величины измеряемого давления. Для замера барометрического давления следует применять барометры-анероиды.

 Подземные газопроводы всех давлений, на герметичность следует испытывать воздухом.

1. Испытание подземных газопроводов на герметичность следует производить после полной засыпки траншеи до проектных отметок.

2. До начала испытаний на герметичность подземные газопроводы после их заполнения воздухом следует выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта. Минимальная продолжительность выдержки газопровода под давлением, устанавливается в зависимости от условного диаметра газопровода: до 300 мм – в течение 6 часов.

3. Испытания газопроводов на герметичность проводят подачей в газопровод сжатого воздуха и созданием в газопроводе испытательного давления. Значения испытательного давления и время выдержки под давлением стальных подземных газопроводов в соответствии с таблицей.

Таблица 9.8.1 – Нормы испытаний газопровода СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»

Рабочее давление газа, МПа	Вид изоляционного покрытия	Испытательное давление, МПа	Продолжительность испытаний, ч
До 0,005 (включительно)	Независимо от вида изоляционного покрытия	0,6	24

Результаты испытания на герметичность следует считать положительными, если в период испытания фактическое падение давления в газопроводе не превышает допустимого падения давления и при осмотре доступных к проверке мест не обнаружены утечки.

По завершению испытаний газопровода на герметичность, давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, установить автоматику, арматуру, оборудование, контрольно-измерительные приборы и выдержать газопровод под рабочим давлением в течение 10 минут. Герметичность разъемных соединений проверяется мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительных приборов (газоискателей).

Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний газопроводов на герметичность, следует устранять только после снижения давления в газопроводе до атмосферного.

Рисунок 9.8.1 – Испытание газопровода на герметичность

9. Переход газопровода через судоходную реку

Укладка трубопровода способом протаскивания по дну подводной траншеи рекомендуется в случае:

• плавного рельефа одного из берегов в створе переходов, при котором возможна планировка на этом участке в соответствии с допустимым радиусом изгиба трубопровода при его протаскивании;

• необходимости укладки трубопровода в летний период через судоходные водные преграды;

• наличия площадки достаточных размеров в створе перехода для устройства спусковой дорожки, на которую укладывают нитку трубопровода перед протаскиванием;

• достаточной прочности протаскиваемого трубопровода с учетом воздействия на него тяговых усилий.

В технологический процесс укладки трубопровода способом протаскивания по дну водоема входят:

• устройство и оборудование спусковой дорожки;

• укладка трубопровода на спусковую дорожку;

• оснащение трубопровода понтонами (при необходимости);

• проверка готовности подводной траншеи (промеры глубин и проверка отметок дна траншеи);

• установка и закрепление тяговых средств;

• приварка оголовка и прокладка тяговых тросов с закреплением их на оголовке;

• протаскивание всей нити трубопровода или отдельных плетей со сваркой межсекционных стыков;

• контроль положения уложенного в соответствии с проектом трубопровода.

Для спусковых устройств с малым коэффициентом трения (ролики, вагонетки) протаскивание трубопровода осуществляется с приложением постоянного тормозного усилия к заднему концу трубопровода.

Тележки или роликовые спусковые дорожки должны обеспечить:

• равномерное распределение нагрузки от веса монтируемых и перемещаемых плетей трубопровода;

• устойчивость от бокового смещения и соскальзывания трубопровода во время монтажа и спуска на воду;

• возможность сварки стыков между отдельными плетями, звеньями или трубами, расположенными на спусковой дорожке.

Тяговый трос через водоем должен быть приложен строго прямолинейно. Перед протаскиванием трубопровода необходима обтяжка тягового троса.

К головному концу протаскиваемого трубопровода приваривают оголовок для крепления тягового троса. Конструкция оголовка может быть различной и зависит от: диаметра трубопровода; способа крепления троса и величины тягового усилия; необходимости заполнения трубопровода водой в процессе его протаскивания по дну.

В зависимости от ширины водной преграды, рельефа берега, наличия спусковых устройств и понтонов, мощности трубоукладчиков и тяговых средств можно применять две технологические схемы укладки подводных трубопроводов способом протаскивания по дну:

Схема I - протаскивание трубопровода с предварительным монтажом его на полную длину в створе перехода;

Схема II - последовательное протаскивание отдельных плетей трубопровода со стыковкой их на приурезном участке.

Технологический процесс укладки отдельных плетей трубопроводов по схеме II включает: монтаж первой плети в створе перехода с выполнением всех операций; монтаж, испытание второй и последующих плетей на строительной площадке параллельно первой плети. После протаскивания первой плети вторую плеть устанавливают на спусковую дорожку; на приурезном участке сваривают стык между первой и второй плетью, стык просвечивают и изолируют. После протаскивания второй плети устанавливают в створе третью плеть и т.д.

Рисунок 9.8.1 - Протаскивание газопровода по дну подводной траншеи

а – профиль; б – план; 1 – тележка; 2 – понтоны; 3 – роликовая опора; 4 – место поворота узколинейного пути; 5 – узколинейный путь; 6 – буй; 7 – трос; 8 – трактор.