Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы
Погрузочно-разгрузочные работы при сооружении и капитального ремонта магистрального трубопровода ведут в разных пунктах: на территории железнодорожной станции, на трубосварочных базах, на трассе трубопровода.
Разгрузку труб из железнодорожных полувагонов в пунктах их приемки и складирования выполняют самоходным автомобильным краном КС-4561.
В качестве грузозахватных средств при разгрузке труб кранами на разгрузочную площадку используют торцевые захваты ЭТА-102 или захват клещевой автоматический КЗ-1422.
Чтобы исключить повреждение концов труб, крюки должны быть снабжены губками из мягкого материала.
При работе с трубоукладчиками на выгрузке труб из полувагонов и складировании их на складах применяют траверсы ТРВ - 182.
При складировании труб на железнодорожной станции их разгружают краном сначала на площадку, а затем перемещают краном-трубоукладчиком и укладывают их в штабель на некотором расстоянии от рельсовых путей. Укладка в штабель производится на предварительно выровненную площадку. Высота штабеля труб не должна превышать двух рядов. Нижний ряд труб укладывается на деревянные брусья размером 20х20 см с металлическими упорами на концах, а второй ряд штабеля укладывается в "седло".
Трубы длиной до 12 м от площадок складирования до трубосварочной базы доставляют трубовозами в составе тягача и прицепа-роспуска.
Привезенные на трассу секции разгружают с плетевозов методом перехвата в два приема: сначала один конец секции опускают на землю вблизи колес прицепа, затем трубоукладчик продвигается вдоль секции на два, три метра дальше ее середины, приподнимает другой конец секции и, подтянув на себя, протаскивает ее на место укладки вперед или назад и раскладывает вдоль оси трубопровода на расстоянии 1.5-3 м от нее.
| |
|
Работы выполняются в пределах существующих задвижек.
Перед началом работ по основной нитке нефтепровода производится отключение её от магистрального нефтепровода и опорожнение от нефти внутренней полости.
Нефть из трубопровода откачивается передвижным насосным агрегатом марки ПНА в действующий нефтепровод. Вытеснение остатков нефти из демонтируемого участка нефтепровода производится компрессором марки АО-161 с помощью поршня-разделителя в автоцистерну.
После откачки нефти ремонтируемый участок трубопровода отрезается от существующих задвижек, концы труб отглушаютя стальными сферическими заглушками.
После вскрытия трубопровод поднимается на бровку траншеи трубоукладчиками и разрезается на части и вывозится на НПС.
Сварочно-монтажные работы
Сборка и сварка секций труб производится на трубосварочной базе электродуговой сваркой. Плети труб с базы развозятся по трассе и свариваются в непрерывную нитку ручной потолочной сваркой с применением самоходных сварочных установок.
Все работы по монтажу, сварке, контролю и сварных соединений должны выполняться в соответствии с требованиями [17].
Монтажные сварные стыки нефтепровода подлежат 100% контролю методом радиографирования на участках всех категорий.
Все работы с трубами должны производится при температуре окружающего воздуха не ниже минус 40oС.
| |
|
На поверхности труб допускаются повреждения (риски, задиры, глубиной не более 0,2 мм; повреждения глубиной свыше 0,2 мм, но не более 5% толщины стенки должны быть зашлифованы. Участки труб с более глубокими повреждениями бракуются. В этих местах вырезаются катушки. Ремонт поверхности сваркой не допускается.
Контроль качества подготовки сварочных материалов включая проверку целостности упаковки, наличие сертификатов с указанием марки на каждую партию сварочных материалов, условий их хранения и режима прокаливания электродов и флюсов в соответствии с требованиями технологической инструкции на данный вид сварки.
Применять сварочные материалы без сертификации запрещается.
Забоины и задиры фасок глубиной до 2 мм следует исправлять шлифованием. Допускается ремонт сваркой забоин и задиров фасок глубиной до 5 мм.
Величину зазора между стыкуемыми кромками труб контролируют двумя щупами, один из которых имеет толщину по нижнему пределу, а другой - по верхнему.
При ветре, скорость которого превышает 10 м/с, а также при выпадении атмосферных осадков запрещается проводить сварку без инвентарных укрытий.
Все стыки, выполненные электродуговой сваркой, очищают от шлака и подвергают внешнему осмотру, при этом не должно быть трещин, прожогов подрезов глубиной более 0,5 мм, недопустимых смещений кромок ( величина максимально допустимого смещения составляет 20 % от толщины стенки но не более 2мм.), кратеров и выходящих на поверхность пор.
| |
Изоляцию и укладку трубопровода выполняют совмещенным методом, изоляционно-укладочной колонной, оснащенной кранами-трубоукладчиками, сушильными установками типа СТ, машиной для очистки и изоляции трубопроводов пленками ОМ 121П и вспомогательным оборудованием. Изоляционно-укладочные работы выполняются непосредственно перед укладкой трубопровода в траншею.
|
Контроль за качеством изоляционных материалов и покрытий производится согласно требованиям СНиП 3.05.02-88 и ВСН 012-88.
Тип изоляционного покрытия и его конструкция приняты согласно [14].
Два слоя полимерной ленты и два слоя защитной обертки предусмотрены на участках протаскивания нефтепровода в кожухе под автомобильными дорогами.
На участках протаскивания в кожухе под автомобильными дорогами и на участках пересечения с подземными коммуникациями выполняется футеровка нефтепровода деревянными рейками для защиты изоляции от повреждений при укладке.
В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации нефтепровода приняты два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.
При нанесении изоляционных покрытий следует контролировать ихсплошность искровым дефектоскопом типа ДИ-64.
Прилипаемость (адгезию) битумных покрытий к изолируемой поверхности трубопровода проверяют адгезиметром или способом треугольника в местах, вызывающих сомнение.
Нахлест витков армирующего материала и защитных оберток проверяют мерной линейкой, ширина нахлеста должна быть не менее 3 см, а на концах обертки - нахлест 10-15 см.
| |
|
В случае, если законченный строительством участок трубопровода оценивают катодной поляризацией отрицательно, определение мест повреждений и дефектов в изоляционном покрытии трубопровода должно выполняться искателями повреждений
.