Файл: По проектированию и строительствуп рое к тирован и е ист роите ль ст во газопроводов из металлических труб bсп издание официальное.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 12.01.2024

Просмотров: 97

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
7.168 При циклической укладке (методом перехвата или переезда) в колонне находится дополнительно один трубоукладчик, обеспечивающий поочередную подмену тех, которые перемещаются без нагрузки к новой рабочей позиции Схема расстановки трубоукладчиков без учета подменяющего трубоукладчика) в колонне при цикличном методе укладки равномерная, те. все расстояния ( I ) между точками подвеса газопровода одинаковые, эти расстояния приведены в таблице 26.
50

СП Таблица Диаметр газопровода, мм
Количество трубоукладчиков (грузоподъемных средств, одновременно поддерживающих плеть
Расстояние между трубоукладчиками грузоподъемными средствами, м
От 50 до 100 2
8—12
Св.
100
ДО
200 2
1 0 -1 5
»
200
»
400 2
1 2 -18
»
400
»
500 2
18— 24
>»
500
»
800 3
20— 27
»
800
»
1000 4
2 3 -3 0
»
1000
»
1200 5
28— 38
7.170 При совмещенном способе производства работ по нанесению на газопровод изоляции (в трассовых условиях) и его укладке, который применяется, как правило, при диаметрах труб свыше 500 мм, применяются схемы производства работ, представленные на рисунках
21
и
22
, а значения расстояний /, ив таблице 26.
7.171 Если газопровод на коротких участках содержит большое количество поворотов (с использованием отводов) или на трассе имеется большое количество пересечений (дороги, подземные газопроводы и другие коммуникации, укладочные работы производят методом последовательного наращивания, выполняя монтаж нитки непосредственно в проектном положении из отдельных трубили секций, подаваемых с бер­
мы.
7.172 Укладочные (изоляционно-укладочные) работы в горных условиях при поперечных уклонах строительной полосы дои на полках, имеющих достаточную ширину для прохода колонны, при их продольной крутизне не более
10
° выполняются теми же методами, что ив обычных усло­
виях.
На косогорах с уклоном более
8
° необходимо устраивать полки При продольных уклонах трассы от 10° до 25° изоляционно-укладочная колонна должна работать, как правило, с использованием дополнительного трубоукладчика, оснащенного монтажным полотенцем. При подходе колонны к участку со спуском его следует устанавливать перед головным трубоукладчиком, а при завершении работ на затяжном подъеме — в конце колонны, те. позади изоляционной машины На участках трассы с продольными уклонами более 25° изоляционно-укладочные работы ведутся совместно со сварочно-монтажны­
ми в такой последовательности- доставка отдельных трубили секций на специально подготовленные монтажные площадки, которые размещают на горизонтальных участках трассы- очистка, изоляция и футеровка труб (секций) или плетей, которые заранее могут быть заготовлены на тех же монтажных площадках- последовательное наращивание газопровода, включая выполнение работ по очистке и изоляции зон сварных стыков, с периодической подачей его по уклону вдоль траншеи.
Продольное перемещение наращиваемой плети осуществляют с помощью трубоукладчиков, тягачей и тракторных лебедок, установлен-
Рисунок
2 2
— Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода диаметром а, б, в — тоже, что и на рис.
21 51
С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 4
ных и закрепленных путем якорения на монтажной площадке Допускается в отдельных случаях производить укладку трубной плети с бермы траншеи в обводненную траншею при этом укладываемые плети должны быть предварительно за­
балластированы либо их пригрузку или закрепление на проектных отметках производят из положения на плаву с применением специальных балластирующих или анкерных устройств, технологий и средств механизации.
Особенности производства укладочных работ на заболоченной местности Изоляционно-укладочные работы в условиях болот выполняют преимущественно в зимнее время с промерзшей полосы с использованием технологических схем, которые применяют в обычных условиях Укладку газопровода на периодически затопляемой заболоченной или обводненной (за- озеренной) местности, если он забалластирован утяжелителями кольцевого типа, с учетом характера местности и гидрогеологических условий можно производить следующими способами- протаскиванием с монтажной площадки или берегового спускового канала длинномерных плетей по дну траншеи или водоема (в летний период- сплавом длинномерных плетей, оснащенных поплавками по обводненной траншее или водоему с последующей отстроповкой поплавков- с бермы траншеи колонной трубоукладчиков цикличными способами (переездом или перехватом- путем выемки грунта из-под смонтированной на поверхности болота плети газопровода, положение оси которого должно соответствовать заданному проектом створу («бесподъемный» способ укладки Для беспрепятственного прохода сва­
рочно-монтажной и укладочной бригад по болоту при минусовой температуре окружающего воздуха толщина промороженного слоя торфяной залежи должна быть, как правило, не менее
1,0
м При строительстве газопроводов на болотах сплавинного типа в зимнее время при их глубине болеем с промороженной естественным или искусственным путем торфяной залежью не менее
1
м предусматривают устройство вдольтрассовых проездов для автотранспорта и строительных машина также для выполнения работ по монтажу, сварке, изоляции и укладке газопровода технология производства этих работ должна быть такая же, как ив обычных условиях При укладке газопровода в летний период на болотах с высокой обводненностью и на заозеренных участках трассы, где работы предстоит вести методом сплава, необходимо, как правило, придерживаться следующего технологического порядка- на монтажной площадке выкладывают трубы или секции в створе траншеи- сваривают их в плеть- изолируют зоны стыков- балластируют путем навески кольцевых при- грузов- закрепляют наплети поплавки- с помощью лебедок или других тяговых средств заготовленную плеть сплавляют по обводненной траншее.
На освободившееся место на монтажной площадке выкладывают другие трубы и повторяют те же операции. Процесс наращивания сплавляемого участка длится до тех пор, пока головной конец плети не окажется на противоположном берегу болота. После окончания сплава плети опускают на дно траншеи путем последовательной отстроповки поплавков, которые оснащены специальными механическими замками с дистанционным приводом Конструкция поплавков, их грузоподъемность (полезная положительная плавучесть, а также расстояния между ними вдоль сплавляемой плети обосновываются расчетным путем и отражаются в ППР. При этом устанавливается наиболее рациональная взаимосвязь между грузоподъемностью и расстановкой поплавков, позволяющая при заданной глубине погружения газопровода получить возможно минимальные напряжения изгиба либо не превышающие установленного допустимого значения Протаскивание плети производят без длительных перерывов (каждый из них по продолжительности не должен, как правило, превышать 12 ч. Несоблюдение этого требования может вызвать присос труб к дну траншеи или водоема, занос подводной траншеи или оползание ее стенок, кроме того, в условиях низких температур возникает опасность примерзания плети к грунту на монтажной площадке ив урезной части перехода При протаскивании плети рекомендуется пользоваться преимущественно лебедками с гидравлическим приводом, которые без заметных перегрузок обеспечивают процесс перемещения плети с места. Механические лебедки могут применяться в основном при прокладке коротких (не болеем) участков газопровода. Расчет тяговых усилий должен входить в состав ППР.
7.184 Тяговые лебедки, а также отводные блоки, используемые для передачи усилий под углом к направлению створа перехода (когда это необходимо исходя из местных условий, обеспечиваются неподвижными якорями выбор их конструкции производится на основе расчетов, выполняемых на стадии разработки ППР.
7.185 Если местность в зоне расположения береговой монтажной площадки имеет значительный продольный уклон (более 7°) и крутые приурезные участки (более 15°), то для удержания плети от самопроизвольного сползания используют подвижные якоря (бульдозеры, тракторные лебедки и т.п.).
52
С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 4
7.186 Протаскивание предварительно зафу- терованной и забалластированной плети влет нее время производится непосредственно по дну подводной траншеи или водоема при этом требования к тяговым средствами якорным устройствам остаются такими же, как для зимнего строительства В качестве грузозахватной оснастки используют мягкие монтажные полотенца соответствующей грузоподъемности При укладке газопровода (с предварительной балластировкой или без нее) вдоль трассовой грунтовой насыпи в состав работ по подготовке строительной полосы добавляется следующее- спуск поверхностной воды с подготавливаемого участка- раскладка на естественный, как правило, слабый грунт полотнищ из нетканого синтетического материала (НСМ) или устройство лежневого настила- формирование грунтовой насыпи из привозного грунта.
Устройство грунтовой насыпи может производиться как в летнее, таки в зимнее время.
Укладка методом подкопа На участках трассы, где по условиям прокладки газопровода требуется его пригрузка, но вместе стем несущая способность грунтов обеспечивает возможность прохода по трассе строительной техники, допустимо применение бесподъемного способа укладки (метода подкопа) — см. рисунок Монтаж плети осуществляется непосредственно по оси будущей траншеи. Процесс заглубления плети происходит за счет выемки грунта из-под газопровода и осуществляется под действием ее собственного веса (без использования трубоукладчиков. Разработку грунта производят двухроторным экскаватором. Примерные показатели, характеризующие данный процесс, приведены в таблице Таблица Наименование показателей
Размер­
ность
На базе
«Комацу Д Диаметр укладываемого газопровода мм
До Материал труб
—
Сталь
Глубина укладки газопроводам производитель- км/ч
1,0
ность
Мощность тягача кВт
300
Масса машин с оборудова- т
54
нием
Трубоукладочное оборудова- ние:
длина м
3,5
ширина м
0,24
число секций шт
3
радиус поворота в рабом чем положении
Рисунок 23
— Укладка газопровода методом подкопа а — расчетно-технологическая схема укладки за один проход б — расчетная схема поэтапного опуска за два прохода

СП Окончание таблицы Наименование показателей
Разм ер ­
ность
На базе
«Комацу ДМ асс арабо чего оборудования т Категория разрабатываемого грунта Для защиты укладываемого газопровода от механических повреждений двухроторный экскаватор снабжается системой автоматического регулирования и управления. С этой же целью дополнительно рекомендуется применять инвентарные защитные щиты Напряжения изгиба о, в газопроводе при бесподъемном способе укладки применительно к сечению, расположенному в зоне забоя, определяются по формуле (где
E I
— изгибная жесткость газопровода (с учетом покрытия);
Ит
— глубина траншеи
q — вес единицы длины газопровода момент сопротивления поперечного сечения труб (без учета покрытия .1 9 2 При необходимости снижения напряжения изгиба в укладываемом газопроводе применяют ступенчатую схему подкопа, выполняя работы в две стадии сначала на глубину, равную половине та затем — на оставшуюся половину рисунок 23, б Напряжения изгиба при этом уменьшаются в 1,41 раза 93 Дополнительно уменьшить напряжения в укладываемом газопроводе можно за счет применения модифицированной ступенчатой схемы, в которой должны быть строго регламентированы следующие технологические параметры- расстояние между забоями /, назначаемое в пределах, рассчитанных по формулам (37— 40):
/ = ( 1 , 4 - 1 , 6 ) 4 (
37
)
- глубина копания на головном забое И определяемая как h' = hT - h{\
h’ = 0,38 Лт;
(38)
- глубина копания на заднем забое hx\
h{ = 0,62 hr Напряжения изгиба о в этом случае будут составлять ' = M l V M ^ , те. они окажутся в
2
, 3 раза меньшими, чем при одноэтапном подкопе Приведенные выше расчетные формулы получены применительно к тем случаям, когда грунтовое основание под газопроводом достаточно твердое (жесткое. Если же оно обладает податливостью, то для определения искомых параметров требуется выполнять специальные расчеты.
Защ ита газопровода от механических повреждений На участках трассы, где газопровод прокладывают в скальных, полускальных и мерзлых грунтах, дно траншеи выравнивают, устраивая подсыпку из песка или глинистого грунта толщиной не менее
10
см над выступающими частями основания. Допуск в сторону увеличения толщины слоя подсыпки составляет
10
см уменьшение толщины этого слоя не рекомендуется Для создания постели и присыпки используется грунт, не содержащий мерзлые комья, щебень, гравий и другие включения размером более 50 мм в поперечнике Допускается в зимнее время применять для создания подсыпки и присыпки несмер- зшийся грунт из отвала, разрабатывая и подавая его в траншею, или местный грунт, если предварительно его просеять или подвергнуть сортировке с помощью грохота.
Б АЛЛА СТ И РОВ КА ГАЗОПРОВОДОВ Общие положения Для обеспечения высотного положения газопровода в траншее на проектных отметках производится его балластировка или закреп­
ление.
Балластировка производится бетонированием труб, навеской железобетонных утяжелителей грунтовой засыпкой, навеской полимерно-грунто вых контейнеров и т.д.
Закрепление производится анкерными устройствами различных типов в несущих грунтах.
Балластировка газопроводов железобетонными утяжелителями различных конструкций Железобетонные утяжелители кольцевого типа рекомендуется применять на переходах через болота и обводненные участк при укладке их методом сплава или протаскивания. Утяжелитель состоит из 2 полуколе
(«скорлуп»), подкладываемых снизу трубы сверху и соединяемых между собой болтам Установка кольцевых утяжелителей на газопрс вод осуществляется на специальной монтажно площадке у перехода непосредственно пере протаскиванием.
Сначала нижний ряд полуколец укладывая ся по оси спусковой дорожки, а верхний — вдол нее затем производят футеровку газопровод укладку плети газопровода на нижний ряд пол
С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 колец укладку верхних полуколец на газопровод, закрепление полуколец между собой.
До закрепления утяжелителей на трубе проверяется величина зазора между футеровочны- ми матами и полукольцами. В местах, где зазоры составляют более 5 мм, под внутреннюю поверхность полукольца устанавливаются дополнительные маты Навеска утяжелителей седловидного типа производится после удаления воды из траншеи. Если невозможно удалить воду, то балластировка ведется вслед за опуском плети в траншею с целью исключения остаточных продольных напряжений в газопроводе.
Закрепление газопроводов анкерами Винтовые анкеры устанавливаются после укладки газопровода в траншею. В зимний период установку анкеров осуществляют по мере разработки траншеи во избежание промерзания дна траншеи.
Установка винтовых анкеров в мерзлый грунт выполняется после размораживания грунтов на глубину заделки анкеров или после их механического рыхления.
Минимальная глубина заложения винтового анкера в грунт принимается равной шести диаметрам его лопасти Установка лепестковых (раскрывающихся) анкеров в грунт производится с помощью забивной трубы. При этом анкер помещается в трубу, труба вместе с анкером забивается в грунт на проектную глубину. Затем труба извлекается на поверхность, а лепестки анкера упираются заостренными концами в стенки скважины, образованной трубой.
Раскрытие лепестков анкера производится путем извлечения анкера из грунта на 30— 35 см до полного раскрытия лепестков.
Верхние лепестки анкера после их раскрытия находятся в минеральном грунте на глубине, указанной в проекте. Раскрытие лепестков анкера фиксируется по показанию динамометра.
Забивка анкеров в грунт производится с использованием сваебойного оборудования. При толщине мерзлого грунта более 30 см необходимо предварительное бурение скважин бурильной установкой Погружение вмораживаемых анкеров в вечномерзлые грунты производят буроопуск­
ным и опускным способами.
Буроопускной способ целесообразно применять в твердомерзлых грунтах при средней температуре по их глубине минус 0,5 Си ниже, а опускной — в песчаных и глинистых грунтах, содержащих не более 15 % крупнообломочных включений, при средней температуре по их глубине -1,5 Си ниже.
Производство работ по бурению скважин осуществляется буровыми машинами.
Для разработки скважин парооттаиванием используются передвижные паровые котлы с рабочим давлением 1,0 МПа, производительность которых обеспечивает работу одновременно работающих нескольких паровых игл.
Вмораживание анкеров в грунт производят заблаговременно для обеспечения их расчетной несущей способности.
Анкерные устройства устанавливаются в заранее разработанные в вечномерзлом грунте скважины, диаметр которых превышает диаметр диска не менее чем на 3— 5 см, при этом пространство между стенками скважин и анкеров должно быть заполнено шламом.
Длина части анкера, взаимодействующая с вечномерзлым грунтом в процессе эксплуатации газопровода, составляет не менее
2
м.
Балластировка газопроводов грунтовой засыпкой
и полимерно-грунтовыми контейнерами Использование для балластировки газопроводов минеральных грунтов целесообразно при условии их заключения в гибкие полотнища из синтетических материалов, полимерно­
грунтовые контейнеры (ПГК).
7.204 В зависимости от степени обводненности и габаритов траншеи могут применяться следующие конструкции ПГК:
- анкерующие прослойки из синтетических полотнищ (АП), перекрывающие балластируемый газопровод по всей его длине и применяемые при отсутствии воды в траншее в период строительства. Полотнище укладывается на газопровод и на откосы траншеи траншея засыпается грунтом до дневных отметок, после чего полотнище перекрывает сверху засыпанный участок траншеи и края полотнища по всей длине замыкаются над засыпанным газопроводом. Может быть использована конструкция, когда края полотнища закрепляются на бермах траншеи специальными металлическими штырями и засыпаются минеральным грунтом с устройством грунтового валика. В зависимости от состояния грунта и диаметра газопровод можно балластировать сплошь по всей его длине или отдельными перемычками. Длина каждой перемычки и расстояние между перемычками определяются расчетом на стадии ППР;
- мягкие протяженные грунтозаполняемые устройства (УПГ), применяемые при наличии воды в траншее и представляющие собой (после монтажа на газопроводе) открытую протяженную емкость, монтируемую секциями длиной пом с интервалами- грунтозаполняемый контейнерный утяжелитель (КТБ) для балластировки газопроводов на переходах через малые водотоки и болота при наличии воды в траншее. Как правило, такие утяжелители следует применять в траншеях, разработанных одноковшовым экскаватором, в отличие от вышеприведенных конструкций, рекомендуемых для применения в траншеях без откосов
С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 Одиночные заполняемые минеральным грунтом КТБ требуют меньшего расхода геотекстиль- ного синтетического материала по сравнению с
ПГК.
Балластирующее устройство КТБ представляет собой два контейнера, размещенные по обе стороны газопровода, выполненные из прочного и долговечного материала, соединенные четырьмя мягкими силовыми лентами.
Устанавливаются КТБ на газопроводах по одному через равные расстояния или групповым способом. Допускается применение КТБ на болотах I типа с мощностью торфяной залежки, не превышающей глубины траншеи, при использовании для их заполнения талого, привозного минерального грунта.
1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   ...   16
О ЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопроводов должна быть очищена. Очистка полости наружных газопроводов производится в два этапа на первом этапе очищаются трубы (секции) перед сваркой в плети, на втором этапе производится продувка законченного строительством газопровода.
Очистка полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ) производится в один этап — путем очистки каждой трубы (секции) перед монтажом С целью предупреждения загрязнения полости газопровода и снижения затратна последующую ее очистку необходимо в процессе строительства принимать меры, исключающие попадание внутрь труб воды, снега, грунта и посторонних предметов. Для этого- штабели труб (секций) при хранении на открытых площадках защищают с торцов щитами от заноса снегом- на сваренных плетях устанавливают заглушки- устанавливают инвентарную заглушку на концы каждой трубы- на уложенную в траншею плеть (секцию) устанавливают по концам заглушки- при хранении длинномерных труб в бухтах или бунтах на открытых концах устанавливают заглушки после окончания рабочей смены сварочной бригады на конце плети Конструкция заглушки обеспечивает перекрытие газопровода по всему сечению, надежную герметизацию полости (для защиты от попадания воды, пыли, снега, загрязнений и посторонних предметов, устойчивое положение в трубе, возможность быстрой установки и снятия вручную, прочность и надежность В условиях отрицательных температур особое внимание рекомендуется уделять защите труб (секций, плетей) от попадания в их полость воды и снега, которые могут превращаться в леди затруднять последующую очистку полости газопровода Очистку полости и испытание законченного строительством наружного газопровода рекомендуется осуществлять в соответствии с проектом производства работ.
Специальная рабочая инструкция по очистке и испытанию составляется строительно-монтаж­
ной организацией и согласовывается с заказчиком по каждому конкретному газопроводу или группе газопроводов одного итого же объекта с учетом местных условий производства работ, согласовывается с проектной организацией и утверждается председателем комиссии по испытанию газопровода.
Утвержденная инструкция по очистке полости и испытанию газопровода включается составной частью в проект производства работ.
Очистка полости одиночных труб секций) перед сваркой в плеть Очистка полости в процессе сборки и сварки в плеть отдельных трубили секций газопроводов производится протягиванием механического очистного устройства непосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ В процессе сборки и сварки трубной плети очистное устройство перемещают внутри труб (секций- диаметром 219 мм и более — преимущественно механизированным способом (трактором) с помощью штанги- диаметром до 219 мм — вручную с помощью штанги (троса).
При этом загрязнения удаляют из каждой вновь привариваемой трубы или секции Очистку полости труб (секций) диаметром более 500 мм, собираемых в плеть с помощью внутреннего центратора, можно производить очистным устройством, смонтированным на этом центраторе.
Очистное устройство располагается впереди центратора, что обеспечивает непосредственный вынос посторонних предметов и загрязнений из полости на каждом стыке, дополнительную защиту центратора, возможность постоянно контролировать состояние очистного инструмента 3 Предварительную очистку полости труб ГРП (ГРУ) внутренних газопроводов производят перед монтажом вручную путем протягивания поршня.
Очистка полости длинномерных труб, поступающих в бухтах или бунтах, производится после их размотки на месте монтажа (укладки) продувкой скоростным потоком воздуха В качестве очистных устройств при протягивании используют специальные поршни, оборудованные металлическими щетками или скребками.
Очистка полости наружных газопроводов продувкой воздухом Газопроводы диаметром 219 мм ибо лее очищают продувкой с пропуском очистных
С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 устройства газопроводы диаметром менее 219 мм, а также газопроводы любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров газопровода или при длине очищаемого участка менее
1
км — без пропуска очистных устройств П-образные компенсаторы, исключающие продувку с пропуском поршней, очищают протягиванием очистного устройства в процессе сборки и сварки труби отводов. Полость компенсатора перед монтажом в нитку продувают Продувку выполняют сжатым воздухом, поступающим из ресивера (баллона) или непосредственно от высокопроизводительных компрессорных установок. Ресивер для продувки создается на прилегающем участке газопровода, ограниченном с обеих сторон заглушками или запорной арматурой.
Диаметр перепускной (байпасной) линии и полнопроходного крана на ней равен 0,3 диаметра продуваемого участка.
Продувка с пропуском очистного устройства считается законченной, когда после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха Продувка без пропуска очистных устройств осуществляется скоростным потоком (15—
20
мс) воздуха.
Продувка без пропуска очистного устройства считается законченной, когда из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха При любом способе прокладки газопровода протяженность участка продувки с пропуском очистных устройств устанавливается с учетом технической характеристики очистного устройства (предельной длины его пробега, длины и давления воздуха в ресивере Протяженность участка продуваемого газопровода определяется ППР.
7.221 Надземные, монтируемые на опорах газопроводы диаметром более 219 мм продувают с пропуском очистных устройств облегченной конструкции, масса и скорость перемещения которых не вызовут разрушения газопровода или опор. Продувку полости газопроводов, монтируемых на опорах, производят с пропуском поршней под давлением сжатого воздуха со скоростью не более
10
км/ч.
7.222 Если поршень застрял в газопроводе в процессе очистки полости, то его извлекают из газопровода и устраняют причину застревания, после чего участок газопровода подвергают повторной очистке. Для обнаружения остановившихся (застрявших) в газопроводе поршней применяют специальные приборы поиска.
С этой целью поршни снабжают генераторами электромагнитных волн, звука и др Герметизация концов трубных плетей при продувке производится приваркой заглушек полусферической конструкции, а компрессорные установки к газопроводу подключаются через разъемные соединения Участок газопровода продувают с пропуском поршней, оборудованных очистными и герметизирующими элементами. При этом скорость поршня не должна быть более 5 мс, а при подходе к камере приема — 1 мс. Скорость перемещения поршня устанавливается (при продувке воздухом, подаваемым непосредственно от компрессоров) путем изменения режима работы производительности) этих компрессоров ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА В грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности при отсутствии блуждающих токов стальные трубопроводы должны быть защищены изоляционными покрытиями весьма усиленного типа (допускается применение покрытий из экструдированного полиэтилена усиленного типа с обязательным применением электрохимической защиты (ЭХЗ)); в грунтах высокой коррозионной агрессивности или при наличии опасного влияния блуждающих токов — защитными покрытиями весьма усиленного типа с обязательным применением средств ЭХЗ.
8.2 Мероприятия по защите трубопроводов от коррозии должны быть предусмотрены проектом защиты, который разрабатывается одновременно с проектом строительства или реконструкции трубопровода В соответствии с ГОСТ 9.602 все виды защиты от коррозии, предусмотренные проектом, должны быть введены в действие до сдачи подземных трубопроводов в эксплуатацию Основанием для проектирования электрохимической защиты подземных стальных сооружений являются данные о коррозионной агрессивности грунтов и о наличии блуждающих токов. Указанные данные могут быть получены в результате изысканий, выполненных организацией, разрабатывающей проект подземных сооружений, либо специализированной организацией, привлекаемой на субподрядных началах. Проектирование электрохимической защиты осуществляется на основе технических условий, разрабатываемых предприятием по защите от коррозии.
На действующих подземных стальных газопроводах основанием для проектирования электрохимической защиты может также являться наличие коррозионных повреждений на газопроводах Совместная защита газопроводов и смежных подземных сооружений проектируется при наличии договоренности между организациями, являющимися владельцами газопроводов и смежных подземных сооружений.
Если такая договоренность отсутствует, то при проектировании электрохимической защиты необходимо предусмотреть возможность устранения вредного влияния на смежные сооружения.
Вредным влиянием катодной поляризации защищаемого сооружения на соседние металлические сооружения считается
С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 4
- уменьшение по абсолютной величине минимального или увеличение по абсолютной величине максимального защитного потенциала на соседних подземных металлических сооружениях, имеющих катодную поляризацию- появление опасности электрохимической коррозии на соседних подземных металлических сооружениях, ранее не требовавших защиты от нее- смещение в любую сторону величины стационарного потенциала на кабелях связи, не имеющих катодной поляризации .6
Э ХЗ стальных вставок на полиэтиленовых газопроводах длиной не болеем на линейной части и участков соединений полиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в дома (при наличии на вводе электроизолирую­
щих соединений) разрешается не предусматривать. При этом засыпка траншеи в той ее части, где проложена стальная вставка, по всей глубине заменяется на песчаную.
Стальные газопроводы, реконструируемые методом санации с помощью полимерных материалов, подлежат защите на общих основаниях.
Стальные газопроводы, реконструируемые методом протяжки полиэтиленовых труб, подлежат защите на тех участках, где стальная труба необходима как защитный футляр (под автомобильными, железными дорогами и др.).
Стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению) должны быть, как правило, защищены средствами ЭХЗ, при прокладке открытым способом — изоляционными покрытиями и Э ХЗ в соответствии с 8.1. В качестве футляров рекомендуется использовать трубы с внутренним защитным покрытием. При защите трубы и футляра средствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку .7 Проектом Э ХЗ должна быть предусмотрена установка стационарных контрольно-изме­
рительных пунктов (КИПов) с интервалом небо леем в пределах поселения и не болеем вне пределов поселения.
В первую очередь такие КИПы устанавливаются- в пунктах подключения дренажного кабеля к трубопроводу- в концах заданных зон защиты- в местах максимального сближения трубопровода с анодным заземлителем.
Рекомендуется также установка КИПов:
- в местах пересечения трубопровода с рельсами электрифицированного транспорта- у одного конца футляров длиной не болеем и у обоих концов футляров длиной более
20
мВ рабочих чертежах расстановку контрольно­
измерительных пунктов рекомендуется производить на плане и профиле трассы . 8
Исходными данными для проектирования электрохимической защиты являются совмещенный план проектируемых и существующих подземных сооружений, а также рельсовых сетей электрифицированного транспорта в масштабе
1:500, 1:1000, 1:2000 или 1:5000. По проектируемыми существующим сооружениям указываются длина и диаметр сооружений, по существующим сооружениям — места установки средств электрохимической защиты, по рельсовым сетям точки подключения отрицательных кабелей и существующих дренажных установок, данные о коррозионной агрессивности грунтов и о наличии блуждающих токов, геолого-геофизический разрез для выбора мест установки анодных заземлителей Объем измерений, выполняемых при определении коррозионной агрессивности грунтов, и методики измерений принимаются в соответствии с ГОСТ 9.602 и РД 153-39.4-091.
8.10 Определение наличия блуждающих токов по трассе проектируемого сооружения при отсутствии уже проложенных сооружений производится путем измерения разности потенциалов между двумя точками земли в двух взаимно перпендикулярных направлениях в соответствии с ГОСТ 9.602 через каждые 1000 м. Размах колебаний разности потенциалов больше 0,05 В свидетельствует о наличии блуждающих токов При наличии сооружений, проложенны вблизи трассы проектируемого сооружения н расстоянии не болеем, определение наличи блуждающих токов осуществляется путем измерения разности потенциалов на существующие сооружениях с шагом измерений
200
м Зоны опасного влияния переменно тока определяют на участках стальных трубопр водов, на которых выявлены значения напряж ния переменного тока между трубопроводом медно-сульфатным электродом сравнения, превышающие В.
Оценка опасности коррозии под действие переменного тока может осуществляться по двув критериям основному, регламентированной ГОСТ 9.602, по смещению потенциала стали катодную сторону и дополнительному — по плов ности переменного тока на вспомогательно электроде В случае прокладки подземного coop жения вблизи рельсового транспорта, электриф* цированного на постоянном токе (на расстоянв дом, рекомендуется измерить потенциал рельсовой сети с целью определения возмш ности и выбора места осуществления дрена ной защиты При проектировании газопровода взо действия электрохимической защиты проложе ных ранее сооружений рекомендуется получи данные от эксплуатирующих организаций он минальных параметрах действующих защити установок, а также данные о режимах их работ значения силы тока и напряжения на выходе у тановок, радиусы действия электрохимическ защиты Проект на устройство электрохимиче кой защиты подземных газопроводов согласо

СП 42-102-2004
вается с местной организацией по эксплуатации газового хозяйства или специализированной организацией по защите подземных газопроводов, действующей по ее поручению, и утверждается заказчиком к производству работ.
При разработке проекта согласовывают подключение электрозащитных установок к сетям переменного тока с организациями, эксплуатирующими эти сети, размещение конструктивных элементов электрозащитных установок (самой установки, анодного заземления, воздушных и кабельных линий) и дренажных установок (самой установки и дренажных кабелей, а также конт­
рольно-измерительных пунктов — с землепользователями, а в случае пересечения линий электропередачи и линий связи или подземных сооружений с организациями, эксплуатирующими эти сооружения.
Заказчик согласовывает проект строительства подземного газопровода после рассмотрения раздела Защита от электрохимической коррозии специализированной организацией поза щите газовых сетей от коррозии.
В проекте указываются данные о коррозионной активности грунтов и о наличии блуждающих токов, а также геолого-геофизический разрез в местах установки анодных заземлителей С целью обеспечения эффективности
ЭХЗ трубопроводов в проекте должна быть предусмотрена установка электроизолирую щ их соединений (электроизолирующих фланцев, муфт, вставок, стонов и др) для газопроводов.
В соответствии с РД 153-39.04-091 установку электроизолирующих соединений следует предусматривать- на входе и выходе трубопровода из земли на участках перехода подземного трубопровода в надземный разрешается вместо установки элек­
троизолирующих соединений применять электрическую изоляцию трубопроводов от опор икон струкций изолирующими прокладками- на входе и выходе газопроводов из ГРП
(ШРП);
- на вводе трубопроводов в здания, где возможен их электрический контакт с землей через заземленные металлические конструкции, инженерные коммуникации здания и нулевой провод электропроводки здания- на вводе трубопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов- для электрической изоляции отдельных участков трубопровода от остального трубопровода Определение параметров электрохимической защиты проектируемых подземных газопроводов может производиться расчетным путем. Методика расчета совместной защиты газопроводов различного назначения приведена в РД
153-39.4-091. Данная методика позволяет определить параметры катодных станций, необходимые для обеспечения защитного потенциала на всех сооружениях, которые расположены в зоне действия установок электрохимической защиты и имеют контролируемые и неконтролируемые металлические соединения, обеспечивающие электрическую проводимость Для защиты подземных газопроводов от коррозии, вызываемой блуждающими токами, применяют дренажную защиту (поляризованные или усиленные дренажи).
В тех случаях, когда включением электродре­
нажей не удается обеспечить защиту газопровода в пределах опасной зоны и на отдельных участках остаются анодные или знакопеременные зоны, в комплексе с электродренажами (или вместо них) применяют катодные установки При значительном удалении (свыше
300 м) трассы газопровода от источника блуждающих токов, а также в случае прокладки газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности применяют катодную защиту Независимо от выбранного способа (метода) электрохимической защиты при защите от почвенной коррозии катодная поляризация подземных стальных газопроводов осуществляется таким образом, чтобы значения поляризационных потенциалов стали находились в пределах от минус 0,85 В до минус 1,15 В.
При невозможности измерения поляризационных потенциалов (подземные стальные газопроводы не оборудованы контрольно-измери­
тельными пунктами для измерения поляризационных потенциалов) допускается осуществлять катодную поляризацию таким образом, чтобы значения разности потенциалов (включающие поляризационную и омическую составляющие) между трубой и медно-сульфатным электродом сравнения находились в пределах от минус 0,9 В до минус 2,5 В При защите от коррозии блуждающими токами катодная поляризация подземных стальных газопроводов осуществляется таким образом, чтобы обеспечить отсутствие на сооружении анодных и знакопеременных зон.
Мгновенные значения потенциалов по абсолютной величине должны быть, как правило, не менее значения стационарного потенциала, а при отсутствии возможности его определения — не менее 0,7 В При защите подземных стальных газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности и одновременном опасном влиянии блуждающих токов средние значения поляризационных потенциалов находятся в пределах от минус 0,85 В до минус 1,15 Вили разности потенциалов в пределах от минус 0,9 В до минус В При защите от блуждающих токов точку подключения кабеля к газопроводу рекомендуется выбирать на таком участке, где средние значения положительных потенциалов газопровода по отношению к земле максимальны.
Кроме того, пункт подключения дренажных кабелей к газопроводу рекомендуется выбирать с учетом наименьшего расстояния от пункта присоединения к источнику блуждающих токов (рельсам, дроссель-трансформаторам, отсасывающим

1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   16
СП пунктам, тяговым подстанциями возможности доступа к газопроводу без вскрытия (в регуляторных станциях и т.п.).
При возможности выбора нескольких мест присоединения предпочтение отдают участкам газопроводов с наибольшими диаметрами (при прочих равных условиях Дренажный кабель присоединяют к рельсам трамвая или к отсасывающим пунктам. Не рекомендуется непосредственное присоединение установок дренажной защиты к отрицательным шинам тяговых подстанций трамвая, а также к сборке отрицательных линий этих подстанций Подключение усиленного дренажа к рельсовым путям электрифицированных железных дорог не должно, как правило, приводить в часы интенсивного движения поездов к тому, чтобы в отсасывающем пункте появлялись устойчивые положительные потенциалы. Не рекомендуется присоединение усиленного дренажа в анодных зонах рельсовой сети, а также к рельсам де­
повских путей Поляризованные и усиленные дренажи, подключаемые к рельсовым путям электрифицированных железных дорог с автоблокировкой, не должны нарушать нормальную работу рельсовых цепей системы электрической централизации и блокировки во всех режимах.
Поляризованные и усиленные дренажи подключаются к рельсовым путям при однониточ­
ных рельсовых цепях — к тяговой нити в любом месте при двухниточных рельсовых цепях — к средним точкам путевых дроссель-трансформа­
торов, отстоящих натри рельсовые цепи отточек подключения междупутных соединителей или от других путевых дроссель-трансформаторов, к средним точкам которых подключены защитные установки и конструкции, имеющие сопротивление утечке переменного тока частотой 50 Гц через все сооружения и конструкции менее 5 Ом.
Допускается более частое подключение защитных установок, если сопротивление всех параллельно подключенных к путевому дроссель- трансформатору устройств и сооружений более
5 Ом (во всех случаях сопротивление утечке переменного тока включает сопротивление защитной установки при шунтированном поляризованном элементе и сопротивление заземления собственно сооружения На опытное включение дренажной установки получают разрешение транспортного ведомства. Представитель транспортной организации присоединяет дренажный кабель к сооружениям источников блуждающих токов Объем измерений, выполняемых при опытном включении, определяется организацией, проектирующей электрохимическую защиту. Порядок измерений излагается в программе, составленной перед началом работ, в которой указываются режимы работы защиты при опытном включении, пункты измерений на газопроводах и смежных сооружениях, продолжительность измерений в каждом пункте с указанием размещения измерительных приборов Продолжительность работы опытной дренажной защиты определяется в зависимости от местных условий и варьируется от нескольких десятков минут до нескольких часов. При этом как правило, должен быть охвачен период максимальных нагрузок электротранспорта Измерение силы тока дренажа, потенциалов на защищаемом газопроводе, смежных сооружениях и рельсах электротранспорта производят в соответствии с режимами работы установки защиты, намеченными программой Измерения потенциалов на смежных сооружениях в период опытного включения дренажной защиты выполняются организациями, эксплуатирующими эти сооружения. В отдельных случаях эти работы выполняются организацией, проектирующей электрохимзащиту, в присутствии представителей эксплуатационных организаций введении которых находятся смежные сооружения При опытном включении катодной защиты для установки временных анодных заземлений рекомендуется выбирать участки, на которых впоследствии предполагается разместить и стационарные заземления В качестве постоянных анодных заземлителей установок катодной защиты применяют железокремнистые, углеграфитовые, стальные и чугунные электроды, помещенные в большинстве случаев в коксовую засыпку.
Технико-экономический расчет анодных заземлений заключается в определении оптимальных конструктивных параметров и числа анодных заземлителей.
Анодные заземлители следует размещать на максимально возможном удалении от защищаемого трубопровода ив грунтах с минимальным удельным электрическим сопротивлением ниже уровня их промерзания При опытном включении электрохимической защиты рекомендуется определять основной ее параметр — среднее значение силы тока вцепи электрозащиты.
При составлении проекта остальные параметры защиты (электрическое сопротивление дренажного кабеля, сопротивление растеканию тока анодного заземления, напряжение на зажимах катодной станции или вольтдобавочного устройства усиленного электродренажа) рассчитывают или выбирают с учетом технико-экономически показателей различных вариантов соотношенит параметров Выбор параметров анодного заземления производится на основании данных о величине удельного электрического сопротивленит грунта (с учетом геолого-геофизического разреза) и силы тока катодной защиты Протекторную защиту подземных стальных сооружений в основном применяют при опасности почвенной коррозии. При защите от коррозии блуждающими токами протекторы приме

СП 42-102-2004
няют при средних значениях анодных потенциалов на сооружении до + 0,3 В и оборудуют вентильными устройствами Протекторы используют в грунтах с удельным электрическим сопротивлением не более 50 Ом-м, устанавливая их на глубине не менее
1
м ниже границы промерзания грунта Протекторную защиту осуществляют с одиночной или групповой расстановкой протекторов. Схему расстановки протекторов выбирают с учетом технико-экономических показателей для данного сооружения Располагать протекторы на расстоянии ближе 3 мот защищаемого сооружения не рекомендуется, так как это может привести к повреждению изоляционного покрытия солями растворяющегося протектора. Допускается применение протяженных протекторов. Как правило, протектор располагают на расстоянии 4— 5 мот газопровода В случае прокладки газопроводов водной траншее или в разных траншеях на расстоянии не болеем допускается предусматривать электроперемычки из изолированных стальных полос (с изоляцией не ниже изоляции газопровода. Разъемные соединения выводятся подлюк.
8.41 Если расстояние между газопроводами свыше 5 м электроперемычки выполняются кабелем, имеющим общее сечение жил не менее 50 мм по меди. Присоединение кабелей к газопроводам выполняется через контактные устройства. Кабелями указанного сечения выполняются также обводные электроперемычки на ГРП с подземными вводами В проектах электрохимзащиты прямые нерегулируемые перемычки предусматриваются только для соединения металлических однородных коммуникаций с идентичной изоляцией (например, водопроводов различных назначений или газопроводов различных давлений В проектах совместной электрохимза­
щиты различных подземных сооружений предусматривается система поляризованных и регулируемых электроперемычек для подключения сооружений Поляризованные или вентильные элек­
троперемычки применяются для подключения к электрозащитным установкам или к основному защищаемому сооружению другого сооружения Регулируемые электроперемычки применяются для включения в систему защиты сооружения, отличающегося от основного защищаемого сооружения продольной проводимостью и состоянием изоляционного покрытия, например водопровода или теплопровода, к электрозащит- ной установке или к газопроводу, а также для выравнивания потенциалов между газопроводом и футляром Для присоединения к подземным газопроводам кабелей от электрозащитных установок используют контактные устройства (КУ. Контактное устройство может быть выполнено в колодцев колонке или в ковере согласно существующим типовым чертежам. При необходимости подключения кабеля от электрозащитной установки к подземному участку газопровода может быть использовано типовое решение по соединению кабеля с газопроводом.
В случаях подключений к газопроводам, проложенным под дорогами и проездами с интенсивным движением транспорта, контактные устройства рекомендуется выносить за их пределы Электроизолирующие соединения (ЭИС) устанавливаются в зоне действия электрохимической защиты. Основное назначение электро­
изолирующих соединений заключается в ликвидации нерегулируемых контактов газопроводов с другими заземленными коммуникациями икон струкциями.b8.48b Установку электроизолирующих соединений предусматривают преимущественно на надземных участках газопроводов вблизи места выхода их из земли, как правило, после отключающего устройства. Высота установки электроизо­
лирующего соединения выбирается по технологическим условиям прокладки газопровода В проекте указываются пункты измерений, в которых в обязательном порядке осуществляется контроль потенциалов при проведении наладочных работ.
К таким пунктам относятся- пункты с минимальными максимальным (по абсолютной величине) защитным потенциалом- пункты, расположенные в грунтах наиболее высокой коррозионной агрессивности- пункты, наиболее приближенные к источникам блуждающих токов- пункты, наиболее приближенные к анодным заземлителям.
П РОИ З ВОД СТ ВО ИПР И ЕМКА РАБОТ ПО ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЕ До начала строительно-монтажных работ строительная организация получает в соответствующих местных органах власти разрешение на производство работ, после чего вызывает на место производства работ все заинтересованные организации, уточняет сих помощью наличие и местоположение в зоне производства работ подземных сооружений и коммуникаций, согласовывает сними план производства работ Перед началом производства строитель­
но-монтажных работ подрядчик извещает о дате начала работ заказчика, проектную организацию, организацию, осуществляющую технический надзор за строительством, и организацию, на обслуживание которой будет передаваться строящаяся защитная установка Строительном онтаж ны е работы на объектах строительства электрозащитных установок осуществляются по технологиям, предусмотренным проектами производства работ Строительство и монтаж узлов и деталей электрозащитных установок рекомендуется осуществляться по типовым чертежам альбома

СП 42-102-2004
МГНП 01-94 Узлы и детали электрозащиты инженерных сетей от коррозии института АО «Мос- газНИИпроект».
Допускается строительство и монтаж отдельных узлов и деталей электрозащитных установок производить по чертежам, разработанным специализированными проектными организациями имеющими лицензии на выполнение конструкторских разработок) и согласованным с заказчиком, эксплуатационной организацией и подрядными строительными организациями .5 4 Приварку контактных устройств, элект­
роперемычек и контрольных проводников к действующим газопроводам осуществляют организации, в эксплуатации которых находятся эти газопроводы, по договорам с подрядчиками.
Приварку контактных устройств, электропере­
мычек и контрольных проводников к строящимся газопроводам осуществляют специализированные строительные организации, имеющие лицензии на производство сварочных работ на газопроводах и аттестованных сварщиков.
Все работы, связанные с присоединениями дренажных кабелей к соответствующим устройствам сети электрифицированного транспорта, производят в соответствии с предписаниями эксплуатационных организаций (железных дороги трамвая) ив присутствии представителей этих организаций .5 5 Восстановление изоляционных покрытий на газопроводах после приварки контактных устройств, электроперемычек или контрольных проводников осуществляют организации, в эксплуатации которых находятся эти газопроводы, или сих согласия специализированные организации, имеющие лицензии на производство изоляционных работ на действующих газопроводах, подо говорам с подрядчиками .5 6 Используемые в качестве стационарных медно-сульфатные электроды сравнения заполняют незамерзающим электролитом в соответствии с сертификатом качества.
Перед оборудованием контрольно-измери­
тельных пунктов стационарными медно-сульфат­
ными электродами сравнения рекомендуется проводить лабораторный предустановочный контроль последних, в процессе которого организацией проверяется переходное сопротивление электрод раствор, величина которого должна быть не более 1 кОм .5 7 Технологический процесс монтажа контактных устройств, электроперемычек, контрольно­
измерительных пунктов и анодных заземлителей осуществляется под пооперационным контролем представителей организаций, осуществляющих технический надзор за строительством электро­
защитных установок с оформлением соответствующих актов приемки .5 8 Прокладка кабелей по стенам зданий и опорам, монтаж электрических щитков и подключения к действующим сетям электропитания осуществляются в соответствии с Правилами устройства электроустановок Минтопэнерго РФ,
«Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей Минэнерго РФ и Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок Министерства труда и социального развития РФ и Минэнерго РФ .5 9 Прокладка кабелей в земле осуществляется в соответствии с требованиями ПУЭ. Засыпка уложенных в траншеи кабелей производится после их приемки представителем технического надзора с оформлением соответствующих актов .6 0 Для оборудования установок электрохимической защиты рекомендуется проводить пре­
дустановочный (предмонтажный) контроль на соответствие показателям качества с оформлением соответствующих актов. Предустановочный контроль выполняется заказчиком или по договору с ним подрядчиком или эксплуатационной организацией Преобразователи установок электрохимической защиты рекомендуется монтировать на соответствующих фундаментах или металлических каркасах, которые не должны иметь контактов с фундаментами или другими элементами зданий .6 2 Преобразователи установок электрохимической защиты во избежание поражения людей электрическим током заземляются или за- нуляются в соответствии с требованиями ПУЭ.
8 .6 3 После завершения строительно-мон­
тажных работ подрядчиком составляется Акт на приемку строительно-монтажных работ, который подписывается заказчиком, подрядчиком, представителями технического надзора и представителями проектной организации. Акт на приемку строительно-монтажных работ составляется на каждую установку в отдельности .6 4 Исполнительные чертежи на построенные установки электрохимической защиты составляются строительными организациями в процессе производства работ до засыпки кабельных прокладок и всех узлов, заверяются представителями заказчика и эксплуатационных организаций, которым передаются установки, после проверки соответствия их проекту и натуре на основании промеров и осмотров до засыпки .6 5 Заверенные представителями заказчиков и эксплуатационных организаций исполнительные чертежи должны сдаваться строительными организациями в территориальные геодезические организации — держатели геофонда которые осуществляют их приемку после контрольных геодезических съемок в открытых траншеях и котлованах .6 6
После завершения строительно-монтаж­
ных работ в полном объеме строительные организации передают заказчикам для организации выполнения наладочных работ следующую документацию- проект со всеми согласованиями, допущенными входе строительно-монтажных работ, от отуплениями от него —
1
экз

СП 42-102-2004
- исполнительные чертежи масштаба 1:500 на кальке с отметкой о приемке их в геофонд —
1
экз. ив копиях — 3 экз- журнал авторского и технического надзора
—
1
экз- справки от смежных организаций о выполнении работ в полном объеме, если такие работы были предусмотрены проектами, —
1
экз- технические паспорта на преобразователи, дренажные устройства Э И Си сертификаты качества предприятий-изготовителей на протекторы, анодные заземлители, неполяризующиеся медно-сульфатные электроды и другие комплектующие изделия —
1
экз- акты приемки электромонтажных работ —
1
экз- акты приемки контактных устройств, элект­
роперемычек, опорных и контрольных пунктов —
1
экз- акты приемки скрытых работ экз- акты проверки сопротивления растеканию контуров анодных заземлений —
1
экз- протоколы измерений сопротивления изоляции кабелей —
1
экз- протоколы измерений сопротивления петли фаза ноль или сопротивления защитного заземления —
2
экз- акты предустановочного контроля преобразователей —
1
экз- акты пневматических и электрических испытаний электроизолирующих соединений — экз- акты приемки установленных электроизоли­
рующих соединений —
1
экз- справки о выполненном благоустройстве территорий, на которых производились строитель­
но-монтажные работы, от владельцев этих территорий —
1
экз Указанная документация по поручению заказчиков может передаваться сразу непосредственно эксплуатационным организациям в случаях, когда наладочные работы будут выполняться этими организациями После приемки документации от строительных организаций в полном объеме заказчик заключает договора с энергоснабжающими организациями на пользование электроэнергией, заключает сними акты разграничения балансовой принадлежности и ответственности за эксплуатацию линий электропитания и получает от местных органов Энергонадзора в установленном ими порядке разрешения на допуск установок электрохимической защиты в эксплуатацию Перед приемкой электрохимической защиты необходимо провести наладочные работы, включающие в себя осмотри проверку всех доступных элементов электрохимической защиты и контроль потенциалов газопроводов во всех пунктах измерений, указанных в проекте электрохим- защиты.
В процессе проведения наладочных работ определяется соответствие реальных параметров электрохимической защиты проектным, определяются зоны защиты и устанавливаются оптимальные режимы работы установок электрохимической защиты (приложение М Заказчик по заявлению подрядчика собирает комиссию по приемке установки Э ХЗ в эксплуатацию. В комиссию должны быть включены представители заказчика, подрядчика, проектной и эксплуатационной организации, а также организации, по поручению региональных властей курирующей работы по защите подземных сооружений от коррозии в регионе. В комиссию по приемке в эксплуатацию установок ЭХ З включаются представители территориальных органов
Госгортехнадзора России.
Комиссия производит осмотр доступных узлов электрозащитных установок, проверяет их соответствие предъявленной документации, знакомится с техническим отчетом по наладке элек­
трозащитных установок и принимает решение по приемке установок защиты в эксплуатацию.
Заказчик передает эксплуатационной организации полученную от подрядчика документацию в полном объеме, а также акты о допуске Гос­
энергонадзором установок защиты в эксплуата­
цию.
В ходе приемки комиссия может проверить эффективность защиты подземных сооружений по своему усмотрению и проверить качество исполнения любого скрытого элемента защиты. В этом случае подрядчик обязан вскрыть этот узел для осмотра.
Все выявленные недостатки подрядчик устраняет в установленные комиссией сроки, после чего вызывает комиссию повторно Приемка в эксплуатацию установок электрохимической защиты оформляется актом. Установка считается принятой в эксплуатацию с момента утверждения акта приемки.
З А ЩИТА ГАЗОПРОВОДОВ ОТК О Р РОЗ И И ИЗОЛЯЦИОННЫМИ ПОКРЫТИЯМИ Работы по нанесению изоляционных покрытий на трубы осуществляются в базовых условиях на механизированных линиях изоляции в соответствии с технологическим регламентом или Технологической инструкцией, разработанным для каждого типа покрытия и согласованным с головной организацией. Качество покрытия труб должно соответствовать требованиям технических условий на каждый вид покрытия Основные нормативные требования к наружным покрытиям подземных газопроводов, а также структура покрытий, регламентируемые ГОСТ 9.602 и РД 153-39.4-091, должны быть изложены в ТУ В качестве основных материалов для формирования защитных покрытий установлены полиэтилен, полиэтиленовые липкие ленты, тер- моусаживающиеся полиэтиленовые ленты, битумные и битумно-полимерные мастики, наплавляемые битумно-полимерные материалы, полимер­
но-битум ны е ленты, композиции на основе

СП хлорсульфированного полиэтилена, полиэфирных смоли полиуретанов. Применяемые материалы и покрытия на их основе должны соответствовать требованиям технических условий и иметь сертификаты качества или технические паспорта .7 5 Изоляционные работы на месте укладки газопроводов допускается выполнять ручным способом только при изоляции сварных стыков, мелких фасонных частей, а также резервуаров СУГ, исправлении повреждений покрытия, возникших при транспортировании труб в размере небо лее
10
% площади покрытия, а также при ремонте участков газопроводов длиной не болеем. При температуре воздуха ниже минус 25 Спр о ведение изоляционных работ запрещается На всех этапах строительном онтаж ных работ по изоляции труб, нанесению покрытий на сварные стыковые соединения газопровода, ремонту мест повреждений изоляции проводится контроль показателей качества покрытий толщины, адгезии, диэлектрической сплошности.
8 .7 7 Качество работ по очистке, прайм иро- ванию поверхности и нанесению покрытий натру бы, выполняемых в заводских условиях и напр о изв од с тв е н н ы х базах строительном он та ж н ы х организаций, проверяет и принимает отдел технического контроля или лаборатория предприятия. Проверку качества изоляционных работ натра с се осуществляют инженерно-технические работники строительном онтаж ной организации выполняющей изоляционные работы, а также технический надзор заказчика или организации, эксплуатирующей трубопроводы . Качество очистки проверяют осмотром внешней поверхности труб .7 8 Качество нанесенного на трубы защитного покрытия определяют внешним осмотром, измерением толщины, проверкой сплошности и адгезии к металлу. Газопровод укладывают в траншею, присыпают грунтом на 20— 25 см и проверяют отсутствие непосредственного электрического контакта между металлом трубопровода и грунтом с выявлением дефектов в защитном покрытии. Требования к качеству изоляционных покрытий приведены в таблице 28.
8 .7 9 Толщину защитных покрытий контролируют приборным методом неразрушающего контроля с применением толщин ом еров и других измерительных приборов- для экструдированного полиэтилена и битумном астичных покрытий — в базовых и заводских условиях на каждой десятой трубе одной партии не менее чем в четырех точках по окружности трубы ив местах, вызывающих сомнение
Т а блица Наименование показателей
Норма для покрытий
Из экструдиро­
ванного
полиэтилена1
Комбинирован­
ное мастично­
ленточное2
Комбинирован­
ное ленточно-
полиэтилено­
вое3
Из полиэтиленовых липких
лент4
На основе битумных
мастик
Толщ ина покрытия, мм, не менее, в зависимости от диаметра труб до 89— 2,2 0
до 259—2,5 0 до 426— 3,0 0
от 530— 3,5 0 от
57 до
820— 4,0 0 до 114— 2,2 0
до 259—2,5 0
до 530— 3,0 0 от 57 до
426 мм — 1,8 0 до 159
(включ.)—
7,5 св. 159 — Адгезия к стальной поверхности трубы при 20 С, кгс/см2, не менее 1,5 2,0 1.5 Ударная прочность, Дж на 1 мм толщины покрытия до 57— 3,5 0 от 76 до 159— 4,25 0 от 219 дона всю толщину покрытия до 57— 3,5 0
от 76 до 159— 4,25 0
от 219 до
530— 5,0 0 до 273— 4,0 0 от 325 дона всю толщину покрытия до 159— 4,0 0 от 176 дона всю толщину покрытия)
Величина напряжения при контроле сплошности на
1
мм толщины покрытия, кВ 5,0 5,0 5,0 Переходное электросопротивление на законченном строительством газопроводе, Ом*м2, не менее 1
-
105 Ю 5-10 М О Покрытия изготавливаются по ТУ 1390-002-01297858; ТУ 1390-003-00154341; ТУ 1390-003-0128465 ТУ 1390-002-01264659 ТУ 1390-005-01297858; ТУ РБ 03289805.002; ТУ 1394-002-47394390; ТУ 1394-002-4734390; ТУ
1394-012-17213088.
2 Покрытия изготавливаются из полимерно-битумных лент типа Пирма и Литкор, выпускаемых по ТУ 2245-003-48312016 и ТУ 2245-001-48312016 соответственно Покрытия изготавливаются по ТУ 1390-013-04001657; ТУ 1390-014-05111644; ТУ РБ 03289805.001.
4 Покрытие должно соответствовать требованиям РД 153-39.4-091
64

СП 42-102-2004
- для битумно-мастичных покрытий — в трас­
совых условиях на
10
% сварных стыков труб, изолируемых вручную, в тех же точках- для битумно-мастичных покрытий на резервуарах — водной точке на каждом квадратном метре поверхности, а в местах перегибов изоляционных покрытий через
1
м по длине окружности Толщину защитного покрытия из полимерных липких лент проверяют при намотке ленты внешним осмотром по количеству слоев навиваемой ленты и ширины нахлеста ленты Адгезию защитных покрытий к стали контролируют приборным методом с применением адгезиметров.
Для мастичных битумных покрытий допускается определение адгезии методом выреза треугольника с углом 45° и отслаиванием покрытия от вершины угла. Адгезия считается удовлетворительной, если при отслоении более 50 % мастики остается на металле.
Адгезию покрытия из полиэтиленовых липких лент определяют через
1
сут после нанесения на трубы и стыки Сплошность покрытий труб в базовых и заводских условиях контролируют по всей поверхности приборным методом неразрушающего контроля с помощью искрового дефектоскопа при напряжении 4,0 или 5,0 кВ на 1 мм толщины покрытия после процесса изоляции труба также на трассе после ремонта покрытий трубопроводов, изоляции стыков и резервуаров в соответствии с требованиями таблицы 28.
8.83 Проверку защитного покрытия после присыпки газопровода на отсутствие внешних повреждений, вызывающих непосредственный электрический контакт между металлом трубопровода и грунтом, производят приборами в соответствии со специальной инструкцией, составленной применительно к типу и схеме приборов Дефектные места, а также повреждения защитного покрытия, выявленные вовремя проверки его качества, исправляют до окончательной засыпки газопровода. При этом обеспечиваются однотипность, монолитность защитного покрытия. После исправления отремонтированные места подлежат вторичной проверке По окончании строительства защитное покрытие уложенных трубопроводов и резервуаров принимают представители заказчика с оформлением акта на скрытые работы.
При сдаче защитного покрытия газопровода по требованию представителя заказчика предъявляют сертификаты (паспорта) на каждую партию материалов или результаты лабораторных испытаний материалов — данные лабораторных испытаний проб, взятых из котлов в процессе приготовления битумной мастики журнал изоляционных работ акт проверки качества защитного покрытия Для строительства подземных газопроводов применяют трубы с защитным покрытием, нанесенным в базовых условиях. Основные характеристики покрытий приведены в таблице 28.
8.87 Наиболее прогрессивным покрытием для труб диаметром от 57 до 2020 мм является покрытие из экструдированного полиэтилена, нанесенное на трубу по жесткому адгезиву.
8 .8 8
Покрытие из полиэтиленовых липких лент отечественного и зарубежного производства наносится на трубы диаметром от 45 до 530 мм.
Структура покрытия весьма усиленного типа включает два слоя полиэтиленовой липкой ленты толщиной 0,63 мм, нанесенной по специальной битумно-полимерной грунтовке, и наружную обертку из оберточной полиэтиленовой ленты с липким слоем Покрытия на основе битумных мастик должны состоять из нескольких армированных слоев мастики, нанесенной на трубу по битумному праймеру. Структура покрытия включает- грунтовку битумную (праймер);
- мастику- армирующий слой- мастику- армирующий слой- мастику- обертку из бумаги Для изготовления покрытий рекомендуется применять битумно-резиновую (ГОСТ 15836), битумно-атактическую, битумно-полимерную (ТУ
5775-001-18314696, ТУ 5775-002-32989231, ТУ
2513-001-15111644) мастики, а также мастику
«Асмол» (ТУ 5623-002-05111644).
8.91 В качестве армирующих материалов для мастичных битумных покрытий применяют стеклохолсты ВВ-К, ВВ-Г, нетканое полимерное полотно марки С 1 .100.80-0444 (ТУ 8390-002-
46353927; ТУ 8390-007-05283280), стеклоткань Э (с (ГОСТ 19907). Допускается применять стеклохолсты других марок, соответствующие основным показателям, установленным в нор­
мативно-технической документации на В В -К и
ВВ-Г.
8.92 Изготовление мастики нанесение их на трубы производится в соответствии с технологическим регламентом, разработанным в установленном порядке Важнейшими условиями, определяющими эффективность защитного покрытия и продолжительность срока его службы, являются качественная очистка и праймирование поверхности труба также соблюдение температурного режима в процессе изготовления мастики и нанесения ее на трубы. Толщина наносимого изоляционного слоя, его сплошность и прилипаемость, степень пропитки армирующей обмотки зависят от вязкости мастики, регулируемой изменением температуры в ванне в зависимости от температуры окружающей среды Для труб диаметром от 57 до 530 мм наравне с другими может применяться комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие, структура которого приведена в таблице 29.
65

СП Таблица Структура покрытия
Толщина покрытия для труб диаметром
До
1 14
ММ
До
250 мм
До
530 мм
Г рунтовочный слой — би­
тумно-полимерная мастика Расход 80— 120 гм для всех диаметров труб
Изолирующий подслой — лента полиэтиленовая
Полилен-40-ЛИ-45 0,45 0,45 Защитный слой — экстру­
дированный полиэтилен 2,05 Общая толщина 2,5 ПРОИЗВОДСТВО ИПР И ЕМКА РАБОТ ПОИ ЗОЛЯ Ц И И СВАРНЫХ СТЫКОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ СТАЛЬНЫХ bbП ОД ЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ И РЕМОНТУ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ ПОКРЫТИЯ При строительстве трубопроводов сварные стыки труб, фасонные элементы (гидрозат­
воры, конденсатосборники, колена) и места повреждения защитного покрытия изолируют в трассовых условиях теми же материалами, что и газопроводы, или другими, по своим защитным свойствам не уступающими покрытию линейной части трубопровода и имеющими адгезию к этому покрытию.
Для изоляции стыков и ремонта мест повреждений газопроводов с мастичным битумным покрытием не допускается применять полиэтиленовые или поливинилхлоридные ленты Проведение изоляционных работ в тр ас­
совых условиях вовремя дождя и снегопада допускается только при условии защиты изолируемой поверхности от попадания влаги. При температуре воздуха ниже минус 25 С проведение изоляционных работ запрещается Качественное выполнение работ по формированию покрытия из полиэтиленовых липких лент на трассе возможно лишь при положительных температурах окружающего воздуха, те. в теплое время года Перед проведением работ по изоляции стыков необходимо выполнять следующие подготовительные работы- ознакомиться с технологией изоляционных работ- подготовить необходимое оборудование и приспособления- подготовить укрытие для изоляционных работ в случае ненастной погоды.
И золяция стыков газопроводов с покрытием из экструдированного полиэтилена термоусаживающ имися лентами Для изоляции могут применяться отечественные термоусаживающ иеся ленты Дон- рад-СТ» (ТУ 2245-004-46541379), «ДРЛ-СТ» (TV
2245-002-31673075), «Терма-СТ» (ТУ 2245-001-
44271562), «ЛТА-С» (ТУР Б 03230835-005), атак же термоусаживающиеся ленты фирмы «Райхем» класса не ниже С. Толщина термоусаживаю- щейся ленты должна быть не менее
1,8
мм 0 Изоляция сварных стыков выполняется в соответствии РД 153-39.4-091 и состоит из ряда последовательно проводимых технологически операций- предварительный подогрев и сушка стыка при необходимости- очистка зоны сварного стыка щетками или пескоструйным аппаратом- формирование манжеты из ленты- нагрев зоны сварного стыка- нанесение и усадка манжеты Для формирования манжеты термоуса- живающаяся лента, используемая для изоляции сварного стыка труб, вырезается таким образом чтобы ее нахлест на заводское изоляционное покрытие составлял не менее 70 мм, а длина соответствовала длине окружности газопровода плюс
20
% этой длины, необходимой для термо­
усадки материала, плюс
100
мм на нахлест при формировании манжеты.
Ф ормирование из ленты кольцевой манжеты проводится непосредственно на газопроводе рядом со стыком. При этом заготовка ленты по кольцу изгибается вокруг сварного стыка газопровода. Величина нахлеста ленты составляет не менее
100
мм.
Под манжету вместе нахлеста ленты подставляется прокладка из термостойкого (фтороплас­
тового) материала. После чего с помощью ручной газовой горелки прогревают адгезионный подслой ленты вместе нахлеста до образования расплава. После этого вручную с применением прикатывающего ролика производится уплотнение места нахлеста ленты. По мере остывания расплава происходят склеивание ленты и формирование кольцевой манжеты.
Подготовленную манжету оставляют рядом зоной сварного стыка газопровода до тех пор пока не прогреют стык до необходимой температуры Нагрев зоны сварного стыка до необходимой температуры (130 — 140 С) производя ручными газовыми горелками различных конструкций. Газовая горелка обеспечивает получение факела некоптящего пламени длиной не менее мм и шириной до 100 мм. Контроль температуры нагрева стыка в разных точках осуществляют пробным контактом полоски ленты, пр кладываемой к поверхности разогретого сты подклеивающим слоем. Если подклеивающи слой ленты при контакте с металлом трубы быстро плавится и прилипает к стальной повер* ности, температура стыка достаточна для формирования покрытия из термоусаживающейс ленты. При нагреве стыка до указанной выи температуры металл приобретает сизовать цвет
С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 4
8.103 Края примыкающего к стыку покрытия также нагреваются мягким пламенем горелки до 90 — 100 С, полиэтилен при этом может слегка размягчиться Нанесение и усадка манжеты.
После нагрева изолируемой зоны до необходимой температуры термоусаживающаяся манжета устанавливается на место сварного стыка. Величина нахлеста манжеты на заводское покрытие труб составляет не менее 70 мм по обе стороны сварного стыка.
Процесс термоусаживания манжеты начинается с ее фиксирования на зоне сварного стыка. Это достигается равномерным прогревом центральной части манжеты по всему периметру, в результате чего манжета дает термоусадку и фиксируется на трубе. Для обеспечения равномерности термоусадки материала и предотвращения сваривания манжеты к верхней образующей газопровода в самом начале процесса термоусад­
ки между манжетой и трубой по обеим сторонам манжеты устанавливаются эластичные специальные кольцевые прокладки толщиной
10
—
15 мм (могут быть изготовлены из отрезков кабеля И Т . Д . ) После закрепления манжеты на изолируемом участке газопровода прокладки вынимаются и производятся прогрев и усадка всей ман­
жеты.
Процесс усадки ведется от центра манжеты к кромкам. При этом для обеспечения максимального адгезионного контакта между манжетой и изолируемым участком газопровода не рекомендуется допускать образования под покрытием воздушных пузырей, складок. Уплотнение, выравнивание покрытия могут производиться вручную с помощью рукавицы, прикатывающим эластичным валиком, дощечкой с мягкой, эластичной набивкой и др.
Термоусаживающаяся манжета плотно, без гофр и складок облегает изолируемый участок газопровода с выходом валика расплава адгезионного подслоя ленты из-под манжеты на заводское покрытие Контроль качества покрытия, нанесенного на зону сварного стыка.
Сформированное защитное покрытие удовлетворяет следующим требованиям- имеет одинаковую величину нахлеста на заводское покрытие- копирует рельеф изолируемой поверхности сварного стыка без гофр, морщин, протяженных и локальных воздушных включений- не имеет проколов, задиров и других сквозных дефектов- толщина сформированного покрытия не менее
1,8
мм- показатель прочности адгезионной связи сформированного покрытия с металлом и заводским полиэтиленовым покрытием составляет не менее 3,5 кг на 1 см ширины отслаиваемой по­
лосы.
Изоляция стыков и ремонт мест повреждений
полимерных покрытий газопроводов с применением полиэтиленовых липких лент Для изоляции стыков подземных газопроводов малых и средних диаметров (057— 530 мм) с покрытием из полиэтиленовых липких лент базового нанесения применяются полиэтиленовые липкие ленты типа ПОЛИЛЕН. Липкие ленты наносятся на трубу по специальному клеевому праймеру, выпускаемому под каждый вид ленты В трассовых условиях при выполнении работ по изоляции стыков для обеспечения требуемого натяжения (1,5 — 2,0 кг на 1 см ширины навиваемой полосы) целесообразно применять специальные машинки для изоляции стыков газопроводов липкими лентами Для ручного способа нанесения покрытия на стык могут быть рекомендованы лента ПОЛИЛЕН ЛИТУ) и двусторонние липкие ленты. Они достаточно эластичные, чтобы осуществить требуемое натяжение для обеспечения качественного покрытия Для механизированного способа нанесения покрытия с помощью специальных машинок могут использоваться другие марки полиэтиленовых липких лент, в частности ПОЛИЛЕН ЛИТУ, толщина которых 0,625 мм Качество покрытия стыка из полиэтиленовых липких лент должно, как правило, соответствовать требованиям РД 153-39.4-091.
8.111 Очищенную поверхность газопровода рекомендуется сразу перед нанесением покрытия покрывать сплошным слоем грунтовки, специально выпускаемой под каждый вид ленты Перед нанесением ленточного покрытия на стык выступающее клеймо сварщика рекомендуется заровнять пластичной битумной мастикой, нанесенной на праймер.
1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   16
8.113 Для изоляции сварных стыков труб с полиэтиленовым покрытием рекомендуется снять кромку полиэтиленового покрытия на конус, придать шероховатость примыкающему к стыку полиэтиленовому покрытию металлическими щетками или наждачной бумагой. Заусенцы со сварного стыка снять шлиф-машинкой или напильником, стык предварительно обернуть полоской липкой изоляционной лентой При изоляции стыков газопроводов с покрытием из полиэтиленовых липких лент рекомендуется снять с примыкающего к стыку покрытия защитную обертку на длину около
10
см.
Полиэтиленовую изоляционную ленту нанести на запраймированную и обернутую полоской ленты поверхность стыка таким образом, чтобы образовался нахлест с примыкающим к стыку заводским покрытием не менее
10
см, те. на тот участок, с которого снята защитная обертка
С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 4
8.115 Нанесение изоляционной ленты на стык осуществляется по подсохшему до отлипа прай­
меру, причем праймер наносится не только на околошовную зону сварного стыка, но и на примыкающее к стыку полиэтиленовое покрытие.
Праймер наносится равномерным слоем, особое внимание рекомендуется уделять равномерности нанесения праймера на нижнюю образующую стыка газопровода. Не рекомендуется допускать наличие пропусков праймера по поверхности На стык, изолированный полимерной липкой лентой, наносят в один слой защитную полимерную обертку с нахлестом витков 2— 2,5 см Засыпку газопровода грунтом осуществляют только после формирования адгезии покрытия При нанесении покрытия на фасонные части из двусторонней липкой ленты ширина навиваемой полосы может быть до 5 см независимо от диаметра трубы. Ширина полиэтиленовой ленты с липким слоем для ручного способа нанесения — не более
10
см 9 Ремонт поврежденного участка покрытия из полиэтиленовых липких лент выполняют путем наклейки на поврежденные места после снятия защитной обертки и второго слоя изоляционной ленты трехслойных заплат из полиэтиленовой липкой ленты Перед наклейкой заплат оголенный участок трубы очищают от ржавчины, пыли, высушивают и покрывают соответствующей грунтовкой Участок заплаты из липкой полиэтиленовой ленты перекрывает поврежденное покрытие не менее чем на
10
см по всему периметру. Заплата закрепляется на газопроводе кольцевым бандажом из липкой ленты или обертки с липким слоем 2 Технология производства работ поре монту мест повреждений покрытия аналогична технологии изоляции стыков Ремонт мест повреждений покрытия из экструдированного полиэтилена рекомендуется также выполнять с применением термоуса- живающихся лент.
Изоляция стыков и ремонт мест повреждений покрытия газопроводов построенных из труб см астичны м битумным покрытием Для изоляции стыков газопроводов и ремонта мест повреждений покрытия применяются преимущественно битумные мастики тех марок, из которых сформировано покрытие трубы, в частности битумно-резиновая мастика (ГОСТ 15836), битумно-атактическая мастика и битумно-поли­
мерные мастики (ТУ 5775-001-18314696, ТУ 5775- Основные физиком еханические свойства битумных мастик, рекомендуемых для изоляции стыков и мест повреждений покрытия, приведены в таблице 30.
8 .1 2 5 Технология изоляции сварных соединений газопроводов и мест повреждений битумных покрытий, а также нанесения покрытий на фасонные части си спользованием битумных мастики рулонного материала типа «Бризол» или стеклохолста включает следующие основные операции- очистку изолируемой поверхности стыка ручная — щетками или наждачной бумагой № 2
,
№ 3; 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- сушку и подогрев стыка (в зимнее и сырое время года- нанесение на очищенную поверхность стыка кистью или валиком битумного праймера, приготовленного из битума Б НИ и бензина (не содержащего солярку) в соотношении по объему- нагрев пламенем газовой горелки (или паяльной лампой) 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» прай­
меру первого слоя горячей 140 — 160 С битумно­
полимерной мастики, армированной одним слоем рулонного материала типа «Бризол» или стеклотканью Э(с)4-40;
- нанесение второго слоя горячей битумно­
полимерной мастики, также армированной одним слоем «Бризола» или стеклотканью Э(с)4-40.
Рекомендуется соблюдать следующие требования- ширину нахлеста формируемого на стыке покрытия на мастичное покрытие линейной части трубы следует выполнять не менее
100
мм;
Т а блица Наименование показателей
Марки битумных мастик
МБР-90 ГОСТ 15836)
Битумно­
атактическая
Битумно-полимерная с повышенными адгезионными свойствами ТУ Температура размягчения, Сне менее 7 - 8 Растяжимость при 25 С, см, не менее
3,0
1,5
6,0
Пенетрация, десятые доли мм 30
68
С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 4
- полотно «Бризола» целесообразно наносить на стык путем оборачивания им стыка, при этом ширина полотна определяется длиной стыка плюс 140— 200 мм. При изоляции мест врезок углов поворота и отводов используют узкую ленту
«Бризола» или стеклоткани (шириной 70— 100 мм) и формируют покрытие методом навивки поспи рали, причем витки ленты «Бризола», армирующие первый слой битумно-полимерного покрытия, не должны нахлестывать друг на друга. Второй (оберточный) слой наносится с нахлестом не менее
20
мм- при изоляции стыка по указанной технологии проводят послойную прикатку сформированного покрытия валиком в целях избежания пустот и неровностей, а также для улучшения прили- паемости покрытия, как к металлу, таки к имеющемуся битумному покрытию- толщина изоляционного покрытия зоны сварного стыка на трубах диаметром 159 мм составляет не менее 7,0 мм, на трубах диаметром свыше 159 мм — не менее 8,0 мм- «Бризол», температура хрупкости которого согласно ТУ составляет минус 5 С, хранят в трас­
совых условиях в зимнее время в вагончиках и перед нанесением на стык слегка прогревают ленту паяльной лампой или мягким пламенем газовой горелки, не допуская деформации полотна- степень прилипаемости покрытия как к металлу, таки 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.
Ремонт поврежденных участков мастичного покрытия в трассовы х условиях Ремонту подлежат сквозные повреждения покрытия, а также участки, на которых зафиксировано снижение толщины вследствие продавливания покрытия (вмятины, задиры и т.п.).
Отслоившееся мастичное покрытие в зоне сквозного дефекта удаляется с трубы, а края оставляемого покрытия освобождаются от бумаги, зачищаются на конус в разогретом виде с применением ножа или металлического шпателя.
Поверхность оголенного металла газопровода на участках дефекта рекомендуется зачистить от ржавчины стальными проволочными щетками, высушить и запраймировать битумным прайме­
ром.
На подогретый до оплавления участок с поврежденным битумным покрытием наносят из лейки слой горячей битумной мастики и накладывают поверх него заранее приготовленную заплату из «Бризола», перекрывающую дефект в покрытии не менее чем на 50 мм по всему периметру. Затем наносят второй слой расплавленной битумной мастики и его накрывают заплатой из
«Бризола» с нахлестом, не менее чем на 100 мм перекрывающим й слой покрытия. Сформированное покрытие в горячем виде прикатывают деревянным валиком для устранения воздушных пузырей, гофр и для более плотного межслойно­
го сцепления покрытия.
Толщина отремонтированных участков битумного покрытия для труб диаметром до 159 мм составляет 7,0 мм, а для труб большего диаметра — не менее
8,0
мм.
Для праймирования поверхности зоны сварного стыка рекомендуется применять битумную грунтовку (праймер).
В качестве армирующих и оберточных материалов для изоляции стыков и ремонта мест повреждений мастичных битумных покрытий рекомендуется использовать рулонные материалы типа «Бризол»:
- Поликром-БР (ТУ 66.30.019);
- полотно резиновое гидроизоляционное (ТУ
38.105436 с учетом Изменения № 4 от Допускается применять в качестве армирующего материала для изоляции стыков стеклохолст, стеклоткань, нетканое полимерное полотно.
Характеристики рулонного материала приведены в таблице Таблица Наименование показателей
Норма
Условная прочность при растяжении, МПа (кгс/см2), не менее
0
,
6
(
6
)
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее
60
Водопоглощение зач, не более
0,8
Эластичность, количество двойных перегибов, не менее
10
Гибкость на стержне диаметром
10 мм при температуре минус 5 °С
Без трещин
Гарантийный срок хранения со дня изготовления мес
Технология изоляционных работ на газопроводах в трассовы х условиях с применением полимерно-битумных лент типа Л ИТКО Р и ПИ РМ А Универсальным материалом для изоляции стыков и ремонта мест повреждений мастичных битумных покрытий, а также покрытий из экструдированного полиэтилена и полиэтиленовых липких лент являются полимерно-битумные ленты типа ЛИТКОР (ТУ 2245-001-48312016) и ленты типа ПИРМА (ТУ 2245-003-48312016).
8.128 Изоляцию стыковых соединений и фасонных элементов трубопроводов с различными видами покрытий с применением полимерно­
битумных лент типа ЛИТКОР и ПИРМА необходимо производить последующей технологии

СП 42-102-2004
- сушка и подогрев изолируемой поверхности (в зимнее и сырое время года- очистка изолируемой поверхности (ручная — металлическими щетками или механизированная — шлиф-машинками);
- обработка концевых участков полиэтиленового покрытия (50— 70 мм) щетками для придания глянцевой поверхности шероховатости (или снятие на конус примыкающего к стыку мастичного покрытия- нанесение на изолируемую поверхность кистью или валиком битумного праймера (раствор битума БН И -IV или БНИ-V в бензине в соотношении 1:3 по объему) или праймера ПЛМ (ТУ
5775-001-01297858);
- нанесение по битумному праймеру заранее заготовленной полосы полимерно-битумной ленты .1 2 9 Нанесение ленты следует производить путем навивки по спирали или методом в обхват, предварительно освободив липкую мастичную сторону ленты от антиадгезионной прокладки и нагревая мастичный слой пламенем паяльной лампы или пропановой горелки до начала его подплавления. Прогретую ленту слегка натягивают и прижимают к изолируемой поверхности трубопровода. Во избежание образования пузырей и для плотного прилегания к трубе ленту дополнительно прикатывают валиком. При нанесении ленты на трубу величина нахлеста ленты на ленту должна составлять не менее
20
мм, нахлест ленты на покрытие трубы — не менее 70 мм.
Ширина навиваемой полосы ленты при спиральной навивке должна быть не более 150 мм. Двухслойное покрытие формируется с одной бобины с нахлестом не менее 50 % . Оберточную ленту наносят с нахлестом 15— 20 мм. При изоляции углов поворота и мест врезок необходимо применять ленту шириной 90 мм .1 3 0 Для газопроводов диаметром до 159 мм включительно допускается формирование покрытия из двух слоев изоляционной полимерно-би­
тумной ленты общей толщиной не менее 4,0 мм толщина каждого слоя ленты не менее
2,0
мм. Для труб больших диаметров рекомендуется применять поверх двух слоев изоляционной полимер­
но-битумной ленты один слой оберточной ленты полиэтиленовой или поливинилхлоридной)тол­
щиной не менее 0,5 мм 31 Сформированное покрытие стыка из полимерно-битумных лент ЛИТКОР или ПИРМА должно удовлетворять следующим требованиям- иметь величину нахлеста на покрытие трубы не менее 70 мм- копировать рельеф изолируемой поверхности без гофр, быть плотным, без пазухи воздушных включений- толщина двухслойного покрытия весьма усиленного типа должна быть не менее 4,0 мм- адгезия покрытия из полимерно-битумных лент ЛИТКОР или ПИРМА к поверхности трубы и к полимерному покрытию при 20 С должна составлять не менее 1,5 кгс/см2;
- покрытие должно быть сплошным при проверке искровым дефектоскопом при напряжении на щупе 20 кВ на всю толщину покрытия Полимерно-битумные ленты ЛИТКОР и ПИ РМ А являются технологичными для ремонта как мастичных, таки полимерных покрытий Технология ремонта мест повреждений с применением указанных выше полимерно­
битумных лент состоит из следующих технологических этапов- зачистка покрытия вокруг оголенного участка трубопровода- нанесение на оголенную металлическую поверхность битумного праймера и его высушивание- наклеивание заплаты на запраймированный участок, вырезанной из полимерно-битумной ленты по форме поврежденного участка изоляции, Мастичный слой заплаты перед наклеиванием подплавляют пламенем паяльной лампы или газовой горелки- подплавление и наложение поверх первого слоя второго слоя заплаты с перекрыванием его не менее чем на 50 мм вовсе стороны. Для получения плотного покрытия его прикатывают валиком (через антиадгезионную бумагу- для предотвращения сдвиговых деформаций при засыпке трубопровода грунтом (особенно на трубопроводах больших диаметров) поверх заплаты накладывают кольцевой бандаж из любой полимерной ленты с липким слоем (например, полиэтиленовой или поливинилхлоридной Ленты ЛИТКОР и ПИРМА предназначены для ремонта покрытий на действующих подземных газоопроводах с температурой транспортируемого продукта не выше плюс 40 С, а также изоляции стыков газопроводов, фасонных элементов, в частности конденсатосборников, углов поворотов, колен вновь прокладываемых подземных газопроводов из труб как с покрытием из экст­
рудированного полиэтилена, таки с покрытием на основе битумных мастик. Лента может применяться вместо горячих битумных мастик при ремонте мастичных битумных покрытий, а также покрытий из экструдированного полиэтилена и полимерных липких лент. Ленты можно применять при стыковке трубопроводов с разными видами покрытий, для изоляции заглушек и шин для устройства КУ при монтаже электрохимзащиты.
П РОИ З ВОД СТ ВО ИПР И ЕМКА РАБОТ ПОИ ЗОЛЯ Ц И И РЕЗЕРВУАРОВ СУ Г .1 3 5 Для подземных стальных резервуаро применяются защитные покрытия весьма усиленного типа на основе полимерных липких лент, би­
тумно-полимерного наплавляемого материал или битумных мастик. Наиболее перспективны для изоляции СУГ является рулонный наплавят емый битумно-полимерный материал типа «Изоп­
ласт» (ТУ 5774-005-0576480), «Изоэласт» (ТУ 5774 007-05766480).
8 .1 3 6 Покрытие для емкостей объемом дм должно состоять из слоя битумного прай
70

СП мера и двух слоев рулонного битумно-полимер­
ного материала «Изопласт-П» марки ЭПП-4,0 или
«Изоэласт-П» марки ЭПП-4. Функцию обертки выполняет полиэтиленовая пленка, нанесенная на рулонный материал. Общая толщина покрытия должна быть не менее
8,0
мм Покрытие должно хорошо прилипать к поверхности резервуара. Адгезия покрытия на сдвиг должна составлять не менее 5,0 кгс/см2. Нижние и верхние слои покрытия должны быть сплавлены между собой, между слоями не должно быть пазух, вздутий и расслоений. Покрытие должно быть сплошным, без пропусков и прожогов.
8.138 Работа по изоляции резервуаров СУГ состоит из ряда последовательно проводимых технологических операций- предварительный подогрев и сушка поверхности резервуара (при необходимости- пескоструйная очистка поверхности резервуара- праймирование изолируемой поверхности и подсушивание битумного праймера;
- раскраивание полос рулонного полимерно­
битумного материала в соответствии с требуемыми размерами- формирование покрытия путем наклеивания подплавленного с внутренней стороны рулонного материала и тщательной его прикатки.
8.139 Перед нанесением покрытия изолируемая поверхность резервуара должна быть очищена от продуктов коррозии и при необходимости (дождь, снег) подсушена.
Очистку поверхности необходимо осуществлять с применением пескоструйных аппаратов позволяющих с большой скоростью и эффективностью достичь требуемой степени очистки и придать поверхности необходимую шероховатость Для праймирования поверхности резервуаров СУГ необходимо использовать битумный праймер, который приготавливают из битума БНИ-
IV и бензина в условиях заготовительных мастерских Формирование защитного покрытия на резервуарах СУГ необходимо осуществлять методом наклеивания раскроенного полотна рулонного полимерно-битумного материала, подплав­
ленного с внутренней стороны. Подплавление производят пламенем пропановой горелки, не допуская возгорания истекания расплавленной мастики. Признаком того, что мастика достаточно расплавлена, чтобы обеспечить требуемую прилипаемость к запраймированной поверхности, является образование валика подплавленной мастики на поверхности рулонного материала Покрытие наносят по круговому периметру резервуара, наклеивая полотнища рулонного полимерно-битумного материала по направлению снизу вверх.
Наклейку рулонного материала на резервуар производят ярусами, начиная с нижнего. Длина полотнища не должна быть более
2,0
м.
Нахлест полотнища верхнего яруса на нижний должен составлять не менее 80 мм .1 4 3 Завершать обклеенные работы попе риметру резервуара необходимо в верхней его части, наклеивая полотнище рулонного материала таким образом, чтобы одна его половина попадала на одну сторону резервуара, другая — на вторую и при этом обеспечивался требуемый нахлест на ниже приклеенный ярус материала .1 4 4 Чтобы исключить образование пустот и пазух в местах нахлеста одного слоя материала на другой, необходимо сразу же после при­
катки произвести шпаклевку кромок покрытия выступившей из-под рулонного материала подплав­
ленной мастикой .1 4 5 Наклейка полотнищ рулонного поли­
мерно-битумного материала по направлению вдоль резервуара должна осуществляться встык. Для герметизации стыковочный шов нагревают горелкой и зашпаклевывают подплав­
ленной мастикой .1 4 6 К выполнению работы по нанесению второго слоя покрытия приступают после того, как удостоверились в правильном нанесении первого слоя кромки полотна в нахлесте зашпаклеваны, вертикальные стыковочные швы не разошлись, хорошо прошпаклеваны, материал приклеен к поверхности без пустот, гофр и вздутий .1 4 7 Второй слой наплавляемого рулонного материала сдвигают по отношению к первому таким образом, чтобы полотнища верхнего слоя перекрывали швы нижележащего слоя.
Технологические приемы при наклейке второго слоя рулонного материала в основном такие же, как при наклейке первого. Однако при нанесении второго слоя необходимо одновременно с подплавлением рулонного материала осуществлять подогрев поверхности ранее наклеенного изоляционного слоя до начала его плавления и плотную его прикатку.
При несоблюдении этих требований прили­
паемость между слоями покрытия будет недостаточной, в покрытии могут возникнуть расслоения в процессе эксплуатации .1 4 8 Контроль качества сформированного покрытия осуществляют после того, как его температура снизится до температуры окружающего воздуха, ноне менее чем через
6
ч после его нанесения .1 4 9 При контроле качества покрытия осуществляют- внешний осмотр в процессе послойного формирования покрытия и на всей поверхности готового покрытия- замер толщины магнитным толщиномером
УКТ-1. Толщина готового покрытия должна быть не менее
8,0
мм- проверку сплошности искровым дефектоскопом при напряжении на щупе 36 кВ- определение степени прилипаемости к поверхности резервуара адгезиметром типа СМ или методом выреза треугольника. Адгезия покрытия на сдвиг должна составлять не менее 5,0 кгс/см2;
- определение прилипаемости между слоями
С П 4 2 -1 0 2 -2 0 0 ПРИЛОЖЕНИЕ А
(справочное)
1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   16

Смотрите также файлы