Контроль выполнения укладочных и изоляционных работ
При производстве укладочных и изоляционных работ при проведении операционного контроля следует выполнять проверку:
чистоты внутренней полости трубы после сварки в секции и плети;
укладки газопровода, кривых вставок, футляров открытым способом;
изоляционного покрытия трубопроводов;
установки диэлектрических опор на газопроводе, прокладываемом в футляре, заделку концов футляра;
установки опор (фундаментов) под арматуру, установки арматуры в подземном исполнении;
толщины присыпки газопровода в соответствии с подразделом 8.6;
укладки сигнальной ленты или изолированного медного или алюминиевого провода;
установки контрольных трубок на концах футляров.
Проверку чистоты внутренней полости трубы газопровода следует выполнять в процессе проведения продувки газопровода воздухом (промывки водой) или очистки трубы специальными поршнями.
Очистка полости трубы считается выполненной при условии, что очистное устройство (поршень) в конце очищаемого участка не имеет повреждений, а в результате продувки (промывки) воздух (вода) выходят без включения грунта, окалины и других посторонних предметов.
Контроль за выполнением операции по очистке полости трубы выполняется визуально.
Для проверки правильности укладки газопровода, кривых вставок и футляров в траншею необходимо проверить плотность прилегания газопровода, кривых вставок, футляров к основанию траншеи, отметки низа трубы (футляра) и расстояния от стенки траншеи до газопровода или футляра в свету.
Газопровод и футляр должны плотно прилегать к основанию траншеи, а расстояние от стенок газопровода или футляра до стенки траншеи должно соответствовать проектным. Допускается увеличение расстояний от стенки газопровода или футляра до стенки траншеи не более чем на 200 мм от проектных.
Контроль плотности прилегания газопровода или футляра к основанию траншеи производится визуально, контроль отметки низа трубы (футляра) производится нивелиром по ГОСТ 10528 на соответствие проектным отметкам. Контроль расстояний от стенок газопровода или футляра до стенки траншеи осуществляется с помощью линейки (ГОСТ 427) или рулетки (ГОСТ 7502).
Проверка соответствия нанесения изоляционного покрытия на газопровод проводится на 10% сварных соединений и на участках труб с поврежденной заводской изоляцией. Проверку выполняют сличением проводимых замеров толщины покрытия, диэлектрической сплошности, адгезии к стали, ударной прочности покрытия с данными, указанными в Технических условиях на изоляционное покрытие, предусмотренное проектной документацией, и ГОСТ 9.602.
При контроле изоляционного покрытия должна выполняться проверка внешним осмотром изолируемой поверхности в процессе послойного нанесения. Толщина покрытия, диэлектрическая сплошность, адгезия покрытия к стали, ударная прочность покрытия должны соответствовать указанным в Технических условиях на изоляционное покрытие и ГОСТ 9.602.
Контроль толщины покрытия производится методом неразрушающего контроля с применением толщиномера ультразвукового по ГОСТ 55614, адгезию к стали контролируют адгезиметром, сплошность покрытия – приборным методом неразрушающего контроля (искровым дефектоскопом), ударную прочность – с помощью ударного приспособления в соответствии с ГОСТ Р 51164.
Проверку соответствия расстановки диэлектрических опор на газопроводе, прокладываемом в футляре, и заделки концов футляра следует выполнять сличением расстояний между опорами с расстояниями, указанными в проектной документации.
Расстояние между опорами должно соответствовать проектным. Допускается изменение расстояний между опорами 10%.
Контроль правильности заделки концов футляра производится визуально, расстояние между опорами проверяют с помощью линейки по ГОСТ 427 или рулетки по ГОСТ 7502.
Проверку правильности установки опор (фундаментов) под арматуру и установки арматуры в подземном исполнении выполняют сличением отметок основания фундаментов и отметок днища арматуры с проектными отметками.
Отметки основания фундаментов и арматуры должны соответствовать проектным отметкам дна траншеи.
Контроль отметок дна траншеи на соответствие, указанным в проектной документации, производится с помощью нивелира по ГОСТ 10528.
Проверку правильности укладки сигнальной ленты или изолированного медного или алюминиевого провода выполняют сличением с техническими решениями, приведенными в проектной документации.
Сигнальная лента должна быть уложена на 0,2 м от верха присыпанного грунтом газопровода. Изолированный медный или алюминиевый провод должен быть уложен вдоль присыпанного газопровода на расстоянии 0,2-0,3 м.
Контроль правильности укладки сигнальной ленты производится визуально. Контроль правильности укладки изолированного медного или алюминиевого провода выполняют визуально и с помощью рулетки по ГОСТ 7502.
Проверку правильности размещения контрольных трубок на концах футляров следует выполнять сличением их с местами установки, предусмотренными проектной документацией.
Размещение контрольной трубки на футляре должно быть проверено с помощью замеров на соответствие ее местоположения проектной документации.
Контроль за правильностью размещения контрольной трубки от конца футляра предусматривается с помощью рулетки по ГОСТ 7502, контроль вертикальности установки контрольной трубки предусматривается с помощью уровня по ГОСТ 9416.
Выявленные в процессе контроля отклонения от проектной документации и требований нормативных документов в области стандартизации и технического регулирования или технологических инструкций должны быть исправлены до начала производства последующих работ.
По результатам операционного контроля должны составляться акты освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в Требованиях [17] (приложение 3).
Закрытые способы прокладки газопроводов
Общие требования
Закрытые (бестраншейные) способы прокладки газопроводов применяются при строительстве переходов через естественные и искусственные преграды (водные преграды, овраги, железнодорожные и трамвайные пути, автомобильные дороги, магистральные улицы поселений и т.п.).
В качестве бестраншейных способов прокладки используются: прокол, продавливание, горизонтальное направленное бурение и микротоннелирования.
Прокладку газопровода методом горизонтального направленного бурения, в том числе в зимних условиях, а также контроль качества работ следует выполнять в соответствии с СТО НОСТРОЙ 2.27.17.
Прокладку газопровода методом микротоннелирования, в том числе в зимних условиях, а также контроль качества работ следует выполнять в соответствии с СТО НОСТРОЙ 2.27.124.
Выбор того или иного способа прокладки выполняется при разработке проектной документации и зависит от конкретных условий строительства перехода.
Очередность и способы производства работ по бестраншейной прокладке должны быть увязаны со строительством всей трассы газопровода и опережать прокладку газопровода открытым способом.
Работы по бестраншейной прокладке должны производиться в соответствии с проектом производства работ (ППР), разработанным на основе раздела «Организация строительства», входящего в состав проектной документации.
Проект производства работ на бестраншейную прокладку наряду с требованиями, изложенными в разделе 5 настоящего стандарта, должен содержать:
план перехода с расположением и привязкой всех размеров рабочего и приемного котлованов и расстояния между ними;
продольный и поперечный профиль перехода с нанесением всех насыпей, выемок, водоотводов, лесопосадок, сетей инженерно-технического обеспечения, высотных отметок рабочего и приемного котлованов, рабочей трубы и футляра;
данные по:
а) основным инженерно- геологическим и гидрологическим характеристикам грунтов;
б) конструкции, креплению, обустройству котлованов и упорной стенки;
в) обеспечению работ системами электроснабжения;
г) оборудованию, используемому при производстве работ;
схемы производства работ с указанием мероприятий по обеспечению безопасности движения транспорта и производства работ;
график выполнения работ (для переходов под железными дорогами).
Работы по бестраншейной прокладке газопровода по аналогии с Сводом правил [19] разделяют на два этапа:
подготовка участка и земляные работы;
прокладка футляра;
протаскивание газопровода в защитный футляр.
Подготовка участка выполняется согласно разделу 6, земляные работы по разработке рабочего и приемного котлованов согласно разделу 8.
Второй этап включает:
монтаж упорной стенки котлована для восприятия опорных реакций усилий при продвижении защитного футляра в грунте. Конструкция упорных стенок разрабатывается в разделе ПОС проектной документации в зависимости от конкретных условий строительства;
сварку защитного футляра, или подготовку элементов сборного защитного футляра к монтажу с постепенным наращиванием в процессе прокладки;
монтаж буровой установки или оборудования для прокола, продавливания защитного футляра;
прокладка защитного футляра под пересекаемой преградой.
Производство работ при прокладке защитного футляра методом прокола
Прокол (бестраншейная прокладка без извлечения грунта) может выполняться:
путем статического внедрения в грунт гидравлическими домкратами, полиспастными системами и д.р.;
с применением ударных устройств – пневмопробойников и д.р.
При небольшой длине прокола с помощью домкратов прокалывание выполняется открытым концом футляра. После окончания прокола конец футляра с образовавшейся грунтовой пробкой отрезают со стороны премного котлована.
В остальных случаях для снижения усилий, необходимых для продвижения трубы в грунте, на переднем конце трубы устанавливается наконечник.
Для обеспечения необходимого направления прокладываемого футляра применяют вертикальные и горизонтальные направляющие, изготавливаемые из деревянных брусьев шпал и рельсов или профилированного проката, которые укладываются на дно котлована. Длина направляющих рам должна быть на 1-1,5 м меньше длины звеньев прокладываемого футляра.
Защитный футляр в котлован с незакрепленными стенками опускают с помощью кранов-трубоукладчиков. В котлован с укрепленными стенками футляр укладывают путем проталкивания кранами-трубоукладчиками вдоль котлована под нижними распорками. Футляр устанавливается на горизонтальную направленную раму.
При монтаже направляющих конструкций в рабочем котловане особое внимание следует обращать на правильное их размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях для обеспечения сохранения заданного направления прокладки и минимального отклонения фактического положения оси защитного футляра от проектного.
Прокол с помощью пневмопробойника может выполняться:
забивкой футляра в лидирующую скважину;
забивкой футляра в грунт.
Образование скважин происходит за счет приложения ударной нагрузки ударником на передний торец корпуса пневмопробойника.
Для проходки скважин пневмопробойник запускается из входного приямка на направление приемного приямка. При движении пневмопробойник своим коническим передним концом уплотняет грунт, раздвигая его в сторону и образуя скважину. Футляр забивается в лидирующую скважину.
При использовании лидирующей скважины, диаметр которой меньше диаметра футляра, передний конец футляра закрывается оголовком.
При варианте забивки футляра в грунт пневмопробойник используется как ударный узел, который присоединяется к заднему концу прокладывающего футляра и забивает его в грунт. При этом передний конец футляра закрывается конусным наконечником.
Перед забивкой в грунт футляр должен быть установлен на надежное основание (направляющий нивелир, прокладки и т.п.) и тщательно выверен в проектном направлении.
Производство работ при прокладке защитного футляра методом продавливания
При этом методе защитный футляр вдавливается в грунт открытым концом, снабженным кольцевым ножом с наружным или внутренним скосами. Грунт, поступающий в полость футляра, разрабатывают ручным или механическим способами.
Образующаяся внутри футляра пробка из грунта разрабатывается ручным способом (при диаметре футляра свыше 800 мм) и удаляется специальной тележкой (или совком), передвигающейся в футляре с помощью лебедки.
При механизированном способе внутри футляра передвигается ковш по однорельсовому пути.
Сооружение переходов методом продавливания диаметром футляра до 800 мм разрешается только при условии механизированной разработки грунта.
При производстве работ методом прокола и продавливания применяются:
пневмопробойниками СО-134, СО-166, в которых используется пневмоударный метод прокладки;
комплекты проходческие КП-531, КП-1021, КП-1721, в которых используется гидроударный метод прокладки;
проходческие установки ПУ-2, ПУ-3, У-12/60, в которых используется статическое усилие домкрата.
Обустройство рабочего и приемного котлованов
Размеры рабочего котлована определяются в проектной документации и уточняются в ППР в зависимости от конкретных условий строительства.
Отметка дна котлована определяется в зависимости от проектной глубины заложения и принимается на 0,4 м ниже низа прокладываемого футляра.
В зависимости от глубины котлованов, физико-механических характеристик грунта, при необходимости, предусматривается крепление котлованов, для чего используются деревянное или металлическое шпунтовое ограждение. Деревянное шпунтовое ограждение рекомендуется применять при отсутствии в грунтах включений в виде комьев, корней деревьев и т.п. Рекомендуемая глубина забивки в грунт деревянного шпунтового ограждения не должно превышать 4 м. Ограждение должно обеспечивать плотное, без щелей, сопряжение шпунтов между собой на всю высоту. Ограждения из стального шпунта рекомендуется применять при глубине забивки более 4 м, а также при плотных и прочих грунтах.
Глубина забивки грунта ниже дна котлована в глинистых, в крупных и гравелистых песках должна быть не менее 2 м.
Шпунтовые ограждения должны быть раскреплены путем постановки горизонтальных поясов-обвязок по контуру котлована и системы поперечных, продольных и угловых распорок. Конструкция крепления должна быть увязана с принятым методом разработки грунта.
Прокладка газопровода в защитный футляр
Прокладка газопровода в защитный футляр осуществляется путем протаскивания его с помощью кранов-трубоукладчиков и трактора-тягоча.
Сварные стыки плети газопровода перед протаскиванием подвергаются физическими методами контроля (радиографическим по ГОСТ 7512, ультразвуковым по ГОСТ14782) в соответствии с приложением Б и изолируются.
На газопровод, расположенный в пределах футляра, монтируются опоры, которые обеспечивают проектное положение газопровода относительно футляра и создание электрической изоляции газопровода, от блуждающих токов между футляром и газопроводом.
Протаскивание газопровода в защитный футляр осуществляется в следующем порядке:
газопровод на монтажных полотенцах поднимается кранами-трубоукладчиками и перемещается в створ траншеи;
к газопроводу присоединяется канат, который другим концом через защитный футляр прикрепляется к трактору-тягочу;
головная часть плети газопровода вводится в защитный футляр, и вся плеть газопровода приводится в соосное с футляром положение;
продольным перемещением кранов-трубоукладчиков и трактором-тягочем газопровод протаскивается в защитный футляр до выхода головной части газопровода из футляра.
При протаскивании газопровода в футляр не допускается повреждения изоляции.
Работы по протаскиванию рекомендуется производить в холодное время дня (утром).
|
