Много

Рефератов

Капитальный ремонт подводного перехода межпромыслового газопровода через реку

Контрольно Измерительные Материалы 2 Класс , Пожарная Безопасность Реферат

Введение


В решении экономических и социальных задач трубопроводный транспорт приобрел важное народнохозяйственное значение.

Транспортировка газа по межпромысловым газопроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

При транспортировке больших объемов продукта, высоких давлениях необходимо обеспечивать надежность межпромысловых трубопроводов и предупреждение отказов, аварий. Естественное старение магистральных нефтепроводов и в связи с этим значительное повышение требований к их экологической безопасности - характерные особенности условий работы трубопроводного транспорта газа. Эти моменты и определяют основные направления совершенствования системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в отрасли

Качество выполнения работ по капитальному ремонту во многом определяется совершенством применяемых машин и механизмов, качественной организацией операционного контроля на всех этапах работ и, наконец, грамотным выполнением требований технологии ремонта.

При обнаружении дефектов появляется необходимость в обосновании тех или иных способов восстановления работоспособности межпромыслового газопровода (капитальный ремонт или выборочный ремонт дефектов, подлежащие немедленному устранению, расположены на значительном удалении друг от друга).

В разделе «Диагностика» освещён вопрос о назначении, устройстве и принципах действия различных диагностических устройств типа приборного комплекса дефектоскопа "MAGNESCAN HR" и комплекса "CALIPER"

В «Расчётном» разделе представлены вычисления, необходимые для определения необходимой толщины стенки трубопровода и количеству пригрузов.

В «Специальном вопросе» рассмотрен новый сварочный аппарат. Установка состоит из источника питания сварочной дуги ВДУ-500 «Урал-Орбита» производства ЗАО «Уралтермосвар», самоходной сварочной головки Polycar-Pipe фирмы Polysoude (Франция), блока управления головкой с пультом дистанционного управления, и комплекта направляющих поясов для труб различного диаметра.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» описываются мероприятия по технике безопасности для монтажников, сварщиков и водолазов.

1. Общая часть


.1 Общие сведения о районе


Данный участок межпромыслового газопровод расположен на территории месторожденья ****, расположенного в приполярной части Западно-Сибирской низменности, между реками Ныда и Правая Хетта, простирается в направлении на юг от побережья Обской губы.

Административно месторождение расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого АО. Город Новый Уренгой расположен на востоке в 120 км, на юго-западе на расстоянии 90 км расположен г. Надым и пос. Старый Надым, на северо-западе в 85 км - пос. Ныда и Нумги, на юго-востоке в 25 км - пос. Пангоды [1]..

На севере района проходят магистральные газопроводы Центрального направления (Ямбург-Западная граница РФ, Ямбург-Тула, Ямбург-Поволжье, Ямбург-Елец), а на юге как Ценрального, так и Северного. С Центральным направлением связаны газопроводы Уренгой-Ужгород и Уренгой-Центр, а с Северным - ****-Надым-Пунга, Уренгой-Грязовец, Уренгой-Петровск, Уренгой-Новопсков [1].

В орографическом отношении район работ представляет полого-холмистую слабо расчлененную равнину с абсолютными отметками рельефа от 7 до 60 м. В долинах рек и на побережье Обской губы отметки являются наименьшими. Сейсмически район неактивен [1].

Гидрографическая сеть в районе работ представлена несудоходными реками с притоками. На севере - р. Ныда с левым притоком Хэяха, на юге - Правая Хетта (приток р. Надым) с левыми притоками Пангода, Хабитосе [1].

Климат района субарктический, характеризуется продолжительной суровой зимой с метелями и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет -5,60С. Наиболее холодными месяцами являются январь и февраль со среднемесячной температурой -300С. Лето короткое со средней температурой июля +130С [1].

Среднегодовое количество осадков составляет 300-400 мм, из них основное количество выпадает в летне-осеннее время. Преобладающее направление ветров северное и северо-восточное. Сила ветра в среднем от 8 до 12 м/сек. Толщина снежного покрова в понижениях рельефа достигает одного метра, а на открытых участках - до 30 см. Продолжительность снежного покрова от 200 до 240 дней. Период отопительного сезона с 1 сентября по 1 июня, продолжительность - девять месяцев [1].

Район расположен в лесотундровой зоне. Леса приурочены в основном к долинам рек, где произрастают лиственница, ель, карликовая береза и кустарниковая ива [1].

В районе работ отмечается двухслойное строение мерзлой толщи. Кровля современной мерзлоты в зависимости от грунтовых условий залегает на глубине от 1 до 10 м, а толщина изменяется от 15 до 50 м. Древняя мерзлота, представляющая основную часть многолетнемерзлых пород (ММП), начинающая с глубины 45 м, кончается на глубине 350 м, охватывает песчаные отложения нижней части некрасовской серии, тавдинскую и люлинворскую свиты. Льдистость пород изменяется от 20 % до 55 %. Суммарная толщина наиболее льдистых отложений составляет от 200 до 300 м. Температура грунтов изменяется от минус 30С до минус 10С на подошве годовых теплооборотов. Древняя мерзлота в основном имеет температуру минус 0,50С, её площадное распространение носит сплошной характер, с надмерзлотными и межмерзлотными таликами под руслами рек и под озерами [1].

Сезонное протаивание ММП начинается в конце мая - начале июня и заканчивается в середине сентября - начале октября. Средняя глубина протаивания составляет от 0,8 до 1,5 м. Из специфических форм мерзлотного рельефа встречаются поля протаивания [1].

Основным источником водоснабжения служат подземные воды межмерзлотного горизонта, развитого по всей площади [1].

Надмерзлотные породы сезонно-талого слоя залегают близко к земной поверхности и накапливаются, как правило, непосредственно под кровлей мёрзлой толщи и, реже, на подстилающих талых глинах и суглинках [1].


.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения


Наиболее полно гидрогеологическая характеристика комплекса на севере Тюменской области изучена в Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях (Северная и Южная группа месторождений) и в меньшей степени на Ямальском и Гыданском полуостровах (Арктическая группа) [1].


.3 Основные характеристики подводного перехода


·длина подводного перехода - 153 м;

·ширина русла - 30 м;

·максимальная глубина реки - 3 м;

·максимальная глубина разрабатываемой траншеи - 3,4 м;

·характеристика трубы - 1420´20 мм;

·рабочее давление - 7.5 МПа;

Течение реки - 0,5 м/с. Футеровка: сплошная, деревянными рейками. Балластировка: чугунными грузами, марка СЧ-15. Река Б. Я. не судоходная.


2. Расчётный раздел


2.1 Расчет толщины стенки трубопровода


В общем случае толщину стенки трубопровода d можно определить следующим образом [2]:


,


где - коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб;

- коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, nр=1,1;

р - внутреннее давление в трубопроводе;н - наружный диаметр трубопровода;

- расчетное сопротивление материала и его можно рассчитать по формуле


,


где - нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали, =sв=550МПа;- коэффициент условий работы трубопровода, для первой категории трубопроводов m=0,75[1];

- коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали к1=1,47;

- коэффициент надежности по назначению, для трубопровода с условным диаметром 1420 мм и внутренним давлением 7,5 МПа =1,15;

МПа;

Коэффициент =1 при сжимающих продольных осевых напряжениях sпр N>0.

При sпр N<0 определяется по формуле


.


Первоначально принимаемy1=1.

Рассчитаем предварительную толщину стенки

Уточняем это значение по ГОСТ и принимаем ?=20 мм.

Продольные осевые напряжения рассчитаем по формуле


,


где Dt - расчетный перепад температур;

m - коэффициент Пуассона, m=0,3;

- коэффициент линейного расширения металла,

=1,2×10-5 1/0С;

Е - модуль Юнга, Е=2,06×105 МПа;

- коэффициент надежности по температуре, =1,1;

Dвн - внутренний диаметр трубопровода.


мм;


Расчетный перепад температур Dt


,

.


Рассчитаем продольные напряжения

Так как для (-)>0 =1 и данный случай уже рассчитан, то рассчитаем значение коэффициента двуосного напряженного состояния для (+)<0

y

Для данного значения коэффициента y1 рассчитаем толщину стенки

Окончательно принимаем трубу 1420×20.


.2 Проверка толщины стенки на прочность и деформацию


Прочность в продольном направлении проверяется по условию [14]:


çsçyR,


где y- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (s0) y=1,0 , при сжимающих (s<0) определяется по формуле


y=,


где s-кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления,


s=,


s=,

y=.

s=245,84<268,4 МПа, что удовлетворяет условию;

s=ç-6,7ç<2,6 МПа, условие выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям


ç sçy,

,


где s-максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

y-коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы;

-кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления;

-нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали, =sт=360МПа;


s=Dt±,


где =5000м - упругого изгиба оси трубопровода

Для проверки по деформациям находим:

)кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления


;

МПа.

Коэффициент y определяется по формуле


y,


y.

Условие выполняется 220МПа;

)продольные напряжения

при<0,y=0,14,

>0,y,

для положительного температурного перепада


а)=,

б)=,


условиеçsçy, выполняется в двух случаях

МПа,

МПа,

для отрицательного температурного перепада


а)=

МПа

б)

МПа


условие çsçy, выполняется в двух случаях

МПа;МПа


2.3 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе


Уравнение устойчивости подводного трубопровода [14] имеет следующий вид

,


где - коэффициент надежности по нагрузке, =1 для чугунных пригрузов ;

- коэффициент надежности против всплытия, =1,1 для русловых участков переходов при ширине реки до 200 м ;

- расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубопровода соответственно рельефу дна траншеи.

- расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод;

- величина пригруза, необходимая для компенсации вертикальной составляющей Ру воздействия гидродинамического потока на единицу длины трубопровода, =Ру;

- величина пригруза, необходимая для компенсации горизонтальной Рх составляющей воздействия гидродинамического потока на единицу длины трубопровода, =Рх /к;

к - коэффициент трения трубы о грунт при поперечных перемещениях, к=0,45;

- нагрузка от веса перекачиваемого продукта, =0 т.к. рассчитывается крайний случай - трубопровод без продукта;

- расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода;

=1040 кг/м3 - плотность изобита.

Расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод

,


где - наружный диаметр футерованного трубопровода;

rв =1100 Н/м,[2] - плотность воды.



где - толщина изоляционного покрытия,

- толщина покрытия грунтовки,

- толщина покрытия мастики,

- толщина обертки.

Н/м.

Горизонтальная составляющая гидродинамического воздействия потока


,


Сх-гидродинамический коэффициент лобового сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса и характера внешней поверхности трубопровода.


где Vср - средняя скорость течения реки, Vср=0,5 м/с;

- кинематическая вязкость воды, м2/с.

Для офутерованного трубопровода и 105<Re<107 коэффициент Сх=1,0.

Н/м.

Вертикальная составляющая гидродинамического воздействия потока


,


Су - коэффициент подъемной силы, Су=0,55;

Н/м.

Расчетную нагрузку от собственного веса трубопровода рассчитаем по следующей формуле


=×( + +),


где - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, =0,95;

- нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы;

-нормативная нагрузка от собственного веса изоляции;

- нормативная нагрузка от собственного веса футеровки.

Нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы


,


gм - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы (для стали gм=78500 Н/м3);

Н/м.

Нормативная нагрузка от собственного веса битумной изоляции


,


где - плотность битумной изоляции (изобита);

Dн.и. - наружный диаметр изолированного трубопровода

Н/м.

Нормативная нагрузка от собственного веса обертки

=к··D···g


где к=1,09- коэффициент для двухслойной изоляции;

=0,6·10 м - толщина обертки;

=880 кг/м - плотность обертки.=1,09·3,14·1,436·0,6·10·880·9,81=25,45 Н/м.

Нормативная нагрузка от собственного веса изоляции

=q+q=368,4+25,45=393,85 Н/м.


Нормативная нагрузка от собственного веса футеровки


,


где - плотность деревянной футеровки;

Dн.ф. -наружный диаметр офутерованного трубопровода.

Н/м.

Расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода

=0,95(6901,72+593,85+1827,02)=8666,46 Н/м.

Дополнительная выталкивающая сила за счет изгиба трубопровода



где

J- осевой момент инерции поперечного сечения трубы


,

,

Величина пригрузки трубопровода в воде

Н/м.

Определим расстояние между пригрузами и их число.

Для балластировки трубопровода выбираем чугунные кольцевые марка СЧ1520 ГОСТ 1412-85 массой 2000 кг, объемом 0,175 м3 , толщина груза =0,065м, ширина груза 0,88 м, наружный диаметр Dн =0,88 м.

Расстояние между пригрузами [14].



где Qг - масса груза;

Vг - объем груза;

Число пригрузов [14].

г=L/lг=153/1,29=118,6.


Принимаем количество пригрузов Nг=119 шт.

Глава 3. Технологическая часть


3.1 Диагностическое обследование


Критерий обследования подводных переходов основан на информации, полученной по результатам проведенных обследований. Критерий основан на факторах, характеризующих техническое состояние подводных переходов, и их балльных количественных оценках [3], приведенных в таблице 1.


Таблица 1

Факторы, характеризующие техническое состояние подводных переходов, и их балльные количественные оценки

№ФакторХарактеристика фактораБальная оценка1Минимальная высота грунта над верхней образующей в русловой части0,2 м42Наличие провисов трубынет03Глубина водоема над минимально заглубленным участком0.314Наличие размывов на береговых урезахесть35Наличие предупреждающих знаковесть06Защищенность перехода средствами ЭХЗнет47Наличие КИПнет28Состояние изоляционного покрытияесть повреждения29Обследование перехода проведенодва года назад2Суммарная балльная оценка перехода: 18

Данная оценка позволяет считать переход через реку Б.Я. неисправным и требующим капитального ремонта в установленный планом срок. При наличии провисающих участков трубопроводов ремонт должен быть закончен до весеннего паводка.

Методы и средства контроля технического состояния подводного перехода [12].

Методика приборного обследования подводного перехода выбирается, исходя из его особенностей и сезона проведения работ. При обследовании могут быть использованы плавсредства, вертолеты и другие транспортные и технические средства. Также может быть использована система спутниковой навигации.

Для планово-высотной привязки промерных точек верха трубопроводов, грунта дна и береговых участков перехода (коридора) могут применяться оптические, оптико-электронные, радиотехнические, лазерные и т.п. геодезические приборы и инструменты с абсолютной погрешностью определения планового положения промерных точек не более 1,5 мм в масштабе плана топографической съемки перехода (коридора).

Для определения высотных отметок верха трубопровода могут применяться электромагнитные и магнитные системы, акустические и другие профилографы и т.п. трубопоисковые приборы, обеспечивающие абсолютную погрешность при глубине залегания трубопровода относительно горизонта воды:

·до 10 м - не более 0,1 м;

·более 10 м - не более 0,2 м.

Для определения высотных отметок обнаженных или оголенных подводных трубопроводов и дна водной преграды могут применяться эхолоты, обеспечивающие абсолютную погрешность измерений не более 0,1 м.

При глубине водной преграды менее 5 м и скорости течения менее 0,5 м/с допускается определение высотных отметок дна с помощью футштоков, наметок или речного лота с лот-линейкой.

Для обнаружения и предварительной оценки протяженности обнаженных и провисающих участков подводных трубопроводов и наличия посторонних объектов на дне могут применяться гидролокаторы бокового (ГБО), секторного (ГСО) или кругового (ГКО) обзора с разрешающей способностью не хуже 0,5 м с абсолютной погрешностью определения относительно судна и места измерения со льда координат выявленных объектов не более 1 м.

При обследовании обнаженных или провисающих участков для обеспечения подводной видеосъемки могут применяться водолазные телевизионные системы или телекамеры, установленные на борту телеуправляемых подводных аппаратов.

Для определения мест повреждения антикоррозионной изоляции трубопроводов могут применяться электромагнитные и магнитные системы, обеспечивающие абсолютную погрешность измерения планового положения мест повреждения не более 0,5 м (относительно судна или места измерения со льда).

Для измерения толщины стенок размытых трубопроводов могут применяться ультразвуковые, рентгенографические и т.п. толщиномеры с абсолютной погрешностью измерения не более 0,5 мм.

На современных газопроводах и их переходах через водные преграды измерение толщины стенок трубопроводов может осуществляться методом внутритрубной дефектоскопии.

Для измерения скоростей течения водной преграды могут применяться гидрометрические вертушки и другие приборы с относительной погрешностью измерения не более 10%.

Поиск утечек газа через трещины или небольшие свищи на газопроводе

выполняют путем транспортирования катером, вертолетом или другим средством вдоль трассы газопровода специальных приборов.

Все нестандартизированные средства измерений, предназначенные для контроля за техническим состоянием подводных трубопроводов, могут быть допущены к применению только после их метрологической аттестации.

Средства контроля технического состояния переходов должны:

·ежегодно калиброваться отраслевой метрологической службой по подводным переходам в соответствии с нормативными требованиями к метрологическому обеспечению измерений в Российской Федерации;

·обеспечивать, как правило, непосредственно при проведении обследований документирование измеряемых параметров на бумажных или магнитных (машинных) носителях информации;

·обеспечивать соблюдение мер безопасности и сохранности перехода и его сооружений при проведении обследований.

Допускается применение приборов, основанных на других физических принципах, если их применение технически целесообразно и точность, обеспечиваемая прибором, удовлетворяет вышеуказанным требованиям.

Внутритрубная диагостика.

Внутритрубная диагностика газопроводов проводится с целью обнаружения нарушения их формы и механических повреждений стенок труб (овальность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения,

трещин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксирования фактического пространственного положения трубопровода и его отклонения от проектного.

По результатам расшифровки данных внутритрубной диагностики дается общая оценка исходного (базового) технического состояния газопровода перед вводом в эксплуатацию.

Внутритрубную диагностику газопроводов проводят путем пропуска

по нему специальных снарядов и осуществляют в последовательности:

.магнитный очистной поршень-шаблон для сбора металлических предметов, случайно попавших в полость газопровода, и проверки возможности пропуска инспекционных дефектоскопов;

.снаряды для выявления коррозионных дефектов, обнаружения трещин в стенках и сварных соединениях труб, пространственного положения газопровода.

Конструкция межпромыслового газопровода должна обеспечивать возможность проведения внутритрубной диагностики, в том числе иметь:

·камеры запуска и приема внутритрубных устройств;

·минимальный радиус изгиба межпромыслового газопровода не менее пяти его диаметров;

·решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек газопровода, исключающие попадание внутритрубных устройств в ответвления;

·сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение внутритрубных устройств.

Внутритрубную диагностику газопровода следует выполнять по специальной инструкции, которая должна предусматривать организацию работ по пропуску диагностических устройств, технологию их пуска и приема, методы и средства контроля за прохождением диагностических устройств, требования безопасности и противопожарные мероприятия.

Внутритрубная диагностика газопровода проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы станции должен быть согласован с оптимальными параметрами перемещения диагностического устройства.

В общем случае в состав основных работ по внутритрубной диагностике входят (в порядке последовательности их выполнения):

·подготовка газопровода к пропуску внутритрубного устройства;

·запасовка внутритрубного устройства в камеру запуска;

·пропуск внутритрубного устройства под давлением транспортируемого

газа (воздуха, воды) с записью информации о техническом состоянии

газопровода в памяти устройства;

·приемка внутритрубного устройства в камере приема;

·расшифровка полученной информации.

Устройства применяемые для очистки и диагностики межпромыслового газопровода.

Скребки очистные и снаряды-калибры [5].

Скребки очистные предназначены для очистки полости трубопровода от грязи, мусора и других посторонних предметов.

Снаряды-калибры позволяют определить реальное минимальное проходное сечение обследуемого участка по величине загиба металлических лепестков калибровочного диска, обеспечивают подготовку участка к пропуску инспекционных снарядов-дефектоскопов.

Техническая характеристика ПМО1

.Диаметр, мм ................................................................................ 1400

.Длина, мм ..................................................................................... 1900

.Масса, кг ....................................................................................... 2000

.Скорость движения, м/с ................................................................. 8,0

.Проходное сечение ................................................................... 0,85 D

Разработчик и изготовитель - ПО "Спецнефтегаз".

Приборный комплекс дефектоскоп "MAGNESCAN HR" [5].

Предназначен для определения внутренней и внешней потери металла труб. Дефектоскоп работает с использованием принципа рассеивания магнитного потока. Датчики расположены по всей окружности и охватывают всю стенку трубы. Отклонения магнитного поля в местах аномалий или дефектов записываются. Осуществляется четкое разрешение внутренней и внешней потери металла, а остаточная толщина стенки может быть представлена в процентах от номинальной толщины стенки.

Данные подвергаются цифровой обработке и записываются. После

диагностического обследования данные подвергаются интерпретации с

использованием мощных персональных компьютеров. Данные предоставляются в виде списка характерных особенностей и графических изображений с условной цветопередачей в виде распечатки или файла данных.

Техническая характеристика дефектоскопа "MAGNESCAN HR"

.Номинальный диаметр, мм..........................................................1420

.Количество датчиков, шт ............................................................ 108

.Максимальное давление, МПа ...................................................... 10

.Диапазон рабочих температур, °С................................................ 445

.Максимальная толщина стенки, мм ............................................. 25

.Скорость движения прибора, м/с ........................................... 0,7-4,0

.Наименьший радиус углов поворота .................................... R = 3 D

.Минимальная глубина дефекта ..................... 10% толщины стенки

.Минимальный размер дефекта (длина) .......... две толщины стенки

.Точность измерения глубины дефекта..........+10% от номинальной толщины стенки

Разработчик и изготовитель - "Pipetronix", Германия.

Комплекс "CALIPER" [5].

Предназначен для инспекции трубопроводов на наличие вмятин, овальностей, поперечных сварных швов и изменений толщины стенки с помощью механических датчиков.

Техническая характеристика комплекса "CALIPER"

.Диаметр, мм ................................................................................ 1420

.Общая длина ............................................................................... 1,8 D

.Минимальный диаметр прохода............................................. 0,75 D

.Чувствительность измерительной системы:

·шероховатость.................................................................... 0,002 D

·изменение толщины стенки.............................................. 0,001 D

.Измерительная система пути...................... два дисковых одометра

.Точность измерения пути, %.................................................... +0,1

.Локальная точность между маркерными точками или в промежутках между двумя сварными швами ............................................. 0,1%

.Максимальное давление в процессе работы, МПа ...................... 10

.Максимальный пробег в газопроводе, км ................................... 250

.Максимальное расстояние регистрации, км ............................... 250

.Минимальный радиус углов поворота ................................ R = 3 D

Разработчик и изготовитель - "Pipetronix", Германия.

Для внутритрубной диагностики могут быть использованы инспекционные снаряды других фирм, имеющих опыт в освидетельствовании магистральных трубопроводов.

После проведения диагностики межпромыслового газопровода [9] приборами "MAGNESCAN HR" и "CALIPER", были выявлены различные дефекты, результаты приведены в таблице 2.

.

Таблица 2

Выявленные дефекты

№ Описание дефектаДефекты, подлежащие ремонту (ДПР)Дефекты первоочередного ремонта (ПОР)1Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву или расположенный на сварном шве732Дефект геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной753Потеря металла (внешняя и внутренняя)2404Риска, царапина, задир1245Расслоение, расслоение в околошовной зоне326Смещение поперечного шва10

3.2 Водолазное обследование


Перед началом производства земляных работ выполняется водолазное обследование [6] дна реки Б.Я. с целью выявления препятствий, мешающих производству работ и проверке совпадения отметок с проектными.

После окончания разработки траншеи до проектных отметок, до укладки новой нитки межпромыслового газопровода производится водолазное обследование подводной траншеи по дну, глубины траншеи и величины откосов по проекту.

После окончания укладки выполняется водолазное обследование уложенного трубопровода с целью проверки его положения на дне траншеи.

После засыпки подводной траншеи выполняется водолазное обследование с целью соответствия фактических отметок засыпки проектным.

Обследование дна подводного перехода по ходовому тросу.

Перед обследованием выполняются следующие мероприятия:

·устанавливаются на обоих берегах знаки, обозначающие границы обследуемой полосы в пределах ширины раскрытия траншеи плюс пять метров выше и ниже по течению;

·прокладываются направляющие тросы по границам обследуемой полосы;

·укладывается ходовой трос, имеющий на концах балласт с буйками, в начале обследуемой полосы.

Двигаясь от одного конца к другому концу ходового троса водолаз выполняет обследование дна. Дойдя до конца ходового троса, водолаз переносит его вместе с балластом и буком по направляющему тросу на расстояние двойной видимости под водой. Другой конец переносится на такое же расстояние рабочими на лодке. После этого двигаясь по ходовому тросу в обратном направлении, водолаз продолжает обследование. Длина ходового троса принимается чуть больше ширины обследуемой полосы.

Обследование межпромыслового газопровода уложенного в траншею:

Водолаз передвигается по дну подводной траншеи вдоль уложенного трубопровода, при этом проверяет его состояние после выполнения укладки методом свободного погружения. Проверяется целостность футеровки и изоляции, возможное смещение грузов, совпадение положения межпромыслового газопровода в траншеи с проектным положением. Периодически водолаз отходит от трубопровода к бровке траншеи, при этом проверяется фактическое положение уложенного трубопровода. Обо всех отклонениях от проектного положения (наличие провисов, отклонение от оси траншеи) водолаз докладывает на поверхность и отмечает эти места буйками. После выбора всей длины водолазного шланга водолаз буком место следующего погружения, переходит на другую сторону трубопровода и обследует данный участок в обратном направлении.


3.3 Земляные работы


Подготовительные работы при выполнении земляных работ на переходах [4].

Перед началом земляных работ на переходах, в зависимости от участков перехода выполняется специальный комплекс подготовительных работ [4].

При подготовке к земляным работам на береговых и пойменных участках переходов, необходимо, чтобы подрядчик [4]:

·вынес в натуру геодезические разбивочные знаки для обозначения границ расчистки территории под строительство перехода;

·закрепил оси перехода (пикеты) геодезическими знаками с привязкой их к оси трассы межпромыслового газопровода;

·произвёл детальную разбивку горизонтальных кривых перехода межпромыслового газопровода с выносом пикетов за пределы строительной полосы;

·разработал пообъектные проекты производства земляных работ;

·выполнил планировку строительной полосы с засыпкой ям, выравниванием микрорельефа, срезкой склоновых продольных и поперечных бугров, засыпкой низинных мест;

·подготовил временные насыпные дороги с профилированной проезжей частью и кюветами для стока воды и временные насыпные площадки для строительно-монтажных работ;

·обеспечил контроль качества и приемку земляных работ от строительного подразделения.

Участки срезки и складирования почвенно-растительного слоя грунта закрепляются вешками, видимыми бульдозеристом во время работы [4].

Срезка грунта производится слоями в соответствии с указаниями проекта, с учетом уклонов и неровностей территории [4].

Строительные полосы и строительные площадки в створах переходов должны быть подготовлены ровными, без резких перепадов высот [4].

До начала подводных земляных работ производится обследование дна реки водолазами с целью выявления наличия посторонних предметов (бревен, крупных валунов, затонувших предметов), способных помешать работе механизмов при разработке траншей.

Земляные работы на береговых участках переходов [4].

Разработка траншей, котлованов, насыпей и других сооружений на береговых участках переходов выполняется в соответствии с требованиями и по технологии, изложенными в проекте и ППР, с использованием технических средств подрядной и, при необходимости, субподрядной организации.

Способы производства земляных работ на береговых участках переходов определяются уровнем воды на реке и состоянием грунтов. Схемы разработки береговых траншей обосновываются в ППР с учетом:

·рельефа берегов и поймы;

·наличия и категории мерзлых и скальных грунтов;

·состава специальной землеройной техники;

·объемов работ и сроков их выполнения;

·экологических требований и других условий.

В зависимости от параметров разрабатываемой траншеи, высоты и уклонов берегового склона, применяемая техника и оборудование используется раздельно или совместно. Типовая схема комплексной разработки траншей на береговых участках переходов, приведена на Рис.1. Земляные работы предусматривают срезку растительного слоя и части склона, разработку траншеи на высоких отметках экскаватором и бульдозером, а ниже уровня воды - земснарядом.

Бульдозером

Экскаватором

Земснарядом

Рис. 1 Типовая технологическая схема разработки механизмами подводных и прибрежных траншей на переходах


Разработка траншей на береговых склонах экскаваторами должна вестись с устранением недоборов и подчисткой дна траншеи.

При разработке траншей экскаваторами с обратной лопатой допускается перебор грунта до 10 см.

Разработка траншеи экскаваторами выполняется лобовыми и боковыми забоями. Выбор типов механизмов зависят от размеров траншеи по верху, места отвалов грунта и условий работы.

Границы береговых отвалов грунта, размещаемых в пределах полосы отвода, закрепляются вешками. Схема размещения отвалов приведена на Рис. 2.

- траншея; 2 - берма; 3 - экскаваторный отвал; 4 - бульдозерный отвал; 5 - отвал плодородного грунта (для рекультивации)

Рис. 2 Расположение отвалов извлеченного грунта в границах рабочей полосы


При разработке береговых траншей в многолетнемерзлых грунтах необходимо применять предварительное рыхление.

Рыхление грунтов выполняться взрывным или механическим (бурение, дробление) способами.

При работе механизмов на склонах необходимо учитывать их устойчивость от опрокидывания или скольжения по уклону косогора. Устойчивость экскаваторов или бульдозеров на самопроизвольный сдвиг проверяют по формуле

= Pcosaf,


где, Fc - сдвигающая сила;

Р - масса оборудования;- коэффициент трения скольжения материала ходовой части механизма о грунт.

Разработка траншеи экскаватором на уклоне без подвижной якорной страховки ведут в направлении сверху вниз. В этом случае ковш выполнят роль якоря. При уклоне до 30° в качестве подвижного якоря используется один бульдозер.

На время прекращения работ экскаватор заякоривается ковшом в траншее.

Разработка траншеи землесосным снарядом, с удалением грунта из траншеи на берег, выполняется с предварительным устройством карт намыва с дамбами ограждения, предотвращающими сползание с берега отвалов влажного грунта и попадание его в воду.

Складирование грунта на берег осуществляется при учете наличия свободных площадей, крутизны склонов, технической возможности применяемых земснарядов, а также принятой технологии работ.

Засыпка траншеи на береговом участке после укладки в неё межпромыслового газопровода выполняется тем же грунтом с использованием экскаватора и бульдозера. Засыпка траншеи в зоне многолетнемерзлых грунтов выполняться привозным песчано-гравелистым грунтом, с обкладкой межпромыслового газопровода мешками (из нетканых материалов) с грунтом.


3.4 Сварочные работы


До начала сварочно-монтажных работ необходимо [4]:

·развести и разложить на площадке трубе (секции труб) с учетом расчетной длины плетей;

·разместить в зоне производства работ кран - трубоукладчик, сварочный агрегат, бульдозер, наружный центратор, инвентарные лежки, передвижную защитную палатку.

Трубы должны соответствовать требованиям технических условий [4].

Перед сборкой труб (секций) необходимо [4]:

·произвести визуальный осмотр поверхностей труб;

·очистить внутреннюю полость труб от загрязнений и посторонних предметов;

·выправить вмятины на концах труб с использованием безударных разжимных устройств;

·обрезать дефектные участки труб;

·зачистить электрошлифмашинкой до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб на ширину не менее 10 мм, обнаруженные дефекты устраняются в соответствии с п.4.2 СНиП III-42-80.

Сборка труб (секций) с помощью наружного центратора производится в следующем порядке [4]:

·на торец первой подготовленной к центровке трубы установить центратор;

·трубоукладчиком с помощью клещевого захвата или стропа поднять вторую, подготовленную к центровке трубу, и зачищенным концом ввести его в центратор;

·установить требуемый зазор, стянуть центратор винтовым зажимом;

·произвести прихватку стыка.

Непосредственно перед прихваткой и сваркой производится просушка (или подогрев) кольцевыми нагревателями торцов труб и прилегающих к ним участков [4].

После окончания центровки труб выполняют сварку первого корневого слоя шва. Количество слоёв указано в таблице 3. При вынужденных перерывах более 3 минут во время сварки корневого слоя шва необходимо поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева. Необходимость подогрева и его параметры определяют в зависимости от эквивалента углерода стали, толщины стенки стыкуемых труб, температуры окружающего воздуха и покрытия электродов. Если это правило не соблюдено, то стык должен быть вырезан и заварен вновь [4].

К моменту окончания центровки труб необходимо просушить электроды.


Таблица 3

Минимально допустимое число слоёв [7].

Минимально допустимое число слоёвДиаметр, ммТолщина стенки трубы, ммПоточно-расчленённый способСпециальные сварочные работы электродами с покрытием основного вида142018,36521,87627,187

Поле сварки корневого слоя шва электродами с целлюлозным покрытием его поверхность зачищается от шлака шлифмашинкой до получения плоской поверхности [4].

Горячий проход осуществляется непосредственно после сварки и шлифовки корневого слоя шва, выполненного только с применением целлюлозных электродов. Время между окончанием сварки первого слоя шва и началом выполнения горячего прохода не должно превышать 5 минут. При вынужденных перерывах после сварки первого слоя шва более 5 минут необходимо поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева. Если это условие не выполняется, то стык должен быть вырезан и заварен вновь [4].

Перед наложением каждого последующего слоя шва поверхность предыдущего слоя шва должна быть очищена от шлаков и брызг наплавленного металла, После окончания сварки поверхность облицовочного слоя шва так же должна быть очищена от шлака и брызг [4].

Величина зазора при сборке труб, температура предварительного подогрева, тип и марка сварочных электродов определяется технологической картой на сварку труб, утвержденной главным инженером треста и территориальной конторой по качеству строительства [4].

Сварочные соединения подвергают внешнему осмотру и неразрушающему контролю физическими методами. Внешнему осмотру подвергают все сварные стыки, для чего каждый стык перед осмотром необходимо очистить от шлака, грязи и брызг наплавленного металла. При этом сварные соединения не должны иметь трещин, подрезов глубиной более 0.5 мм, недопустимых смещений кромок, прожогов, кратеров и выходящих на поверхность пор, а также других дефектов формирования шва. Ширина шва должна соответствовать технологической инструкции на конкретный метод сварки, усиление шва должно быть высотой 1-3 мм и иметь плавный переход к основному металлу [4].

Неразрушающему контролю стыки труб выполненные электродуговой сваркой, подвергаются в объёме 100%, для этого используется рентгеновский аппарат Мир-2Д, который способен просветить стенку толщиной 20 мм [4].


3.5 Изоляционные работы


Для защиты подводного межпромыслового газопровода от коррозии используется изоляция, выполненная в заводских условиях [4].

Изоляционные работы выполняемые в полевых условиях, производятся в следующей технологической последовательности [4]:

·подготавливаются изоляционные материалы к работе;

·производится сушка или подогрев труб;

·очищается поверхность трубопровода от коррозии, окалин, грязи, маркировочной краски и т.п.;

·наносятся грунтовка и покрытие (изоляционная лента и обертка);

·производится контроль качества изоляции труб.

Конструкция изоляционного покрытия, в зависимости от условий нанесения и вида используемого материала, а также основные характеристики покрытий, в том числе термоусадочных муфт [4].

Плети трубопровода с усиленной изоляцией, состоящего из полимерной ленты и обертки покрываются сплошным слоем стандартной деревянной рейки (футеровки), предохраняющей изоляционное покрытие от механических повреждений при протаскивании трубопровода по дну подводной траншеи [4].

Требования к футеровке определяются соответствующими Техническими условиями (ТУ), качество которой проверяется входным и пооперационным контролем [4].

В процессе визуального контроля проверяются размерность, сплошность и надежность закрепления футеровочного покрытия на трубе [4].

Контроль качества изоляционных покрытий на переходах предусматривает [4]:

·проверку сплошности покрытия с использованием дефектоскопов;

·проверку прилипаемости изоляционных материалов выборочно (в местах, вызывающих сомнение);

·визуальную проверку состояния изоляционной пленки и обертки на трубе.

Приемка изоляции подводного участка межпромыслового газопровода после его укладки выполняется методом катодной поляризации [4].

Проверка изоляционных работ, а также условия применения труб с заводской изоляцией и термоусадочной муфтой на этих трубах выполняется в соответствии с требованиями СП 106-34-96.


.6 Футеровка подводного трубопровода


До начала работ выполняется следующее [4]:

·проверяется качество изоляционного покрытия;

·доставляются на строительную площадку футеровочные рейки, необходимые материалы, приспособления и инструменты;

·подготавливается площадка для изготовления проволочных скруток и поясов;

·подготавливаются к работе машины, оборудование, приспособления и инструменты.

Работы по футеровке выполняются в следующей последовательности операций [4]:

·плеть трубопровода выкладывается на лежаки;

·проверяется качество изоляционного покрытия;

·пакеты футеровочной рейки развозят трубоукладчиками вдоль трубопровода и раскидывают с интервалом 20м;

·из пакетов рейки в ручную раскладывают по длине трубопровода;

·одновременно с этими работами производится заготовка проволочных скруток;

·футеровка выполняется с помощью универсального стропа (мягкого полотенца), рейки укладывают на строп, плотно подгоняя, друг к другу, с учетом покрытия 3/4 окружности трубопровода;

·путем подъема крюка рейки прижимаются к трубопроводу, и после укладки остальной части реек закрепляются проволочными скрутками через 1м;

·после установки скруток крюк со стропом опускается к следующему участку.


3.7 Балластировка подводного трубопровода

трубопровод подводный прочность месторождение

До начала балластировки выполняются следующие работы [4]:

·проверяется качество футеровки;

·отмечаются места установки чугунных грузов на трубопроводе краской;

·планируется строительная площадка вдоль плети;

·проверяется комплектность грузов;

·подготавливаются к работе машины и механизмы, инвентарь, приспособления, средства для безопасного ведения работ.

Работы по балластировке выполняют в следующей последовательности [4]:

.комплекты грузов трубоукладчиками развозятся вдоль трубопровода и раскладываются, так чтобы нижние элементы одной гранью касались трубопровода, верхние располагались рядом с ними;

.после раскладки грузов трубопровод последовательно поднимается и перекладывается трубоукладчиками на нижние элементы. Затем производится навеска верхних элементов с одновременной центровкой отверстий под стяжные болты. При этом необходимо следить за тем, чтобы исключалась возможность удара или падения груза на трубопровод;

.верхние и нижние элементы соединяются болтами и затягиваются гайками.

Соединенные элементы подвергаются антикоррозионной окраске лакокрасочными материалами или битумом.


3.8 Очистка внутренней полости и испытание на прочность и герметичность


Очистка внутренней полости межпромыслового газопровода [5].

При строительстве, внутрь межпромыслового газопровода попадают грунт, вода, различные предметы, инструмент, на внутренней поверхности трубы имеется окалина, иногда ржавчина. Если не удалить их, то при эксплуатации трубопровода может произойти его закупорка в одном или даже в нескольких местах; не удаленные предметы, если даже и не закупорят трубы, могут вывести из строя оборудование.

Поэтому перед сдачей в эксплуатацию, обычно перед испытанием на прочность, межпромысловый газопровод должен быть полностью очищен не только от крупных посторонних предметов, но и от грязи и даже пыли. Только в этом случае качество очистки можно считать хорошим, а внутреннюю полость подготовленной к перекачке продукта.

Схемы очистки внутренних полостей межпромыслового газопровода[5].

Очистка проводится после выполнения всех сварочно-монтажных, изоляционно-укладочных и земляных работ, т. е. линейная часть межпромыслового газопровода должна быть практически подготовлена к перекачке продукта.

В настоящее время основным способом очистки внутренней полости является, продувка по трубопроводу с большой скоростью воздуха или газа с одновременным пропуском по нему специальных очистных устройств, называемых поршнями.

Кроме продувки, применяют способ промывки внутренней полости водой с пропуском поршня впереди движущейся воды.

Однако следует отметить, что при этом методе очистки требуется большое количество воды, которая загрязняется и неочищенной сбрасывается в водоемы. Таким образом, при всех положительных производственных и технологических сторонах метода, нельзя не учитывать ущерб, наносимый при его применении окружающей среде. Продувка газом также приводит к загрязнению атмосферы, а кроме того, и к непроизводительным потерям газа, что тоже необходимо учитывать. С этих точек зрения предпочтительной является продувка воздухом.

Очистка, способом протаскивания очистного устройства применяют при очистке подводных переходов, по которым пропускать поршни не рекомендуется. Суть способа заключается в следующем. Еще до укладки трубопровода по дну подводной траншеи внутрь его протаскивают трос. Диаметр троса рассчитывается на наибольшее усилие протаскивания внутри трубопровода очистного устройства. К концу троса прикрепляют очистное устройство, которое протаскивают с помощью троса по трубопроводу. В качестве тягового средства может быть использован трактор или лебедка. Очистное устройство должно иметь достаточно прочную конструкцию и в то же время плотно прилегать к внутренней поверхности труб. Для более качественной очистки полости к жесткому очистному устройству можно последовательно на расстоянии до 10 метров от него подсоединить мягкий поршень из пенополиуретана, имеющего конструкцию типа поршня ДЗК (конструкция так названа по именам ее авторов - Димера А. И., Зубова Н. М. и Климовского Е. М.).

Этот метод очистки надежен и достаточно прост по сравнению с другими методами.

Испытание на прочность и герметичность межпромыслового газопровода.

Участок межпромыслового газопровода предварительно испытывают гидравлическим способом. После предварительного испытания на прочность участок проверятся на герметичность под рабочим давлением в течение времени, необходимого для осмотра участка, но не менее одного часа.

Переход участка межпромыслового газопровода через водные преграды, укладываемые с помощью подводно-технических средств, испытываются в три этапа:

·первый этап - после сварки на стапеле - водой при давлении Р = 1,5 Рраб, но не более давления, соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы, в течение 6 ч;

·второй этап - после укладки перехода - водой при давлении 1,25 Рраб в течение 12 ч;

·третий этап - одновременное испытание на всём участке трубопровода.


3.9 Укладка новой плети трубопровода


Укладка новой плети межпромыслового газопровода через реку Б.Я. производится методом протаскивания после монтажа плети, изоляции, футеровки, навеса балластных пригрузов, выкладки плети в створ перехода на правом берегу реки [4].

Протаскивание плети трубопровода производится с правого берега на левый берег. На правом берегу часть веса снимается трубоукладчиками. В качестве подвижного тягового средства используется трубоукладчик ТГ-634. При протаскивании используется тяговый трос диаметром 38 мм. Тяговый трос укладывается в створ перехода с помощью подвижного тягового средства и троса проводника. После выкладки плети в створ перехода за пятку закрепляется тяговый трос на протаскиваемом трубопроводе. За оголовок плети крепится трос оттяжки. Для оттяжки оголовка используется дежурное транспортное средство, размещающееся на левом берегу [4].

Небольшая часть трубопровода, 15м после оголовка не балластируется до конца протаскивания, на этом участке навешивается понтон [4].

Для прохода трубоукладчиков, снимающих часть веса плети, на правом берегу вдоль уреза производится планировка дороги. Расстановка трубоукладчиков производится по схеме: первый устанавливается на расстоянии 16-20 м от конца плети, следующие на расстоянии 30-40 м друг от друга [4].

При вхождении в воду протаскиваемого трубопровода оголовок удерживается в приподнятом положении, более тяжелая часть - пятка протаскивается по дну траншеи [4].

Во время протаскивания необходимо вести строгий контроль за правильностью перемещения плети по створу перехода, обеспечить синхронность работы механизмов, четкость выполнения команд руководителя [4].

По окончании протаскивания производится доработка траншеи на правом берегу и укладка трубопровода на проектные отметки. На левом берегу производится догрузка трубопровода до проектной величины балластировки [4].

До начала работ по укладке трубопровода [4]:

·устанавливается тяговое средство;

·подготавливается плеть к укладке, закрепляется конец тягового троса на оголовке;

·протаскивается тяговый трос через водную преграду, закрепляется на лебедке;

·подготавливаются к работе и размещаются на стройплощадке машины, механизмы, инвентарь и средства для безопасного ведения работ;

·проводится инструктаж рабочих и специалистов, распределение обязанности;

·проверяется взаимодействие всех машин, механизмов, средств связи и сигнализации;

·размещается пункт управления работами для обеспечения обзора всей зоны работ.

Протаскивание трубопровода по дну траншеи выполняется в следующей последовательности [4]:

·плеть трубопровода выкладывается трубоукладчиками по оси перехода;

·трубоукладчики расставляются по всей длине плети для снятия веса трубопровода на суше;

·после полной готовности плети к укладке производится оттяжка тягового троса с выборкой слабины;

·по сигналу руководителя работ включается в работу тяговое средство;

·трубоукладчики поднимают плеть на высоту 20-30 см;

·плеть сопровождается трубоукладчиками до момента выхода из работы.

В процессе протаскивания трубопровода все рабочие посты имеют двухстороннюю связь с пунктом управления для полной координации тяговой лебедки и трубоукладчиков. Команды для трогания и остановки трубопровода, которые передаются с пункта управления при помощи радиостанций, дублируются условными сигналами, должны быть отработаны заранее [4].


- тормозная лебедка; 2 - спусковая дорожка; 3 - тележки; 4 - плеть на спусковой дорожке; 5 - место сварки стыка; 6 - автокран; 7 - приямок для схода тележек; 8 - плеть трубопровода, подготовленная к укладке; 9 - электросварочный агрегат; 11 - трубоукладчики; 12 - стенд для сварки двухтрубных звеньев

Рис. 4. Укладка трубопровода методом последовательного протаскивания плетей


Врезка нового участка трубопровода [4].

Перед началом врезки подводного перехода межпромыслового газопровода необходимо произвести следующие подготовительные работы:

·отключение данного участка межпромыслового газопровода от основного трубопровода, откачку газа и из отключенного участка, его очистку и промывку;

·уточнение местонахождения межпромыслового газопровода в плане с обозначением на местности вешками;

·уточнение глубинного залегания межпромыслового газопровода;

·подготовить участок местности для монтажных и сварочных работ.

По окончании вырезки участка на трубопроводе в границах подводно-технических работ его сваривают с новым трубопроводом.


3.10 Берегоукрепление пойменной части подводного перехода


По окончании засыпки уложенного трубопровода производятся работы по укреплению надводной и подводной части берега каменной наброской, при этом сначала делают подготовку из щебня толщиной 15 см. Поверх него производят отсыпку слоя бутового камня толщиной 20 см [4].

Отсыпка надводной части берегоукрепления производится экскаватором, подводная отсыпается с использованием плавкрана. Камень из временного склада перегружается на специальную баржу плавкраном [4].

При укреплении берегов применяется щебень с плотностью 2.1-2.4 т/м3. Камень применяемый для берегоукрепления из изверженных метаморфических или осадочных пород, без признаков выветривания, прослоек мягких пород глины, гипса и других размокаемых и растворимых включений и трещин. Марка не ниже 300 , морозостойкость не ниже 15. Каменная наброска способна выдержать неравномерную осадку откосов, она наиболее целесообразна для укрепления берега, так как способна обеспечить надежное крепление берега на протяжении 5-15 лет [4].


4. Специальный вопрос


В 2009 году ЗАО «Уралтермосвар» совместно с «Polysoude S.A.S.» (Франция) и при участии специалистов ООО «ВНИИГАЗ» была проведена работа по разработке установки для автоматической сварки неповоротных стыков труб сплошной и порошковой проволокой. Установка состоит из источника питания сварочной дуги ВДУ-500 «Урал-Орбита» производства ЗАО «Уралтермосвар», самоходной сварочной головки Polycar-Pipe фирмы Polysoude (Франция), блока управления головкой с пультом дистанционного управления и комплекта направляющих поясов для труб разного диаметра [9].

Согласно договорных отношений, ЗАО «Уралтермосвар» эксклюзивно представляет на российском рынке эту установку для МИГ/МАГ сварки [9].

Блок управления головкой программируется через промышленный ноутбук с помощью специализированного программного обеспечения на русском языке. С помощью надежного пульта дистанционного управления наиболее важные сварочные параметры можно менять и сохранять в память блока управления непосредственно во время сварки [9].

Сварка может выполняться одной или двумя головками, по половине периметра трубы (как на спуск, так и на подъем), либо полного периметра трубы (на спуск, на подъем).Сварка корневого слоя шва выполняется проволокой сплошного сечения в среде защитного газа, заполняющие и облицовочный слои шва - порошковой проволокой (в том числе самозащитной) [9].

Предварительно, для оценки возможности использования установки на строительстве газопроводов с большой толщиной стенки трубы (до 33,4мм), при участии специалистов ООО «ВНИИГАЗ» были проведены тестовые испытания сварочной головки Polycar-Pipe с источником питания PowerWave 455.

Рис. 4. Направление сварки


Были сварены контрольные стыковые соединения трубы диаметром 508мм с толщиной стенки 12,5мм [9].


Рис. 5. Параметры сварного сва


Сварка выполнялась с имитацией сборки стыка как на наружном, так и на внутреннем центраторе [9]:

1.V-образная разделка;

2.зазор 2-5 - 4 мм;

.притупление кромок 0,5 - 1,0 мм;

.локальное смещение кромок не более 3 мм.

Корневой слой выполнялся сплошной проволокой Supramig методом STT, заполняющие и облицовочный слои - порошковой газозащитной проволокой 71ЕН производства Линкольн Электрик [9]..

Сварка корня выполнялась на спуск, заполняющие и облицовочные слои - как на подъем по половине периметра (в последовательности 6-12часов и 6-0 часов), так и полного периметра в последовательности 12-0 часов [9].

После завершения сварки был выполнен неразрушающий контроль методом рентгенографии и механические испытания. Результаты испытаний - положительные.


Рис. 6. Орбитальная сварка трубопровода


Технические характеристики головки POLYCAR PIPE [9]:

·Диапазон диаметров свариваемых труб, мм ……. от 168 до 1420

·Максимальный сварочный ток, А (при ПН-100%) …………….465

·Линейная скорость сварочного трактора, м/мин ....…….. 0,03 - 1,0

·Диаметр электродной проволоки, мм ……………….….. 0,8 - 1,6

·Максимальная скорость подачи проволоки, м/мин …………… 7,9

·Амплитуда колебаний горелки, мм …………………….……. 0 - 69

·Максимальная скорость колебаний горелки, м/мин ………….. 2,5

·Масса сварочного трактора (без катушки), кг ……….………… 16

·Стандартная длина пакета кабелей, м …………….……………. 10

Угол наклона горелки может меняться в автоматическом режиме или вручную. Сварочная головка может работать при любом уклоне трубы [9].

Отличительными особенностями головки Polycar-Pipe от других автоматических головок является то, что она позволяет сваривать трубы малого диаметра (от 168мм), а установка головки на направляющее кольцо и непосредственно процесс сварки может производиться одним оператором [9].

Источник ВДУ-500 «Урал-Орбита» был разработан с учетом требований специалистов компании Polysoude в части точности настройки и поддержания требуемого режима сварки. Возможность сварки корневого слоя шва проволокой сплошного сечения с использованием мелкокапельного переноса и хорошим формированием обратного валика позволяет использовать данный процесс для сварки корневого слоя шва взамен использования метода STT [9].

Установка может использоваться для односторонней автоматической сварки самозащитной проволокой Innershield горячего прохода, заполняющих и облицовочного слоев шва в полевых условиях без использования защитных газов [9].

В настоящее время в компании Polysoude во Франции идет подготовка к заводским тестовым испытаниям установки с источником ВДУ-500, после чего будут произведены квалификационные испытания установки при участии специалистов лаборатории сварки ООО «ВНИИГАЗ» [9].

5. Безопасность и экологичность работ


.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты регламентирующие трудовую деятельность


В области охраны труда и безопасности жизнедеятельности трудовую деятельность на **** месторождении регламентируют следующие правовые, нормативные акты, инструктивные акты в области охраны труда и отраслевые документы:

. Закон об основах охраны труда в РФ №181-ФЗ от 17.07.1999 г.

.Федеральный закон о промышленной безопасности опасных производственных объектов 116-ФЗ от 21.07.1997 г. с изменениями от 7.08.2000 г.

.Трудовой кодекс №197-ФЗ (с изменениями и дополнениями от 24.07.2002г и 25.07.2002 г.), утвержденный Президентом РФ 30.12.2001.г.

.Правила безопасности в газовой промышленности от 9.04.2000 г. с дополнениями и изменениями к ним, утвержденными 11.08.2001г.

. Инструкции по технике безопасности предприятия.

. ГОСТ 12.0001-82 ССБТ «Система стандартов безопасности труда»

. ОСТ 51.81.82 ССБТ «Охрана труда в газовой промышленности»

. Закон о пожарной безопасности №б9-ФЗ, принят 21.12.1994 г (с дополнениями и изменениями от 22.08.1995 г, от 18.04.1996г, от 24.01.1998 г, от 11.2000 г. от 27.12.2000 г.

. Пожарная охрана предприятий. Общие требования. НБТ - 201-96, утв. 01.03.1992г.

. Правила пожарной безопасности РФ ППБ-01-93. МВД РФ 14.12.1993 г., дополнения к ним от 25.07.1995 г.

Охрану труда и технику безопасности следует осуществлять на основании следующих нормативных документов:

СНиП 12. 03 - 2001 "Безопасность труда в строительстве". Часть 1. Общие требования.

СНиП 12.04 - 2002 "Безопасность труда в строительстве". Часть 2. Строительное производство.

Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности;

Правила безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности;

ГОСТ 12.3003 - 86. БТ "Работы электросварочные. Требования безопасности".


5.2 Охрана труда


В процессе эксплуатации межпромыслового газопровода происходит сужение поперечного сечение (вмятина, гофр, овальность) вследствие действующих на него различных факторов (давление грунта, непостоянство загрузки трубопровода и т.д.). Для определения и устранения этих аномалий, препятствующих пропуску снарядов-дефектоскопов, используется снаряд-профилемер, при пропуске которого иногда происходит его блокировка по достижении места расположения дефекта [11].

В трубопроводном транспорте одной из главных особенностей является пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, что вызывает необходимость разработки специальных мер по технике безопасности.

Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений.

В зависимости физико-химических свойств, т.е. способности к воспламенению и взрыву взрывоопасные смеси разделяются по категориям и группам

Газ действует, главным образом, на центральную нервную систему. Признаки отравления этими веществами чаще всего проявляются в головокружении, сухости во рту, головной боли, тошноте, учащённому сердцебиению, общей слабости и потере сознания. ГОСТ 12.1.005-88 устанавливает предельно допустимые концентрации (ПДК) для ядовитых веществ в рабочей зоне и на территории промышленных предприятий.

Вредные вещества, входящие в состав газа, могут при несоблюдении правил обращения с ними вызвать отравление. Возникает опасность отравления газом и ядами, образующимися в процессе сварки. Газы поступают в организм в основном через органы дыхания.


5.3 Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда


Организация и проведение ремонтных работ осуществляется в соответствии с требованиями РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта, ВСН 31-81 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах трубопроводов Министерства газовой промышленности, СНиП 12-03-01 Безопасность труда в строительстве, СНиП III-4-80* Техника безопасности в строительстве и другими действующими нормативными документами, РД 31.84.01-90 Единые правила безопасности труда на водолазных работах, ТОИ Р-66-15-93 Типовая инструкция по охране труда для монтажников наружных трубопроводов.

На месте проведения работ должна присутствовать необходимая документация, которая включает в себя:

а) оперативная документация:

разрешение на производство работ;

план производства работ;

приказ о назначении ответственных лиц за обеспечение сохранности межпромыслового газопровода, при движении техники в охранной зоне трубопровода;

приказ о назначении ответственных лиц за безопасное производство работ в соответствии с утвержденным планом производства работ;

инструкция по пожарной безопасности;

наряды-допуски на газоопасные, огневые и другие работы повышенной опасности;

выписка из оперативной части Плана ликвидации возможных аварий;

технологические карты на земляные и сварочные работы;

папка предписаний, акты проверок.

б) исполнительная документация:

акт передачи участка трубопровода;

акт закрепления трассы, площадки;

ведомость установленной арматуры и оборудования;

акт-допуск по форме СНиП 12-03-01;

разрешение на производство работ в охранной зоне межпромыслового газопровода.

Инженерно-технические мероприятия

Меры безопасности при выполнении земляных работ

Производство земляных работ по вскрытию межпромыслового газопровода должно осуществляться с оформлением наряда-допуска на работы повышенной опасности. Во время работ в котловане должны находиться лица, которые заняты выполнением конкретной работы в данное время. Если в процессе работы в стенках траншеи появятся трещины, грозящие отвалом, то работники должны немедленно покинуть её и принять меры против обрушения грунта (укрепление стенок траншеи, срезание грунта для увеличения откосов и др.).

Размеры ремонтного котлована должны обеспечивать проведение работ по замене дефектного участка. Длина котлована определяется из расчета:

=?+(2-3) м

где ? - длина заменяемого участка межпромыслового газопровода, но не менее диаметра межпромыслового коллектора, при этом расстояние от конца заменяемого участка до прилегающей торцевой стенки котлована должно быть не менее 1,5 м.

В соответствии с профилем грунты, находящихся на территории межпромыслового газопровода **** НГКМ соответствуют в основном, сильно увлажненными суглинками и супесями.

Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается. При разработке котлована глубиной 1,5 м и более крутизна откоса должна соответствовать, величинам указанным в таблице 4.


Таблица 4

Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Вид грунтаГлубина траншеи, котлована, мдо 1,51,5…3,03,0…5,0угол откоса, град.уклонугол откоса, град.Уклонугол откоса, град.уклонСуглинок761:0,25631:0,50531:0,75Супесь761:0.25761:0,25631:0,50

При работе экскаватора необходимо соблюдать расстояние 0,20 м от ковша до стенки трубы. Для предотвращения падения кусков грунта в котлован, отвал вынутой земли должен находиться на расстоянии, не менее 0,5 м от края траншеи в связанных грунтах.

Расположение строительной техники около траншеи должно осуществляться в соответствии с приведённой таблицей 5.


Таблица 5.

Параметры расположения строительной техники около траншеи

Глубина траншеиРасстояние до опорной части техники до откоса траншеи в зависимости от грунта, мСуглинокСупесь11,001,0022,001,5033,251,7544,003,00

При работе на грунтах с малой несущей способность, для предотвращения повреждения межпромыслового газопровода бульдозером, снятие плодородного слоя следует проводить одноковшовым экскаватором.

При производстве работ в ночное время существует необходимость освещения котлована и места производства работ. Также, при поступления диагностического снаряда в темное время суток в камеру приёма очистных и диагностических устройств (КППОУ), возникает проблема освещения. Согласно СНиП 23-05-95 рабочие места, объекты, подходы и проезды к ним в темное время суток освещаются. Наружное охранное освещение обеспечивает освещенность на уровне земли 0,5 лк и более.

В ночное время освещение рабочего котлована должно осуществляться прожекторами или светильниками во взрывозащищённом исполнении. Для местного освещения необходимо применять светильники напряжением не более 12В, или аккумуляторные фонари (включать и выключать их следует за пределами взрывоопасной зоне).

Контроль воздушной среды при проведении огневых и газоопасных работ.

Контроль воздушной среды на объектах межпромыслового газопровода проводиться с целью обеспечения нормальных условий труда, предотвращения острых и хронических отравлений обслуживающего персонала или развития у них профессиональных заболеваний, а также с целью предупреждения возникновения опасных концентраций паров и газов, которые могут повлечь за собой взрывы и пожары.

Для проведения анализа воздушной среды должны использоваться газоанализаторы, включённые в Государственный Реестр средств измерения России, Свидетельство на взрывозащиту, имеющие разрешение Госгортехнадзора России на применение на подконтрольных ему объектах и прошедшие государственную проверку в территориальных органах Госстандарта России. При замере состояния воздушной среды должны использоваться газоанализаторы предназначенные для определения предельно допустимых концентраций (ПДК) веществ в воздухе рабочей зоны. Воздушная среда должна контролироваться непосредственно перед началом, после каждого перерыва, в течение всего времени выполнения и после окончания работ, а также по первому требованию рабочих. При выборе точек контроля необходимо учитывать место и характер проведения работ, а также метеорологические условия (температуру воздуха, направление и скорость ветра).

Меры безопасности при выполнении работ по освобождению межпромыслового газопровода от газа.

Запрещается при выполнении работ по освобождению межпромыслового газопровода от газа:

использования оборудования, устройств не имеющих разрешения Госгортехнадзора России на применение;

выполнение откачки-закачки газа без контроля за давлением в межпромыслового газопровода;

производить перекачку газа без установки обратных клапанов на вантузных задвижках;

использование устройства для дооткачки продукта без крепления заборной трубы к вантузу.

Меры безопасности при герметизации полости труб межпромыслового газопровода.

Работы по герметизации полости межпромыслового газопровода являются газоопасными и должны проводиться с оформлением наряда-допуска. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность. Перекрытие внутренней полости межпромыслового газопровода и установка тампонов-герметизаторов проводится при отсутствии в нём избыточного давления и притока газа. Он должен обеспечивать герметичность перекрытия полости трубопровода в течение не менее 24 часов. Внутренняя полость межпромыслового газопровода должна перекрываться герметизаторами из резинокордонной оболочки типа «Кайман» и пневматическими заглушающими устройствами. После установки герметизатора, пребывание людей у открытых торцов должно быть снижено до минимума - только для выполнения необходимых технологических операций.

При выполнении работ внутри трубы, для страховки работника необходимо использовать монтажный пояс со страховочной верёвкой, для защиты органов дыхания должны применятся шланговые противогазы.

Меры безопасности при выполнении огневых работ.

При выполнении сварочных работ необходимо соблюдать требования ГОСТ 12.3.003-86, санитарных правил при сварке металлов, утвержденных Министерством здравоохранения Российской Федерации, правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других работ, утвержденными ГУПО МВД РФ.

Производство сварочно-монтажных работ должно осуществляться с оформлением наряда-допуска на огневые работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность. Сварочное оборудование, переносной инструмент, освещение, средства индивидуальной защиты должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок потребителей. Перед началом электросварочных работ необходимо проверить исправность изоляции сварочных кабелей и электрододержателей, а также плотность соединений всех контактов. При пользовании электроинструментом, ручными электрическими машинами, переносными светильниками их провода и кабели должны подвешиваться. Все эти инструменты подключаются только через устройство защитного отключения (УЗО). Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генераторов, трансформаторов, должны быть не более 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 380и 220 В.

Запрещается проведение сварочных работ во время снега или дождя без применения навеса над местом производства работ и ветра со скоростью свыше 10 м/сек. При оставлении места работы сварщик должен отключить сварочный аппарат.

Кожный покров человека в сухом состоянии оказывает значительное сопротивление прохождению электрического тока. Расчетное сопротивление человека соответствует 1000 Ом. Безопасным для жизни, но вызывающим болезненное ощущение считается ток 0.03-0.05 А. Предельным безопасным напряжением для человека можно считать 50 В.

Однако при влажной коже или ее повреждениях сопротивление снижается до 400 Ом.

Безопасность при выполнении водолазных работ.

Водолазные работы должны выполняться при наличии наряд-задания.

Плановые подводно-технические работы должны осуществляться в соответствии с проектами организации работ или строительства (планами, календарными графиками, технологическими картами или другими технологическими документами).

В проектах должны быть предусмотрены мероприятия по обеспечению безопасности труда водолазов.

При разработке мероприятий по безопасности труда в проектах должны быть учтены требования, установленные в настоящих Правилах и других руководящих нормативных документах, регламентирующих требования безопасности труда водолазов, специфика и условия выполнения водолазных работ [11].

Допуск водолазов к водолазным спускам и работам осуществляется только при наличии оформленного у них свидетельства об окончании водолазной школы (курсов), личной книжки водолаза, личной медицинской книжки водолаза с положительным заключением Водолазной медицинской комиссии (ВМК) о пригодности к водолазным работам, с указанием установленной глубины погружения в текущем году, а также после ежегодного подтверждения ВКК их квалификации.

Перед началом водолазных работ выполняемых на отдельных объектах (в условиях экспедиции или командировки), приказом (распоряжением) администрации должны быть назначены:

·руководитель водолазных работ;

·состав водолазной группы;

·лица, осуществляющие медицинское обеспечение;

В приказе должно быть, кроме того, предусмотрено материально-техническое обеспечение.

Руководитель водолазных работ должен ознакомить водолазный состав с проектом (планом), наряд-заданием водолазных работ.

До начала водолазных работ руководитель водолазных работ должен организовать постоянное наблюдение за гидрометеоусловиями и окружающей обстановкой в районе работ.

Перед началом работ по строительству или ремонту гидротехнических сооружений водолазы должны по чертежам или по проекту работ ознакомиться с устройством сооружения, условиями производства работ и мерами по безопасности труда и получить наряд-задание.

Разработку котлованов, траншей, размывку грунта и другие работы, связанные с нарушением поверхностного слоя грунта, допускается производить по указанию руководителя водолазных работ после получения им сведений об отсутствии в месте производства работ электросиловых, телефонных кабелей или трубопроводов, а при их наличии он обязан иметь план трассы находящихся в зоне работ кабелей и трубопроводов.

Руководитель водолазных работ обязан до начала работ получить от предприятия - владельца трубопровода письменное уведомление о снятии давления в трубопроводе. По окончании работ руководитель водолазных работ обязан дать предприятию - владельцу трубопровода письменное уведомление о завершении работ.

При разработке грунта в котлованах и при разделке глубоких траншей стенки их следует делать пологими (в пределах угла естественного откоса грунта) [6].

При разработке грунта гидроразмывочными средствами в случае одновременной работы в котловане 2 водолазов или более расстояние между ними должно быть не менее 10 м. Действия водолазов должны постоянно согласовываться. Водолаз не должен выпускать из рук гидравлический ствол, находящийся под давлением. Струя из гидравлического ствола не должна направляться в сторону работающего рядом водолаза.

Перед спуском в траншею или котлован водолаз должен убедиться в том, что откосы траншеи или котлована сформировались и не угрожают обвалом.

Проводить водолазный осмотр траншей и котлованов во время работы скреперов, земснарядов и других мощных грунтоуборочных средств запрещается.

Спуск водолаза и осмотр уложенного трубопровода разрешаются только после того, как трубопровод будет уложен на грунт, а натяжение поддерживающих его канатов ослаблено.

При прокладке трубопровода с помощью разгрузочных понтонов водолаз может производить осмотр трубопроводов только при полностью опущенных на грунт понтонах. Осмотр понтонов в процессе погружения трубопроводов запрещается.

Перед отсоединением (отстропкой) понтона от трубопровода вручную водолаз должен убедиться в том, что понтоны лежат на грунте, а поддерживающие его стропы ослаблены. Отстропливать вручную понтоны, имеющие положительную плавучесть под водой, запрещается.

Водолазу запрещается опускаться и подниматься по приспособлениям, поддерживающим трубопровод.

Перед соединением секций трубопровода или отдельных труб с помощью фланцев водолаз должен убедиться в надежности остропки секций и труб.

Для совмещения отверстий неподвижного и поворотного фланцев, а также для определения зазоров между стыкуемыми трубами необходимо пользоваться специальными приспособлениями.

Водолазные спуски для осмотра подводного трубопровода любого диаметра при гидравлическом или пневматическом испытании разрешаются руководителем работ только после снятия давления в испытываемом трубопроводе.

При демонтаже подводного трубопровода водолазу запрещается находиться вблизи троса, подрезающего трубопровод.

При осмотре опор (свай, оболочек, труб и т.п.), сооружений эстакадного типа водолаз не должен обходить препятствия более чем на 180°, при этом он должен следить, чтобы его шланг или сигнальный конец (кабель-сигнал) не цеплялись за монтажные петли и другие выступающие детали сооружений.

Работы по установке железобетонных конструкций (угловых блоков, оболочек, массивов, плит и т.д.) в гидротехническое сооружение должны выполняться при скорости течения не более 1 м/с. При работах ночью или при ограниченной видимости должно применяться подводное и надводное освещение.

Спуск водолаза под воду для установки железобетонной конструкции в гидротехническое сооружение или ее осмотра разрешается только после того, как нижняя часть конструкции будет полностью находиться на грунте, не ниже установленной конструкции или на весу над местом ее установки на расстоянии не более 0,1 м по высоте от места установки.

Если при опускании конструкций необходимо присутствие водолаза для наблюдения за правильностью их установки, водолазу разрешается находиться на спусковом конце выше конструкции и в стороне от нее.

При установке железобетонной конструкции в гидротехническое сооружение водолаз должен находиться на безопасном расстоянии от опущенной конструкции, с таким расчетом, чтобы исключалась возможность прижатия его самого, а также шланга и сигнального конца (кабель-сигнала) к соседним элементам. Безопасное расстояние должно определяться проектом производства работ и радиусом действия крановой стрелы с учетом габаритов груза.

Тяжелые элементы гидротехнических сооружений следует поднимать с грунта с учетом сил присоса, применяя стропы, траверсы и другие устройства. После остропки и обтяжки стропов водолаз должен выходить на поверхность.

Мелкие камни, детали и другие предметы следует поднимать в бадьях, корзинах или с использованием храпцов.

Техника безопасности для монтажников.

Монтажники при производстве работ согласно имеющейся квалификации обязаны выполнять требования безопасности, изложенные в «Типовой инструкции по охране труда для работников строительства, промышленности строительных материалов и жилищно-коммунального хозяйства», настоящей типовой инструкции, разработанной с учетом строительных норм и правил Российской Федерации, а также требования инструкций заводов-изготовителей по эксплуатации применяемых инструментов, оборудования, оснастки и средств защиты.

Перед началом работы монтажники обязаны:

а) предъявить руководителю удостоверение о проверке знаний безопасных методов и приемов работ и пройти инструктаж на рабочем месте с учетом специфики выполняемых работ;

б) надеть каску, спецодежду, спецобувь установленного образца;

в) получить задание на выполнение работы у бригадира или руководителя.

После получения задания монтажники обязаны:

а) подготовить необходимые средства индивидуальной защиты, проверить их исправность;

б) проверить рабочее место и подходы к нему на соответствие требованиям безопасности, уточнить у руководителя работ степень загазованности колодцев и камер;

в) подобрать технологическую оснастку и инструмент, необходимые при выполнении работы, проверить соответствие их требованиям безопасности труда;

г) осмотреть элементы конструкций трубопроводов, предназначенных для монтажа, и убедиться в отсутствии у них дефектов.

Монтажники не должны приступать к выполнению работы при следующих нарушениях требований безопасности:

а) неисправностях технологической оснастки, средств защиты работающих, инструмента, указанных в инструкциях заводов-изготовителей;

б) несвоевременном проведении очередных испытаний технологической оснастки, инструментов и приспособлений;

в) несвоевременном проведении очередных испытаний или истечении срока эксплуатации средств защиты работающих, установленного заводом-изготовителем;

г) недостаточной освещенности рабочих мест и подходов к ним;

д) дефектах элементов конструкций трубопроводов, предназначенных для монтажа;

е) нарушении устойчивости откосов выемок грунта, где должна вестись работа;

ж) обнаружении потери устойчивости ранее смонтированных трубопроводов;

з) отсутствии противогаза или других средств защиты при работе в загазованных колодцах и камерах.

Обнаруженные нарушения требований безопасности должны быть устранены собственными силами, а при невозможности сделать это монтажники обязаны сообщить о них бригадиру или руководителю работ.

При выполнении работ по прокладке наружных трубопроводов монтажники обязаны при работе с электроинструментом первого или второго класса защиты применять средства индивидуальной защиты (диэлектрические перчатки, галоши, коврики).

При обнаружении неисправности переносной электролампы или трансформатора, а также другого электроинструмента или электропроводки монтажники обязаны прекратить работы и сообщить об этом бригадиру или руководителю [8].

В процессе монтажа трубопровода монтажники обязаны:

а) использовать для прохода и работы специально подготовленные системы доступа и средства подмащивания;

б) при завертывании гаек пользоваться гаечным ключом, соответствующим их размерам;

в) не курить в камерах и колодцах, а также не пользоваться открытым огнем вблизи люков;

г) не допускать нахождение людей под опускаемым или поднимаемым грузом, а при работе с лебедкой - не направлять трос на барабане руками или ногами;

д) проверять соответствие отверстий при фланцевом соединении только с помощью конусных оправок и сборочных пробок;

е) при наличии порезов или царапин на руках не работать в колодце с фекальными водами.

При подаче краном элементов конструкций трубопроводов в траншею монтажники обязаны соблюдать требования по установке и перемещению грузов краном, изложенные в проекте производства работ (ППР) или технологической карте.