Изоляционно-укладочные
1.6.1 Вопрос: Когда проводят контроль состояния изоляционного покрытия законченного строительством, реконструкцией или капитальным ремонтом участка трубопровода методом катодной поляризации?
Ответ: Контроль качества изоляционного покрытия участков магистральных нефтепроводов методом катодной поляризации должен осуществляться на стадии завершения строительства, реконструкции или капитального ремонта (в соответствии с проектной документацией) перед врезкой в действующий нефтепровод.
Контроль качества изоляции трубопроводов методом катодной поляризации производится на подземных нефтепроводах, находящихся в грунте, глубина промерзания которого в период контроля изоляции не превышает 0,5 метра.
п. 5.1, 5.2 РД 29.035.00-КТН-080-10
1.6.2 Вопрос: Кто входит в состав рабочей группы по контролю качества изоляции методом катодной поляризации?
Ответ: Для контроля качества изоляции вновь построенных, реконструированных и капитально отремонтированных участков нефтепровода методом катодной поляризации приказом по РНУ (ЛПДС) назначается рабочая группа в составе:
- инженера отдела главного энергетика ОСТ (при контроле изоляции трубопровода на переходах через реки);
- инженера отдела главного энергетика РНУ (при контроле изоляции на линейной части трубопровода);
- мастера группы ВЛ и ЭХЗ НПС (ЛПДС);
- начальника ЛЭС;
- представителя организации, осуществляющей строительство;
- представителя технадзора.
П. 7.1.5 РД 29.035.00-КТН-080-10
1.6.3 Вопрос: Какой документ составляется по результатам контроля качества изоляционного покрытия?
Ответ: По результатам контроля (положительного или отрицательного) составляется «Акт оценки состояния покрытия» (Приложение Б) с приложением к акту оценки состояния покрытия (исполнительная схема проведения испытаний и протокол результатов измерения и расчета сопротивления изоляции), который подписывается специалистами рабочей группы (комиссии), и утверждается главным инженером РНУ.
П. 7.1.6 РД 29.035.00-КТН-080-10.
1.6.4 Вопрос: Какие операции должны включать в себя работы по изоляции сварных стыков трубопроводов?
Ответ: Работы по изоляции сварных стыков трубопроводов должны проводиться в соответствии с технологическими операционными картами, согласованными с изготовителями термоусаживающихся материалов, и включать следующие операции:
– подготовку изоляционных материалов;
– сушку и подогрев зоны сварного стыка;
– очистку зоны сварного стыка;
– нанесение защитного покрытия (манжеты);
– контроль качества защитного покрытия.
п. 10.1.5 РД 93.010.00-КТН-114-07
1.6.5 Вопрос: Какие существуют способы укладки трубопроводов в траншею?
Ответ: Трубопровод может укладываться в траншею следующими способами:
– надвиганием и опусканием с монтажной полосы предварительно изолированных плетей;
– продольным протаскиванием с монтажной площадки подготовленных (включая изоляцию, футеровку, балластировку) плетей непосредственно по дну траншеи или по мере наращивания;
– опуском отдельных труб или секций в траншею с последующим их наращиванием в плеть в траншее;
– опуском заготовленных плетей с временных опор, проложенных поперек траншеи;
– сплавом заготовленных плетей с последующим погружением;
– подкопом или подмывом грунта под забалластированным трубопроводом.
п. 11.1 РД 93.010.00-КТН-114-07
По ОПОС лот 11, 12 укладку трубопровода в траншею выполняют одним из двух способов: 1. непрерывным способом, с использованием троллейных подвесок;
2. цикличным способом, с использованием монтажных полотенец.
Непрерывный способ предподчтительней применять при укладке плетей длинной не менее 150 – 300м. При укладке коротких плетей трубопровода целесообразно применять цикличный способ.
1.6.6 Вопрос: Какие изоляционно-укладочные работы, подлежат освидетельствованию при строительстве линейной части магистрального трубопровода?
Ответ:
1. Очистка поверхности сварного стыка
Параметры контроля определяются инструкциями заводов изготовителей и ТУ применяемых материалов, ПД, РД-23.040.00-КТН-366-09.
1. Обезжиривание техническим ацетоном.
2. Сушка.
3. Соответствие проекту применяемых материалов для пескоструйной обработки.
4. Степень очистки сварных стыков.
5. Степень шероховатости.
6. Степень обеспыливания.
2. Нанесение эпоксидного праймера
1. Обеспыливание стыка.
2. Подогрев стыковых соединений.
3. Нанесение эпоксидного праймера.
3. Нанесение термоусаживающихся манжет.
Параметры контроля определяются ОТТ-25.220.01-КТН-189-10, инструкциями заводов изготовителей применяемых материалов, ПД:
1. Установка ТУМ и замковой пластины
2. Обжатие и термоусадка манжет.
3. Равномерность и плотность обжатия поверхности сварного соединения.
4. Отсутствие гофр, вздутий, воздушных полостей и пузырей, прожогов
5. Наличие нахлеста на заводское покрытие и нахлеста в зоне замковой пластины.
6. Выход адгезива на концах муфты после остывания.
7. Величина адгезии к металлу, заводскому изоляционному покрытию, сварному стыку.
8. Толщина покрытия ТУМ.
9. Проверка адгезии ТУМ после термостабил изации через 24 часа после нанесесения.
4. Выполнение ремонта мест повреждения заводской изоляции и ТУМ после проверки на адгезию.
1. Входной контроль ремонтных материалов
2. Наличие аттестованной технологии ремонта изоляционного покрытия.
5. Проверка сплошности изоляционного покрытия и нанесения термоусаживающихся манжет.
1. Правильность выполнения контроля в соответствии с руководством по эксплуатации для дефектоскопа.
2. Отсутствие повреждений изоляционного покрытия перед опуском.
6. Проектное положение трубопровода.
7. Сохранность труб и изоляционного покрытия.
8. Плотное прилегание ко дну траншеи по всей длине.
9. Минимальное расстояние между трубопроводом и стенкой траншеи – 150 мм, а на участках где предусмотрено установка грузов 0,45D+150мм, где D-диаметр трубопровода.
п. 9.2.1 ОР 91.200.00-КТН-247-10
1.6.7 Вопрос: Разрешается ли укладка трубопровода в не соответствующую проекту траншею?
Ответ: Нет, не разрешается
П. 7.3.2 ОР 91.200.00-КТН-025-11
1.6.8 Вопрос: Каким должно быть заглубление до верха трубы?
Ответ: Заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать, м, не менее:
при условном диаметре менее 1000 мм.................................................................... 0,8
при условном диаметре 1000 мм и более (до 1400 мм) ......................................... 1,0
на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению ................................. 1,1
в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований ..... 1,0
в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда
автотранспорта и сельскохозяйственных машин.................................................. 0,6
на пахотных и орошаемых землях ............................................................................ 1,0
при пересечении оросительных и осушительных
(мелиоративных) каналов ……………………………………………………1,1 (от дна канала)
п. 5.1 СНиП 2.05.06-85
1.6.9 Вопрос: Технические решения по изоляции трубопровода предусмотренные проектной документацией.
Ответ: В проектной документации должны быть отражены:
1. Способ изоляции трубопровода (заводское покрытие труб, трассовое нанесение изоляции, АКЗ лакокрасочными материалами надземных трубопроводов)
2. Толщина покрытия труб и зоны сварных стыков
3. Степень очистки металлических поверхностей перед нанесением изоляции 2 по ГОСТ 9.402-2004 (или Sa 2 ½ по шведскому стандарту SJS 055900)/
4. Тип покрытия ( усиленное, нормальное и.т.д)
5. Необходимость применения скального листа для защиты изоляции/
Изоляция сварных соединений трубопровода лот 11, лот 12 предусматривается термоусаживающимися манжетами шириной 450 мм (тип I), для защиты кожухов предусматривается термоусаживающимися манжетами шириной 600 мм (тип IV).
1.6.10 Вопрос: Параметры контроля поверхности трубопровода перед нанесением изоляционного покрытия.
Ответ: Параметры контроля:
1. Обезжиривание техническим ацетоном.
2. Сушка. (Поверхность зоны сварного стыка трубопровода и прилегающая к нему зона заводского покрытия должны быть сухими, свободными от жировых, масляных загрязнений, консервантов, и иметь температуру не менее чем на 5 °С выше температуры точки росы, но не ниже плюс 30 °С.)
3. Соответствие проекту применяемых материалов для пескоструйной обработки (Поверхность зоны сварного стыка трубопроводов и прилегающая к нему зона заводского покрытия должны быть очищены абразиво-струйным способом. В качестве абразивных материалов могут применяться: сухой просеянный речной песок, абразивные порошки (купер-шлак, корунд и др.), стальная или чугунная дробь).
4. Степень очистки сварных стыков (Степень очистки зоны сварного стыка стальной поверхности труб должна быть не ниже Sa 2½ в соответствии с ИСО 8501-1 [1] или степени 2 по ГОСТ 9.402).
5. Степень шероховатости (шероховатость поверхности Rz должна составлять от 40 до 90 мкм в соответствии с ИСО 8503-1 [2], ИСО 8503-2 [3], ИСО 8503-3 [4], ИСО 8503-4 [5], ИСО 8503-5 [6]).
6. Степень обеспыливания (запыленность поверхности должна быть не выше эталона 3 по ИСО 8502-3).
п. 9.2.1.1 ОР 91.200.00-КТН-247-10, п.7, ОТТ 25.220.01-КТН-189-10
1.6.11 Вопрос: Контроль качества изоляционного покрытия трубопровода.
Ответ: Контролю подлежит:
- величина нахлеста
7.3.4 Величина нахлеста защитного покрытия сварного стыка на заводское покрытие должна составлять не менее 50 мм для трубопроводов диаметром до 530 мм включительно и не менее 75 мм - для трубопроводов диаметром свыше 530 мм.
- адгезия изоляционного покрытия
Адгезию покрытий на основе термоусаживающихся лент к стали и к заводскому покрытию определяют не ранее чем через 24 часа.
Адгезию к стали и к заводскому покрытию при температуре поверхности (20±5) °С определяют методом отслаивания полосы покрытия под углом (90±5)° по методике ГОСТ 411, метод А. Ширина отслаиваемой полосы должна составлять от 10 до 20 мм, участок, на котором производится отслаивание покрытия – не менее 50 мм, а скорость отслаивания – (10±3) мм/мин.
Для определения адгезии покрытия к стали выбирают три участка покрытия зоны сварного стыка. Для определения адгезии покрытия к заводскому покрытию труб выбирают по три участка покрытия в середине каждого из нахлестов защитного покрытия сварного стыка на заводское покрытие, а также в местах, вызывающие сомнения.
- внешний вид
7.3.2 Покрытие на основе термоусаживающихся полимерных лент должно копировать рельеф изолируемой поверхности стыка, иметь однородную гладкую поверхность, не иметь пропусков, пузырей, проколов, прожогов, мест отслоений. Защитное покрытие зоны сварного стыка должно плотно прилегать к поверхности трубы с заводским покрытием с выделением из-под кромок термоусаживающейся ленты расплава адгезива.
7.3.3 Покрытие на основе жидких двухкомпонентных материалов должно копировать рельеф изолируемой поверхности стыка, иметь равномерную толщину, однородный цвет, гладкую поверхность и быть свободным от пропусков, дефектов, пузырей, вздутий, мест отслаивания. Допускается наличие «шагрени», небольших (до 1 мм) локальных утолщений, наплывов.
- толщина покрытия
Минимальная толщина покрытия зоны сварных стыков в зависимости от типа покрытия (тип1, тип 2, тип 3, тип 4) и диаметра трубопровода
- диэлектрическая сплошность покрытия
Диэлектрическая сплошность покрытия при проверке искровым дефектоскопом должна составлять не менее 5 кВ на 1 мм толщины покрытия.
Таблица 9.2 ОТТ 25.220.01-КТН-189-10
1.6.12 Вопрос: Методы ремонта изоляционного покрытия трубопровода.
Ответ: В качестве материалов для ремонта заводского покрытия используются термоплавкие и мастичные ремонтные заполнители, жидкие ремонтные системы и термоусаживающиеся манжеты.
Для ремонта несквозных повреждений заводских покрытий трубопроводов используются:
- жидкие двухкомпонентные системы;
- термоплавкие ремонтные заполнители (термоплавкие «карандаши»).
Для ремонта сквозных повреждений используются следующие ремонтные материалы:
- жидкие ремонтные системы;
- ремонтные покрытия на основе мастичных или термоплавких заполнителей и заплат из термоусаживающихся лент;
- ремонтные покрытия на основе термоусаживающихся манжет.
Жидкие ремонтные системы применяются для ремонта сквозных повреждений площадью до 0,04 м2.
Ремонтные покрытия на основе мастичных или термоплавких заполнителей и заплат из термоусаживающихся лент применяются для ремонта сквозных повреждений площадью до 0,04 м2
Ремонтные покрытия на основе термоусаживающихся манжет предназначены для ремонта сквозных повреждений площадью более 0,04 м2, а также царапин длиной более 300 мм.
п. 5.2, 6.1.4, 6.2.2 – 6.2.5 ОР 25.220.01-КТН-260-10
1.6.13 Вопрос: Проектные решения в части балластировки трубопровода.
Ответ: В проектной документации должны быть отражены:
1. Шаг установки утяжелителей
2. Тип используемых утяжелителей
3. Границы участков подлежащих балластировке
Лот 11 (ОПОС).
Устройство перемычек и водоотлива (при наличии воды в траншее) при установке пригрузов типа УБО и ПКБУ.
До начала установки утяжелителей произвести разметку несмываемой краской мест установки утяжелителей на трубопровод в соответствии с проектом.
Балластировка трубопровода пригрузами типа УБО.
Балластировка железобетонными утяжелителями охватывающего типа УБО производится в следующей последовательности:
- в соответствии с проектом произвести футеровку балластируемого участка нефтепровода скальным листом для предохранения изоляционного покрытия;
- выполнить сборку утяжелителей на берме траншеи. Бетонные блоки поднимают трубоукладчиком при помощи траверсы и, поддерживая их в вертикальном положении, закрепляют на них мягкие силовые пояса – модернизированные (МПС-М), изготовленные из технической полиамидной ткани в соответствии с ТУ.
- выполнить изоляцию мест крепления соединительных поясов с блоками утяжелителя грунтовкой ГТ-760 путем обмазки;
Выполнить транспортировку блоков утяжелителей в зону монтажа на стреле трубоукладчика и установку на уложенный в проектное положение трубопровод. Приступить к монтажу утяжелителей разрешается только после проверки качества изоляционных , укладочных работ и удаления воды из траншеи.
Для монтажа утяжелителей типа УБО должны применяться специальные траверсы.
Балластировка трубопровода пригрузами типа ПКБУ.
Грунтозаполняемые утяжелители типа ПКБУ представляют собой навесные устройства из технической ткани с металлическими распорными рамками.
Применение утяжелителей типа ПКБУ исключает возможность повреждения изоляционного покрытия трубопровода при строительстве и эксплуатации, в том числе на участках продольного перемещения трубопровода.
Балластировка осуществляется бригадой, состоящей из двух звеньев: первое звено монтирует ПКБУ на нефтепровод, второе – заполняет их грунтом.
Установка утяжелителей типа ПКБУ на трубопровод производится в следующей последовательности:
- установить на трубопровод под пригруза прокладки из защитного материала (скальный лист) для защиты изоляционного покрытия;
Произвести сборку утяжелителей на берме траншеи по инструкции, поставляемой изготовителем балластирующего устройства;
- выполнить установку утяжелителя на трубопровод в проектное положение с помощью трубоукладчика или автокрана (допускается применение экскаватора, оснащенного траверсой);
- произвести заполнение контейнеров минеральным грунтом фракции размером не более 50мм, взятым из отвала или карьера.
Лот 12. (ОПОС)
При строительстве нефтепровода на участке перехода применены следующие балластирующие устройства:
- на подводном переходе р.Партизанская предусмотрена балластировка железобетонными утяжелителями кольцевого типа 2-УТК-1020-24 массой 4087кг, с шагом установки 3,0м, в соответствии с РД с защитной изоляции футеровочными рейками из негниющих материалов толщиной 30мм. На береговых участках предусмотрена балластировка железобетонными утяжелителями охватывающего типа УБОм-1020 массой 3378 кг, с шагом установки 3,1м.
- на участках прохождения трубопровода в заторфованных грунтах предусмотрена балластировка пригрузами КТ-1020.
1.6.14 Вопрос: Контролируемые параметры при приемке уложенного трубопровода.
Ответ: Трубопровод условным диаметром до 700 мм, уложенный на дно траншеи, не должен отклоняться в плане более чем на 50 мм от оси траншеи при крутизне откосов 1:0 и более чем 100 мм – при меньшей крутизне. Для трубопроводов условным диаметром 700 мм и более величина этого отклонения не должна превышать значения, определяемого как (0,25D – 150) мм, где D - условный диаметр трубопровода, мм.
П. 11.7 РД 93.010.00-КТН-114-07
1.6.15 Вопрос: Правила безопасности и охраны труда при производстве изоляционно-укладочных работ.
Ответ: При выполнении изоляционных работ (гидроизоляционных, теплоизоляционных, антикоррозионных) необходимо предусматривать мероприятия по предупреждению воздействия на работников следующих опасных и вредных производственных факторов, связанных с характером работы:
- повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;
- повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов и воздуха рабочей зоны;
- расположение рабочего места вблизи перепада по высоте 1,3 м и более;
- острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях оборудования, материалов.
П. 12.1.1 СНиП 12-04-2002