Приложение Б (обязательное). Технологии выполнения отдельных способов укладки газопроводов

Приложение Б
(обязательное)

Технологии выполнения отдельных способов укладки газопроводов

Б.1 Укладка с бермы траншеи

Б.1.1 При применении труб с заводской или базовой изоляцией укладку изолированной трубной плети допускается выполнять непрерывным либо циклическим методом "перехват" или "переезд". При непрерывном опуске применяют катковые (ролико-канатные) полотенца, а также троллейные подвески, для цикличной укладки используют мягкие монтажные полотенца.

Б.1.2 Заготовку изолированных плетей на трассе допускается проводить как за счет использования труб с заводским или базовым антикоррозионным покрытием (применительно к трубам любого диаметра), так и путем трассовой изоляции плетей после их сварки на монтажной полосе (как правило, применительно к трубам номинальным диаметром свыше DN 250). В первом случае изоляционные работы на трассе сводятся лишь к очистке и изоляции зон кольцевых сварных швов.

Б.1.3 Расстановка машин и оборудования в колонне, выполняющей работы по очистке и изоляции плетей на трассе, представлена на рисунках Б.1 - Б.6, а основные параметры технологических схем сведены в таблице Б.1. Очистку и изоляцию трубных плетей допускается проводить раздельными машинами (очистной и изоляционной) либо одной, совмещающей в себе те и другие функции (комбайном).

У_суш - установка сушильная; К - комбайн для очистки и изоляции газопровода; I₁ - расстояние между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.1 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода при использовании комбайна для очистки и изоляции труб номинальным диаметром до DN 500 включительно

У_суш - установка сушильная; К - комбайн для очистки и изоляции газопровода; I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.2 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода при использовании комбайна для очистки и изоляции труб номинальным диаметром свыше DN 500 до DN 1000 включительно

У_суш - установка сушильная; К - комбайн для очистки и изоляции газопровода; I₁, I₂, I₃ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.3 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода при использовании комбайна для очистки и изоляции труб номинальным диаметром свыше DN 1000 до DN 1200 включительно

У_суш - установка сушильная; У_оч - установка очистки; У_из - установка изоляционная; I₁ - расстояние между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.4 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода при использовании очистной и изоляционной установок номинальным диаметром до DN 500 включительно

У_суш - установка сушильная; У_оч - установка очистки; У_из - установка изоляционная; I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.5 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода при использовании очистной и изоляционной установок номинальным диаметром свыше DN 500 до DN 1000 включительно

У_суш - установка сушильная; У_оч - установка очистки; У_из - установка изоляционная; I₁, I₂, I₃ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.6 - Схема расстановки трубоукладчиков для укладки плети газопровода при использовании очистной и изоляционной установок номинальным диаметром свыше DN 1000 до DN 1200 включительно

Таблица Б.1 - Основные параметры технологических схем

Номинальный диаметр DN	Схема (рисунки Б.1 - Б.6)	Расстояние между трубоукладчиками (группами), м			Максимально допустимые расстояния между очистной и изоляционной машинами, м
		I1	I2	I3
До 250 включ.	Б.1, Б.4	12-15	-	-	15
Св. 250 до 500 включ.	Б.1, Б.4	15-20	-	-	20
Св. 500 до 800 включ.	Б.2, Б.5	15-20	10-15	-	30
Св. 800 до 1000 включ.	Б.2, Б.5	15-20	12-18	-	35
Св. 1000 до 1200 включ.	Б.3, Б.6	10-15	15-25	10-15	45

Высота подъема плети над строительной полосой в средней части колонны должна, как правило, находиться в пределах от 1,2 до 1,5 м, а в местах работы машин - не менее чем 0,9 м.

Б.1.4 Приведенные в таблице Б.1 данные относятся к процессам очистки и изоляции, когда трасса газопровода проходит по местности с нормальными условиями. На сложных участках трассы в колонне рекомендуется иметь дополнительный трубоукладчик, который должен располагаться там, где возникает опасность появления перенапряжений в газопроводе или перегрузок штатных трубоукладчиков.

Если в колонне применяют комбайн, то указанные в таблице ограничения во внимание не принимаются.

Б.1.5 При выполнении очистки и изоляции плетей в трассовых условиях в составе колонны должна находиться, как правило, установка для сушки труб (У_суш), которая (помимо удаления с поверхности газопровода влаги) обеспечивает подогрев металла труб до требуемой температуры.

Б.1.6 Очистку и изоляцию зон сварных кольцевых стыков (при использовании труб с заводским или базовым покрытием) выполняют на берме траншеи до начала работ по укладке плетей. При этом зазор между плетью и поверхностью грунта должен быть таким, чтобы полностью обеспечивалась принятая технология выполнения этих работ. Требуемая величина указанного зазора реализуется, как правило, за счет применения временных (технологических) опор заданной высоты.

Если невозможно применять опоры (например, на болотах), то плеть следует в месте проведения работ приподнять с помощью трубоукладчиков, количество и расположение которых должны соответствовать данным, приведенным в таблице Б.2 и на рисунках Б.7 - Б.13.

Таблица Б.2 - Расстояния между трубоукладчиками при непрерывной укладке плети газопровода

Номинальный диаметр DN	Схема (рисунки Б.7 - Б.10)	Расстояние между трубоукладчиками (грузоподъемными средствами), м
		I1	I2
От 50 до 100 включ.	Б.7	8-12	-
Св. 100 до 200 включ.	Б.7	10-15	-
Св. 200 до 400 включ.	Б.7	12-18	-
Св. 400 до 700 включ.	Б.7	18-24	-
Св. 700 до 900 включ.	Б.8	18-26	10-15
Св. 900 до 1200 включ.	Б.9	24-32	17-25
Св. 1200	Б.10	33-40	27-36

I₁ - расстояние между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.7 - Схема расстановки трубоукладчиков при непрерывной укладке плети газопровода номинальным диаметром до DN 500 включительно

I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.8 - Схема расстановки трубоукладчиков при непрерывной укладке плети газопровода номинальным диаметром от DN 700 до DN 900 включительно

I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.9 - Схема расстановки трубоукладчиков при непрерывной укладке плети газопровода номинальным диаметром DN 1000

I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.10 - Схема расстановки трубоукладчиков при непрерывной укладке плети газопровода номинальным диаметром DN 1200

У_суш - установка сушильная; К - комбайн для очистки и изоляции газопровода; I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.11 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода номинальным диаметром от DN 500 до DN 800 включительно при использовании комбайна

У_суш - установка сушильная; К - комбайн для очистки и изоляции газопровода; I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.12 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода номинальным диаметром свыше DN 800 до DN 1000 включительно при использовании комбайна

У_суш - установка сушильная; К - комбайн для очистки и изоляции газопровода; I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.13 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода номинальным диаметром свыше DN 1000 при использовании комбайна

Возможно также совмещение операций по изоляции стыков и укладке газопровода.

Б.1.7 Подготовленные к укладке плети должны находиться на удалении от бровки траншеи на расстоянии не менее 0,5 м.

Б.1.8 Для металлических частей трубоукладчиков, в частности их стрел, а также жестких деталей монтажных приспособлений (траверсы, грузонесущие скобы и т.п.), которые могут в процессе работы контактировать с трубой, должны быть предусмотрены прокладки из эластичного материала.

Б.1.9 Непосредственно перед укладкой плети, а также в процессе ее опуска в траншею осуществляют тщательный контроль за состоянием изоляционного покрытия и принимают неотложные меры по устранению обнаруженных дефектов.

Б.1.10 Укладку газопровода допускается проводить по одной из двух схем:

- I схема - сваренную и полностью заизолированную (включая стыки) плеть приподнимают над строительной полосой на высоту, равную от 0,5 до 0,7 м, с помощью нескольких трубоукладчиков и смещают ее в сторону траншеи; затем проводят опуск плети в проектное положение. Указанные операции допускается выполнять как непрерывным способом (с использованием катковых средств), так и циклично (с применением мягких монтажных полотенец);

- II схема - плеть с неизолированными стыками приподнимают над строительной полосой на высоту, равную от 1,2 до 1,5 м (эта высота назначается применительно к средней части колонны); подъем плети осуществляется трубоукладчиками, которые создают фронт работ для очистки и изоляции стыков. По мере готовности плети к укладке производят ее надвижку в сторону траншеи и опуск в проектное положение.

Процесс укладки по данной схеме проводят циклично с периодом, определяемым интервалом времени, необходимым для очистки и изоляции стыков.

Б.1.11 Под приподнятый участок газопровода для обеспечения безопасности процесса очистки и изоляции стыков подводят страховочные опоры.

Б.1.12 При проведении работ по изоляции стыков и укладке газопровода цикличным способом следует стремиться к тому, чтобы расстояния между трубоукладчиками (группами трубоукладчиков) в колонне были между собой одинаковыми с тем, чтобы обеспечивалась их соизмеримость с расстояниями между сварными стыками, подлежащими изоляции.

Б.1.13 Укладку газопровода в траншею (с предварительно изолированными стыками или со стыками, на которые наносится изоляция в процессе укладки) при непрерывном методе опуска осуществляют с использованием технологических схем, показанных на рисунках Б.7 - Б.10.

Значения расстояний между трубоукладчиками (или их группами) приведены в таблице Б.2.

Б.1.14 При циклической укладке (метод "перехват" или "переезд") в колонне должен находиться дополнительно один трубоукладчик, обеспечивающий поочередную подмену тех, которые перемещаются без нагрузки к новой рабочей позиции.

Б.1.15 Схема расстановки трубоукладчиков (без учета подменяющего трубоукладчика) в колонне при цикличном методе укладки равномерная, т.е. все расстояния (I) между точками подвеса газопровода одинаковые (см. таблицу Б.3).

Таблица Б.3 - Расстояния между трубоукладчиками при цикличном методе укладки

Номинальный диаметр DN	Количество трубоукладчиков (грузоподъемных средств), одновременно поддерживающих плеть	Расстояние между трубоукладчиками (грузоподъемными средствами) I, м
От 50 до 100 включ.	2	8-12
Св. 100 до 200 включ.	2	10-15
Св. 200 до 400 включ.	2	12-18
Св. 400 до 500 включ.	2	18-24
Св. 500 до 800 включ.	3	20-27
Св. 800 до 1000 включ.	4	23-30
Св. 1000 до 1200 включ.	5	28-38

Б.1.16 При совмещенном способе проведения работ по нанесению на газопровод изоляции (в трассовых условиях) и его укладке, который применяется, как правило, при номинальных диаметрах труб свыше DN 500, применяют схемы производства работ, представленные на рисунках Б.14 - Б.16, а значения расстояний I₁ и I₂ - в таблице Б.3.

У_суш - установка сушильная; У_оч - установка очистки; У_из - установка изоляционная; I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.14 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода номинальным диаметром свыше DN 500 до DN 800 включительно

У_суш - установка сушильная; У_оч - установка очистки; У_из - установка изоляционная; I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.15 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода номинальным диаметром свыше DN 800 до DN 1000 включительно

У_суш - установка сушильная; У_оч - установка очистки; У_из - установка изоляционная; I₁, I₂ - расстояния между кранами-трубоукладчиками

Рисунок Б.16 - Совмещенный способ изоляции и укладки газопровода номинальным диаметром свыше DN 1000

Б.1.17 Если газопровод на коротких участках содержит большое количество поворотов (с использованием отводов) или на трассе имеется большое количество пересечений (дороги, подземные газопроводы и другие коммуникации), укладочные работы проводят методом последовательного наращивания, выполняя монтаж нитки непосредственно в проектном положении из отдельных труб или секций, подаваемых с бермы.

Б.1.18 Укладочные (изоляционно-укладочные) работы в горных условиях при поперечных уклонах строительной полосы до 8° и на полках, имеющих достаточную ширину для прохода колонны, при их продольной крутизне не более 10° выполняют теми же методами, что и в обычных условиях.

На косогорах с уклоном более 8° необходимо устраивать полки.

Б.1.19 При продольных уклонах трассы от 10° до 25° изоляционно-укладочная колонна должна работать, как правило, с использованием дополнительного трубоукладчика, оснащенного монтажным полотенцем. При подходе колонны к участку со спуском его следует устанавливать перед головным трубоукладчиком, а при завершении работ на затяжном подъеме - в конце колонны, т.е. позади изоляционной машины.

Б.1.20 На участках трассы с продольными уклонами более 25° изоляционно-укладочные работы проводят совместно со сварочно-монтажными в такой последовательности:

- доставка отдельных труб или секций на специально подготовленные монтажные площадки, которые размещают на горизонтальных участках трассы;

- очистка, изоляция и футеровка труб (секций) или плетей, которые заранее могут быть заготовлены на тех же монтажных площадках;

- последовательное наращивание газопровода, включая выполнение работ по очистке и изоляции зон сварных стыков, с периодической подачей его по уклону вдоль траншеи.

Продольное перемещение наращиваемой плети осуществляют с помощью трубоукладчиков, тягачей и тракторных лебедок, установленных и закрепленных путем якорения на монтажной площадке.

Б.1.21 Допускается в отдельных случаях проводить укладку трубной плети с бермы траншеи в обводненную траншею; при этом укладываемые плети должны быть предварительно забалластированы либо их пригрузку или закрепление на проектных отметках производят из положения "на плаву" с применением специальных балластирующих или анкерных устройств, технологий и средств механизации.

Б.2 Укладочные работы на заболоченной местности

Б.2.1 Изоляционно-укладочные работы в условиях болот выполняют преимущественно в зимний период с промерзшей полосы с использованием технологических схем, которые применяют в обычных условиях.

Б.2.2 Укладку газопровода на периодически затопляемой заболоченной или обводненной (заозеренной) местности, если он забалластирован утяжелителями кольцевого типа, с учетом характера местности и гидрогеологических условий допускается проводить следующими способами:

- протаскиванием с монтажной площадки или берегового спускового канала длинномерных плетей по дну траншеи или водоема (в летний период);

- сплавом длинномерных плетей, оснащенных поплавками, по обводненной траншее или водоему с последующей отстроповкой поплавков;

- с бермы траншеи колонной трубоукладчиков цикличными методами ("переезд" или "перехват");

- путем выемки грунта из-под смонтированной на поверхности болота плети газопровода, положение оси которого должно соответствовать заданному проектом створу ("бесподъемный" способ укладки).

Б.2.3 Для беспрепятственного прохода сварочно-монтажной и укладочной бригад по болоту при отрицательной температуре окружающего воздуха толщина промороженного слоя торфяной залежи должна быть, как правило, не менее 1,0 м.

Б.2.4 При строительстве газопроводов на болотах сплавинного типа в зимний период при их глубине более 3 м с промороженной естественным или искусственным путем торфяной залежью не менее 1 м предусматривают устройство вдольтрассовых проездов для автотранспорта и строительных машин, а также для выполнения работ по монтажу, сварке, изоляции и укладке газопровода; технология проведения этих работ должна быть такая же, как и в обычных условиях.

Б.2.5 При укладке газопровода в летний период на болотах с высокой обводненностью и на заозеренных участках трассы, где работы предстоит вести методом сплава, необходимо, как правило, придерживаться следующего технологического порядка:

- на монтажной площадке выкладывают трубы или секции в створе траншеи;

- сваривают их в плеть;

- изолируют зоны стыков;

- балластируют путем навески кольцевых пригрузов;

- закрепляют на плети поплавки;

- с помощью лебедок или других тяговых средств заготовленную плеть сплавляют по обводненной траншее.

На освободившееся место на монтажной площадке выкладывают другие трубы и повторяют те же операции. Процесс наращивания сплавляемого участка длится до тех пор, пока головной конец плети не окажется на противоположном берегу болота. После окончания сплава плети опускают на дно траншеи путем последовательной отстроповки поплавков, которые оснащены специальными механическими замками с дистанционным приводом.

Б.2.6 Конструкция поплавков, их грузоподъемность (полезная положительная плавучесть), а также расстояния между ними вдоль сплавляемой плети обосновывают расчетным путем и отражают в ППР. При этом устанавливают наиболее рациональную взаимосвязь между грузоподъемностью и расстановкой поплавков, позволяющую при заданной глубине погружения газопровода получить возможно минимальные напряжения изгиба либо не превышающие установленного допустимого значения.

Б.2.7 Протаскивание плети проводят без длительных перерывов (каждый из них по продолжительности не должен, как правило, превышать 12 ч). Несоблюдение этого требования может вызвать присос труб ко дну траншеи или водоема, занос подводной траншеи или оползание ее стенок, кроме того, в условиях низких температур возникает опасность примерзания плети к грунту на монтажной площадке и в урезной части перехода.

Б.2.8 При протаскивании плети рекомендуется пользоваться преимущественно лебедками с гидравлическим приводом, которые без заметных перегрузок обеспечивают процесс перемещения плети с места. Механические лебедки допускается применять в основном при прокладке коротких (не более 60 м) участков газопровода. Расчет тяговых усилий должен входить в состав ППР.

Б.2.9 Тяговые лебедки, а также отводные блоки, используемые для передачи усилий под углом к направлению створа перехода (когда это необходимо исходя из местных условий), обеспечиваются неподвижными якорями; выбор их конструкции проводят на основе расчетов, выполняемых на стадии разработки ППР.

Б.2.10 Если местность в зоне расположения береговой монтажной площадки имеет значительный продольный уклон (более 7°) и крутые приурезные участки (более 15°), то для удержания плети от самопроизвольного сползания используют подвижные якоря (бульдозеры, тракторные лебедки и т.п.).

Б.2.11 Протаскивание предварительно зафутерованной и забалластированной плети в летний период проводят непосредственно по дну подводной траншеи или водоема; при этом требования к тяговым средствам и якорным устройствам остаются такими же, как для зимнего строительства.

Б.2.12 В качестве грузозахватной оснастки используют мягкие монтажные полотенца соответствующей грузоподъемности.

Б.2.13 При укладке газопровода (с предварительной балластировкой или без нее) вдоль трассовой грунтовой насыпи в состав работ по подготовке строительной полосы добавляют следующее:

- спуск поверхностной воды с подготавливаемого участка;

- раскладка на естественный, как правило, слабый грунт полотнищ из нетканого синтетического материала или устройство лежневого настила;

- формирование грунтовой насыпи из привозного грунта.

Устройство грунтовой насыпи допускается проводить как в летний, так и в зимний периоды.

Б.3 Укладка методом "подкоп"

Б.3.1 На участках трассы, где по условиям прокладки газопровода требуется его пригрузка, но вместе с тем несущая способность грунтов обеспечивает возможность прохода по трассе строительной техники, допустимо применение бесподъемного способа укладки (метода "подкоп") в соответствии с рисунками Б.17 и Б.18.

I₁, I₂ - ширина забоев; h_т - глубина траншеи

Рисунок Б.17 - Расчетно-технологическая схема укладки газопровода за один проход методом "подкоп"

I - расстояние между забоями; I₁, I₂ - ширина забоев; h_т - глубина траншеи; h₁ - глубина копания на заднем забое; q - вес единицы длины газопровода

Рисунок Б.18 - Расчетная схема поэтапного опуска газопровода за два прохода методом "подкоп"

Монтаж плети осуществляют непосредственно по оси будущей траншеи. Процесс заглубления плети происходит за счет выемки грунта из-под газопровода и осуществляется под действием ее собственного веса (без использования трубоукладчиков). Разработку грунта проводят двухроторным экскаватором. Примерные показатели, характеризующие данный процесс, приведены в таблице Б.4.

Таблица Б.4 - Показатели, характеризующие процесс укладки газопровода методом "подкоп"

Наименование показателей	Значение показателя *
Диаметр укладываемого газопровода, мм	До 219 включ.
Материал труб	Сталь
Глубина укладки газопровода, м	1,2
Техническая производительность, км/ч	1,0
Мощность тягача, кВт	300
Масса машин с оборудованием, т	54
Трубоукладочное оборудование:
длина, м	3,5
ширина, м	0,24
число секций, шт.	3
радиус поворота в рабочем положении, м	500
Масса рабочего оборудования, т	2,4
Категория разрабатываемого грунта	II-III
* На базе "Комацу Д 355".

Б.3.2 Для защиты укладываемого газопровода от механических повреждений двухроторный экскаватор снабжают системой автоматического регулирования и управления. С этой же целью дополнительно рекомендуется применять инвентарные защитные щиты.

Б.3.3 Напряжения изгиба в газопроводе при бесподъемном способе укладки применительно к сечению, расположенному в зоне забоя , МПа, вычисляют по формуле

,

(Б.1)

где E - изгибная жесткость газопровода (с учетом покрытия), МПа  м⁴;

- глубина траншеи, м;

q - вес единицы длины газопровода, Н/м;

W - момент сопротивления поперечного сечения труб (без учета покрытия), м³.

Б.3.4 При необходимости снижения напряжения изгиба в укладываемом газопроводе применяют ступенчатую схему метода "подкоп", выполняя работы в две стадии: сначала на глубину, равную половине h_т, а затем - на оставшуюся половину (рисунок Б.18). Напряжения изгиба при этом уменьшают в 1,41 раза.

Б.3.5 Дополнительно уменьшить напряжения в укладываемом газопроводе возможно за счет применения модифицированной ступенчатой схемы, в которой должны быть строго регламентированы следующие технологические параметры:

- расстояние между забоями I, назначаемое в пределах, рассчитанных по формулам (Б.2 - Б.5)

;

(Б.2)

- глубину копания на головном забое , м, вычисляют по формуле

;

(Б.3)

- глубину копания на заднем забое h_I, м, вычисляют по формуле

;

(Б.4)

Напряжения изгиба , МПа, в этом случае вычисляют по формуле

,

(Б.5)

т.е. они окажутся в 2-3 раза меньшими, чем при одноэтапном методе "подкоп".

Приведенные выше расчетные формулы получены применительно к тем случаям, когда грунтовое основание под газопроводом достаточно твердое (жесткое). Если же оно обладает податливостью, то для определения искомых параметров требуется выполнять специальные расчеты.