Наиболее эффективным способом очистки является способ без прекращения подачи газа при помощи очистных устройств. Этот способ позволяет постоянно поддерживать коэффициент гидравлического сопротивления газопровода, равным первоначальному значению. Периодичность пропуска очистных устройств можно оценить по увеличению гидравлического сопротивления газопровода.

В качестве очистных устройств применяют очистные поршни, скребки, поршни-разделители. В зависимости от вида загрязнений (твердые частицы, жидкость) применяют и определенные очистные устройства. Основное требование к ним: быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью через запорные устройства, простыми по конструкции и дешевыми.

Наиболее часто применяют очистные устройства типа ДЗК-РЭМ, ОПР-М, позволяющие одновременно очищать газопровод от твердых и жидких веществ. Для очистки газопроводов больших диаметров применяют поршни-разделители ДЗК-РЭМ-1200, ДЗК-РЭМ-1400, ОПР-М-1200, ОПР-М-1400. Поршень разделитель ОПР-М-1400 представляет собой полый металлический корпус, на котором расположены кольцевые очистные элементы, конструктивно подобные автомобильной покрышке. Они поджаты распорными втулками с установленными на них поролоновыми кольцами. Поршень монтируют с двумя, тремя и более очистными элементами.

Для движения поршня по газпроводу на нем создается определенный перепад давления, который зависит в основном от его конструкции. В среднем перепад давления равен 0,03-0,05 МПа. Скорость движения поршня зависит от скорости движения газа, наличия загрязнений в нем, герметичности соприкасающихся поверхностей. Она составляет 85-95 % скорости газа в газопроводе.

На всех проектируемых и вновь вводимых магистральных газопроводах предусматривают устройства по очистке внутренней полости газопровода от загрязнения при помощи пропуска очистных поршней. В состав устройства входят узлы пуска и приема очистных поршней, система контроля и автоматического управления процессов очистки. Узлы пуска и приема очистных поршней располагают вблизи пунктов подключения КС, а часто их совмещают. На начальном участке магистрального газопровода монтируют узел пуска очистных поршней, на конечном участке- узел приема, а на всех промежуточных пунктах (на КС) совмещают узлы приема и пуска. Предусматривают устройства для очистки полости газопровода и на более сложных и ответственных участках трассы газопровода, например на переходах через водные препятствия. В зависимости от технологических схем газопровода и составов перекачиваемого газа места расположения очистных устройств могут быть самыми различными.

Совмещенный узел пуска и приема очистных устройств (смотреть рисунок) представляет собой комплексное устройство, состоящее из установленных один напротив другого на бетонных опорах узлов пуска и приема поршней. Узел пуска 1 включает в себя; обечайку с приваренными к ней опорами 15, патрубки 2 диаметром 500 и 50 мм, концевой затвор 3 с заслойкой и устройством для запасовки поршня, контрольной рейки 5. Узел приема аналогичен по конструкции камере пуска, но в отличие о нее имеет амортизатор. Заслонки узла пуска и приема закреплены в шаровых опорах 4 тележек 11, на которых установлены пульты управления гидросистемой затвора. Тележки передвигаются по дву участкам рельсового пути 10 с помомщью механизма перемещения, состоящего из двух лебедок 14, четырех кронштейнов с блооками 8 и тросов 9, которые крепятся к рымболтам тележек при помощи металлических планок и наматываются на барабаны лебедок 14 с левой 12 и правой 13 наливкой для обеспечения ревесивного движения тележек. Для погрузки и выгрузки очистных поршней с кареток узлов пуска и приема предусмотрено подъемное устройство 6 с ручной талью 7.

Настоящий каталог разработан ООО «Синергия-Лидер» г.Пермь для ознакомления проектировщиков цеховых систем сбора нефти, персонала сервисных предприятий и подразделений, обслуживающих трубопроводные системы, технических служб с нефтепромыслов с конструктивными

особенностями устройств и камер пуска-приема, полиуретановых шаров и торпед, изготавливаемых нашим предприятием.

В системе сбора и транспортировки нефти существует сложная техническая проблема - борьба с АСПО, водяными и газовыми пробками, наличием механических частиц.

Устройства пуска-приема (УПП) выпускаются в двух вариантах:

II -УПП D у=80÷300 и III -УПП D у=80÷700 (Сертификат соответствия № РОСС RU .АВ67.Н02764 от 01.07.2013 г.)

Особенность устройств и камер пуска приема II варианта состоит в том, что

Отличительными особенностями устройств и камер пуска-приема вариант III является

Устройства и камеры пуска приема устанавливаются как на новые трубопроводы в процессе монтажа, так и на действующие независимо от срока эксплуатации трубопровода. Рекомендуемая длина очищаемого участка трубопровода может быть до 15 км, в зависимости от степени отложения парафина.

Описание

Технические характеристики

Данную конструкцию (рис. 6) имеют камеры пуска III-УПП-1-(80-300). УПП изготавливается в климатическом исполнении У1, ХЛ1 по ГОСТ 15150-69.

Габаритные и присоединительные размеры

Габаритные размеры для УПП на давление 10,0 и 16,0 МПа уточняются при заказе в зависимости от производителя и типа запорной арматуры.

Камера пуска состоит из: корпуса 1; сигнализатора прохождения ОУ 5, установленном на корпусе камеры; вентиля 7 с манометром 10 (манометр поставляется по дополнительному требованию); вентиля 6 для сброса газа; дренажного патрубка 8 (кран шаровой Ду 15 для камер Ду 80, 100; фланец Ду50 ГОСТ 12821 для камер Ду 150-300); шомпола 9. У камер Ду 80-200, на корпус 1 устанавливается крышка 2, на подвижном кронштейне 4 и поджимается гайкой 3. У камер Ду 250-300, на корпус 1 устанавливаются запорный элемент 11 с уплотнением 12 на подвижном кронштейне 16, фиксируются пружиной 14 с ручкой 14 и вставкой 17, поджимается с помощью упора 13.(манометр поставляется по дополнительному требованию) ; вентиля 6 для сброса газа; дренажного патрубка 8; дополнительного патрубка 9; шомпола 10.

Структура условного обозначения при заказе

Пример заказа УПП варианта III в составе:

Камера пуска III-УПП-1-80-6,3-У1-Ф ТУ 3689-003-50265270-01………...........1шт.
(Одна камера пуска варианта III с условным проходом 80, условным давлением 6,3 МПа, климатического исполнения У1, с ответными фланцами, метизами и прокладками) Также при заказе камеры необходимо указать расположение патрубков (левое - изображено на рис. 6, правое - зеркальное отображение), материал исполнения (Сталь 13ХФА - по умолчанию, Сталь 09Г2С) и параметры присоединяемого трубопровода (пример: ф159х6 - трубопровод с наружным диаметром ф159 мм и толщиной стенки 6 мм)

Устройства камер пуска и приёма средств очистки и диагностики предназначены для периодического запуска в трубопровод и приёма из него внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных поршней, скребков, разделителей и других средств. На рисунке 1.1 представлена технологическая схема КПП СОД.

Камера пуска и приёма СОД установлена на нефтепроводе Ду-1067 мм, способном работать под давлением до 14,0 МПа.

Температура эксплуатации - от минус 60 °C до +80 °C. Расчётная сейсмичность района установки камеры - до 9 баллов. КПП удобна в эксплуатации. Позволяет за 10-20 минут открыть затвор и обеспечить доступ во внутреннюю полость для установки дефектоскопа, очистного поршня и т.д. Длина корпуса камеры позволяет применять любые современные средства диагностики.

На верхней части устройств пуска и приёма монтируются прямые врезки для введения промывочной воды или сжатого воздуха, для стравливания газовоздушной смеси во время наполнения устройств нефтью, для сброса грязной воды с мусором в отстойник .

Камера пуска и приёма состоит из следующих компонентов: непосредственно камеры пуска 1 и приёма 2 СОД с запасовочными патрубками и технической обвязкой, подключаемые через запорные устройства 3-6 к основной магистрали; система контроля и управления процессами приёма и запуска СОД; пункт хранения СОД; технологические трубопроводы и ёмкости для приёма загрязненного конденсата; устройства для погрузки и выемки СОД из камер пуска и приёма; дренажная система, состоящая из задвижек 7-14, сливной ёмкости 15 и насоса откачки утечек 16; технологические колодцы 17-19.

При отсутствии необходимости в пуске либо приёме СОД либо другого внутритрубного снаряда все запорные задвижки находятся в закрытом положении, весь поток нефти протекает через основную трубопроводную систему.

Рисунок 1.1 - Технологическая схема КПП СОД

Приём внутритрубного снаряда из линейной части магистрального нефтепровода производится следующим образом. При приближении снаряда к узлу приёма (контролируется при помощи датчика прохождения СОД, установленного в технологическом колодце № 17) запорная задвижка 3 переводится в открытое положение, чтобы направить часть нефтяного потока через камеру приёма. При этом открывается основная либо резервная врезка для стравливания газовоздушной смеси (газовый кран), а также блокируется возможность открытия камеры для извлечения скребка. После наполнения камеры нефтью открывается выходная запорная задвижка 4, что обеспечивает постоянное прохождение части потока через камеру приёма, которым СОД проталкивается в камеру до полной остановки. Задвижки 3 и 4 одновременно закрываются, и оставшаяся в камере нефть полностью сливается через дренажные задвижки 7-10 в сливную ёмкость 15, включается насос откачки утечек 16, обеспечивающий подачу нефти из сливной ёмкости обратно в линейную часть. Блокировка камеры снимается, скребок извлекается из камеры и транспортируется к месту хранения.

Запуск внутритрубного снаряда в линейную часть производится в обратной последовательности: осушенный и очищенный скребок помещается в также очищенную и осушенную камеру пуска, открываются запорная задвижка 6 и газовый кран камеры пуска. После наполнения камеры нефтью открывается задвижка 5, и СОД проталкивается потоком в трубопровод; задвижки 5 и 6 закрываются, осуществляется дренаж камеры пуска.

В случае невозможности открытия либо закрытия задвижек срабатывает аварийная сигнализация и процесс пуска/приёма приостанавливается. При заклинивании ключевых задвижек (3, 4, 5, 6) продолжение работы камеры невозможно до ручного устранения неисправности, для задвижек на сливах (7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14) возможно нормальное выполнение операций при наличии хотя бы одной рабочей задвижки.

Запасовочное устройство - приспособление, предназначенное для затягивания тросом многосекционных снарядов в камеру запуска при помощи лебёдки или подъёмного крана. Устройство устанавливается на фланец специального патрубка, приваренного к камере пуска за пределами её расширенной части. Приспособление состоит из трубы с приваренным крепёжным фланцем, таким же, как и фланец патрубка, одного или двух направляющих роликов.

Длина трубы с роликом, входящая в патрубок, должна быть не более половины номинального диаметра камеры. Вращающиеся и трущиеся детали запасовочного устройства должны быть изготовлены из материалов, исключающих искрообразование.

После 100 циклов работы (открытие - закрытие) регламентируется ремонт прокладок и быстроизнашивающихся деталей объектов КПП СОД. Общий ресурс узлов составляет 1000 циклов. Конструктивно узлы запуска и приёма, а также участки нефтепровода длиной по 100 метров, примыкающие к ним, выполняются в соответствии с требованиями, предъявляемыми к участкам первой категории .

Для поддержания пропускной способности нефтепровода и предупреждения скапливания в нем воды и внутренних отложений, а также для подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции и перед испытаниям должна проводиться очистка внутренней полости магистрального нефтепровода пропуском очистных устройств.

Существуют следующие виды очистки:

 периодическая - для удаления парафиновых отложений, скоплений воды и газа с целью поддержания проектной пропускной способности нефтепроводов и предупреждения развития внутренней коррозии трубопроводов;

 целевая - для удаления остатков герметизаторов после проведения ремонтных работ на линейной части магистральных нефтепроводов;

 преддиагностическая - для обеспечения необходимой степени очистки внутренней полости нефтепровода в соответствии с техническими характеристиками внутритрубных инспекционных приборов

Требования к проектам создания и реконструкции узлов запуска, пропуска, приема и временных узлов запуска, приема внутритрубных СОД, герметизации и разделительных устройств МН и ответвлений от них условным диаметром от 150 до 1200 мм включительно и условным давлением до 8 МПа изожжены в РД-16.01-60.30.00-КТН-001-1-05 «Нормы проектирования узлов запуска, пропуска, приема СОД МН».

Узлы запуска, пропуска и приема СОД.

Узлы запуска, пропуска и приема СОД должны выполнять следующие функции:

Запуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств;

Прием внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств;

Пропуск внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств.

Расстояние между УЗПП СОД обосновывается в проекте с учетом технических характеристик внутритрубных диагностических приборов и физико-химических показателей перекачиваемой нефти (содержание парафина, вязкость, температура застывания и т.д.). Максимальная протяженность участка магистрального нефтепровода между узлами запуска и приема СОД должна быть:

Для нефтепровода условным диаметром до 400 мм включительно - 120 км;

Для нефтепровода условным диаметром от 500 до 1200 мм - 280 км.

Стационарные узлы запуска и приема СОД предусматриваются на магистральном нефтепроводе, на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках переходов через водные преграды и болота независимо от их протяженности.

На промежуточных НПС, на которых не предусматривается запуск и прием СОД, должны быть установлены узлы пропуска СОД, обвязка которых обеспечивает пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.

В состав узлов запуска и приема СОД входят следующие объекты и сооружения:

Камера запуска средств очистки и диагностики с устройством передней запасовки;

Камера приема средств очистки и диагностики;

Емкость дренажная (подземная горизонтальная) с погружным насосом, с установленным на ней дыхательным клапаном, огнепреградителем и сигнализатором уровня;

Технологические трубопроводы с соединительными деталями и запорной арматурой;

Периметральное охранное освещение, ограждение и инженерно-технические средства охраны;

Система энергоснабжения и молниезащиты;

Система электрохимической защиты от коррозии;

Средства контроля и управления;

Обвалование;

Подъездная автомобильная дорога.

В зависимости от расположения узлов запуска и приема СОД на магистральном нефтепроводе предусматриваются разные технологические схемы и порядок выполнения технологических операций (параллельное- соосное расположение камер приема-запуска, для станций с резервуарным парком или без него и т.п.).

В комплектацию камер запуска, приема СОД входят:

Грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

Площадки обслуживания (для камер Ду 400 и более);

Датчик контроля герметичности;

Датчик давления класса точности не ниже 0,25;

Манометр класса точности не ниже 1;

Сигнализатор прохода СОД;

Поддон для сбора нефтешлама (в комплекте с камерой приема).

Камеры запуска и приема СОД в зависимости от условий эксплуатации должны приниматься следующих климатических исполнений и категорий размещения по ГОСТ 15150.

Конструкция камер запуска и приема СОД должна быть рассчитана для эксплуатации с рабочим давлением не более 8,0 МПа и в районах установки с сейсмичностью не более 9 баллов по шкале MSK-64.

Общий вид камер запуска и приема СОД показан на рисунке 13.6.а-13.6.б. Размеры D H , D p и L для различных диаметров трубопроводов приводятся в специальных таблицах РД-16.01-60.30.00-КТН-001-1-05.

Рисунок 13.6.а. – Камера запуска СОД

Рисунок 13.6.б – Камера приема СОД

Для дренажа нефти из камер запуска, приема и примыкающим к камерам надземной части технологических трубопроводов, устанавливается подземная горизонтальная дренажная емкость. На каждом узле запуска, узле запуска-приема или узле приема СОД должна быть установлена одна емкость, минимальный объем которой должен приниматься в соответствии со специальными нормативами.

На каждой дренажной емкости устанавливается следующее оборудование:

Центробежный, вертикальный насос с электродвигателем;

Клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем Ду 100, пропускной способностью 150 м 3 /ч;

Замерный люк Ду 150;

Люк-лаз, Ду 800;

Патрубок Ду 800 для установки электронасосного агрегата;

Сигнализатор уровня.

На узлах запуска и приема СОД для откачки нефти из дренажной подземной емкости на ее патрубке следует устанавливать погружной насос с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении. Конструкция патрубка должна обеспечивать надежную установку погружного электронасосного агрегата.

На дренажных емкостях предусматривается два патрубка для присоединения трубопроводов дренажной и газовоздушной линий (для сброса газовоздушной смеси).

Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком изображена на рисунке 13.6.в.

Рисунок 13.6.в - Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком

Эта схема обеспечивает выполнение следующих операций:

Перекачку нефти, минуя НПС, при открытых задвижках № 1, 6, 7, 10 и закрытых задвижках № 2-5, 8, 9;

Перекачку нефти через НПС, минуя камеры запуска и приема, при открытых задвижках № 1, 4, 5, 10 и закрытых задвижках № 2, 3, 6-9;

Заполнение нефтью камеры запуска из магистрального нефтепровода, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов. При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной;

Запуск СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 2, 3, 4, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 6-9;

Запуск СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 2, 3, 6, 7, 10, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 4, 5, 8, 9;

Прием СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 5, 8, 9 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 7;

Прием СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 1, 6-9 и закрытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 10;

Дренаж нефти из камеры запуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

Дренаж нефти из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии.

Откачку нефти из дренажной подземной емкости в приемный коллектор НПС;

Откачку нефти в передвижную емкость при закрытых задвижках № 2, 3, 8, 9,;

Подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

Подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой задвижке этой линии.

Технические указания:

1 Заполнение нефтью камеры запуска (приема) СОД условным диаметром до 250 мм включительно из магистрального нефтепровода следует осуществлять с производительностью не более 10 м 3 /ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно не более 25 м 3 /ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м 3 /ч.

2 Скорость заполнения камер из магистрального нефтепровода регулируется регулирующим органом. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пуско-наладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера. При достижении уровня 2/3 от максимального заполнении подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки № 9. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.

3 Воздушники на газовоздушной линии следует использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камер СОД при дренаже.

4 В период между пропусками СОД по магистральному нефтепроводу узел запуска-приема должен находиться в следующем состоянии:

Камера запуска, камера приема, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти;

Задвижки № 2, 3, 8, 9, закрыты;

Камера приема, поддон и дренажная подземная емкость зачищены от нефтешлама.

5 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по запуску и приему СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

Узлы пропуска СОД могут устанавливаться на НПС (обычно промежуточных) при работе их на один или два параллельных нефтепровода.

Технологическая схема узла пропуска СОД при работе нефтеперекачивающей станции на один нефтепровод приведена на рисунке 13.6.г.

Рисунок 13.6.г - Технологическая схема узла пропуска СОД

Технологическая схема узла пропуска СОД на нефтеперекачивающей станции обеспечивает выполнение следующих операций:

Перекачку нефти через НПС при открытых задвижках № 4, 5, 6, 7, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 8, 9;

Пропуск СОД через отключенную НПС при открытых задвижках № 1, 2 и закрытых задвижках № 3-11;

Перекачку нефти минуя НПС через байпасный трубопровод с обратным затвором при открытых задвижках № 4, 5, и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11;

Прием СОД в камеру пропуска при открытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 7, 8;

Запуск СОД из камеры пропуска при открытых задвижках № 1, 4, 5, 7, 8, 10, 11 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 9.

Технические указания:

1 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по пропуску СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА (ТТК)

МОНТАЖ УЗЛА ЗАПУСКА (ПРИЕМА) ВНУТРИТРУБНЫХ УСТРОЙСТВ НА МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ

I. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

I. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Типовая технологическая карта (далее ТТК) - комплексный нормативный документ, устанавливающий по определённо заданной технологии организацию рабочих процессов по строительству сооружения с применением наиболее современных средств механизации, прогрессивных конструкций и способов выполнения работ. Они рассчитаны на некоторые средние условия производства работ. ТТК предназначена для использования при разработке Проектов производства работ (ППР), другой организационно-технологической документации, а также с целью ознакомления (обучения) рабочих и инженерно-технических работников с правилами производства работ по сооружению узла запуска (приема) внутритрубных устройств на магистральном газопроводе.

Рис.1. Смонтированный узел запуска (приема) очистных устройств

1.2. В настоящей карте приведены указания по организации и технологии производства работ по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе, рациональными средствами механизации, приведены данные по контролю качества и приемке работ, требования промышленной безопасности и охраны труда при производстве работ.

1.3. Нормативной базой для разработки технологических карт являются:

- рабочие чертежи;

- строительные нормы и правила (СНиП, СН, СП);

- заводские инструкции и технические условия (ТУ);

- нормы и расценки на строительно-монтажных работы (ГЭСН-2001 ЕНиР); производственные нормы расхода материалов (НПРМ);

- местные прогрессивные нормы и расценки, нормы затрат труда, нормы расхода материально-технических ресурсов.

1.4. Цель создания ТК - описание решений по организации и технологии производства работ по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе с целью обеспечения их высокого качества, а также:

- снижение себестоимости работ;

- сокращение продолжительности строительства;

- обеспечение безопасности выполняемых работ;

- организации ритмичной работы;

- рациональное использование трудовых ресурсов и машин;

- унификации технологических решений.

1.5. На базе ТТК в составе ППР (как обязательные составляющие Проекта производства работ) разрабатываются Рабочие технологические карты (РТК) на выполнение отдельных видов работ по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе. Рабочие технологические карты разрабатываются на основе типовых карт для конкретных условий данной строительной организации с учетом её проектных материалов, природных условий, имеющегося парка машин и строительных материалов, привязанных к местным условиям. Рабочие технологические карты регламентируют средства технологического обеспечения и правила выполнения технологических процессов при производстве работ.

Конструктивные особенности по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе решаются в каждом конкретном случае Рабочим проектом. Состав и степень детализации материалов, разрабатываемых в РТК, устанавливаются соответствующей подрядной строительной организацией, исходя из специфики и объема выполняемых работ. Рабочие технологические карты рассматриваются и утверждаются в составе ППР руководителем Генеральной подрядной строительной организации, по согласованию с организацией Заказчика, Технического надзора Заказчика.

1.6. Технологическая карта предназначена для производителей работ, мастеров и бригадиров, выполняющих работы по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе, а также работников технического надзора Заказчика и рассчитана на конкретные условия производства работ в III-й температурной зоне.

II. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Технологическая карта разработана на комплекс работ по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе.

2.2. Работы по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе выполняются, в одну смену, продолжительность рабочего времени в течение смены составляет:

Где 0,06 - коэффициент снижения работоспособности за счет увеличения продолжительности рабочей смены с 8 часов до 10 часов, а также время, связанное с подготовкой к работе и проведение ЕТО, перерывы, связанные с организацией и технологией производственного процесса и отдыха машинистов строительных машин и рабочих - 10 мин через каждый час работы.

2.3. В состав работ, последовательно выполняемых при монтаже узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе входят:

- разработка котлована;

- устройство основания под фундаменты;

- монтаж фундаментов из сборных железобетонных плит;

- устройство монолитных фундаментов;

- гидравлическое испытание камеры приема (запуска);

- монтаж камеры запуска (приема) на фундаменты;

- вварка камеры запуска (приема) в трубопровод;

- сборка и установка обводной линии;

- сборка и установка байпасной линии крана Ду300 на обводной линии;

- обратная засыпка котлована грунтом и послойное трамбование пазух;

- окраска надземных частей камеры запуска-приема.

2.4. Технологической картой предусмотрено выполнение работ комплексным механизированным звеном в составе: экскаватор Hitachi ZX 200-3 (объем ковша 1 м, глубина копания 5,9 м, 22,3 т); бульдозер Б170М1.03ВР (на базе Т-170, емкость отвала 4,28 м); виброплита TSS-VP90N (90 кг); автосамосвал КамАЗ-6520 (20,0 т); автомобильный кран КС-55713-1 "Галичанин" (грузоподъемностью 25 т); самоходный сварочный агрегат АС-81Т на шасси трактора К-703МА (агрегат имеет четыре сварочных поста в качестве источника питания сварочного тока агрегат оснащен выпрямителем ВДМ-1201 или DC-400 ) и кран-трубоукладчик ТГ-301К (максимальная грузоподъемность 31,0 т на плече 2,5 м), в качестве ведущего механизма.

Рис.2. Кран-трубоукладчик ТГ-301К

Рис.3. Самоходный сварочный агрегат АС-81Т

Рис.4. Бульдозер Б170М1.03ВР

Рис.5. Экскаватор Hitachi ZX 200-3

Рис.6. Автосамосвал КамАЗ-6520

Рис.7. Виброплита TSS-VP90T

Рис.8. Грузовые характеристики автомобильного стрелового крана КС-55713-1

2.5. Для монтажа узла запуска (приема) используются: камера запуска БКЗ 13-1400-8,0 и камера приема БКП 13-1400-8,0 внутритрубных устройств диаметром 1400 мм, давлением 8,0 МПа, массой БКЗ 23795 кг и БКП 24335 кг отвечающие требованиям ТУ 3683-013-03481263-98; проходные шаровые краны 100 мм проходные шаровые краны 325 мм 10,0 МПа с пневматическим гидроприводом для безколодезной подземной установки, под приварку, на 24 В постоянного тока, с заводской антикоррозийной изоляцией, изготавливаемые по ТУ 26-07-1450-96; проходные шаровые краны 50 мм 16,0 МПа с ручным приводом для надземной установки, под приварку изготавливаемые по ТУ 26-07-1450-96; кран шаровой, муфтовый 15 мм 16,0 МПа с ручным приводом для надземной установки, под приварку; клапан обратный, муфтовый 15 мм 16,0 МПа; смесь бетонная класса В15, W4, F75 , максимальная крупность заполнителя - 20 мм, подвижность бетонной смеси 8-12 см по стандартному конусу, отвечающая требованиям ГОСТ 7473-2010 ; щебень фракции 20-40 мм , М 800 отвечающий требованиям ГОСТ 8267-93 ; плиты железобетонные прямоугольные для временных покрытий городских дорог марки 2П30.18 (3,0х1,75х0,17 м) отвечающие требованиям ГОСТ 21924.0-84 ; песок строительный отвечающий требованиям ГОСТ 8736-93 .

Рис.9. Камера запуска-приема с затвором

2.6. Работы по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе следует выполнять, руководствуясь требованиями следующих нормативных документов:

- СП 48.13330.2011 . Организация строительства;

- СНиП 3.01.03-84 . Геодезические работы в строительстве;

- СНиП III 42-80 *. Магистральные трубопровода. Правила производства и приемки работ;

- СНиП 2.03.11-85 . Защита строительных конструкций от коррозии;

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

- СНиП 12-04-2002 . Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство;

- ВСН 012-88 . Контроль качества производства работ. Части I и Часть II;

- РД 11-02-2006 . Требования к составу и порядку ведения исполнительной документации при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства и требования, предъявляемые к актам освидетельствования работ, конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения;

- РД 11-05-2007 . Порядок ведения общего и (или) специального журнала учета выполнения работ при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства.

III. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

3.1. В соответствии с СП 48.13330.2001 "Организация строительства" до начала выполнения строительно-монтажных работ на объекте Подрядчик обязан в установленном порядке получить у Заказчика проектную документацию и разрешение на выполнение строительно-монтажных работ. Выполнение работ без разрешения запрещается.

3.2. На всех проектируемых устройствах и вновь вводимых магистральных трубопроводах предусматривают устройства по очистке внутренней полости газопровода от загрязнений при помощи очистных поршней (скребков); проверки внутренних дефектов трубопровода при помощи внутритрубных снарядов-дефектоскопов. В состав устройства входят:

- узлы пуска и приема очистных поршней и других поточных устройств;

- система контроля и автоматического управления процессом очистки.

3.2.1. Узлы пуска и приема очистных поршней (см. рис.10) располагаются вблизи пунктов подключения КС, а чаще их совмещают. Совмещенный вариант расположения узлов пуска и приема представляют собой комплексное устройство, состоящее из установленных одна против другой на бетонных опорах камер пуска и приема поточных устройств.

Рис.10. Камера пуска очистных устройств для трубопровода 1220 мм

1 - обечайка; 2 - патрубок; 3 - концевой затвор; 4 - шаровые затворы; 5 - затвор; 6 - подъемное устройство; 7 - ручная таль; 8 - рельсы; 9 - тросы; 10 - кронштейны с блоками; 11 - тележка; 12 и 13 - левая и правая навивка; 14 - барабан лебёдок

3.2.2. Камера пуска включает обечайки с приваренными опорами, патрубок диаметром 500 мм, концевой затвор с заслонкой и устройством для запасовки внутритрубных снарядов.

Камера приема аналогична по конструкции камере пуска, но, в отличие от нее, имеет амортизатор.

3.2.3. Заслонка камер пуска и приема закреплены в шаровых опорах тележек, на которых установлены пульты управления гидросистемой затвора. Тележки передвигаются по двум участкам рельсового пути с помощью механизма перемещения, состоящего из двух лебедок, их кронштейнов с блоками и тросов, которые крепятся к рым-болтам тележек при помощи металлических планок и наматываются на барабан лебедок с левой и правой навивкой для обеспечения реверсивного движения тележек.

3.2.4. Для погрузки и выгрузки очистных поршней с кареток камер пуска и приема предусмотрено подъемное устройство с ручной талью.

3.2.5. Наиболее ответственная часть камер пуска и приема - концевой затвор, байонетного типа, которые отличает быстродействие, надежность и герметичность запирания.

3.2.6. Устройство для запасовки (см. рис.11) предназначено для загрузки и выгрузки внутритрубных инспекционных снарядов в камерах приема-запуска при проведении работ по очистке, профилеметрии и дефектоскопии магистральных газопроводов внутренним диаметром 1400 мм, 1200 мм, 1000 мм.

Максимальная масса внутритрубного снаряда - 8,5 тонн, максимальная длина - 8 метров. (Соединение двух снарядов, запускаемых "в сцепке", должно осуществляется через шарнир).

Рис.11. Устройство для запасовки очистных устройств

Габаритные размеры в рабочем положении - 10560х1260х1772 мм; масса - 5200 кг

Устройство запасовки состоит из передней и задней рам, соединенных через шарнир, тележки с толкателем (телескопический гидроцилиндр), настраиваемым по высоте, телескопического гидроцилиндра, толкающего тележку, соединительной вилки, приводной гидростанции с рукавами высокого давления, системы управления гидрораспределителей.

Лоток по направляющим роликам рам перемещается относительно камеры приема-запуска.

Ролики установлены на неподвижных и откидных стойках рам. На лотке предусмотрены ролики для перемещения лотка в камере приёма-запуска.

Рамы устанавливаются на опоры (винтовые домкраты), которые обеспечивают установку рам на площадке и выравнивание положения рам относительно камеры приема-запуска.

Фиксация рамной конструкции относительно камеры приема-запуска осуществляется с помощью приварных ушек на соединительных вилках.

Перемещение лотка осуществляется через присоединительное устройство посредством толкателей (телескопические гидроцилиндры). Нижний (неподвижный) гидроцилиндр по направляющим рам перемещает тележку и установленный на ней верхний гидроцилиндр на максимальный вылет 5,6 м. Дальнейшее перемещение лотка осуществляется верхним гидроцилиндром. С помощью верхнего гидроцилиндра осуществляется и дозапасовка снаряда в камеру приема-запуска. Фиксация тележки на рамах осуществляется с помощью фиксаторов.

Для транспортировки устройства запасовки передняя и задняя рамы складываются и фиксируются пластиной-замком.

3.2.7. Чтобы обеспечить возможность периодической очистки полости газопровода, необходимо предусмотреть следующие требования, которые позволят поршню беспрепятственно пройти на всем очищаемом участке от камеры пуска до камеры приема:

- диаметр газопровода для пропуска очистных поршней должен быть по всей длине одинаковым;

- запорная линейная арматура должна быть равнопроходной;

- в тройниках на отходах, если их диаметр более 30% диаметра основного газопровода, предусматривается установка направляющих планок для предотвращения заклинивания очистного поршня;

- внутренняя поверхность труб не должна иметь выступающих деталей, кроме сигнализаторов, рычаг которого утопает при прохождении очистного устройства;

- отводы, компенсаторы должны быть с радиусом изгиба не менее пяти диаметров очищаемого газопровода;

- конденсатосборники типа "расширительная камера" оборудуются направляющими планками для беспрепятственного прохода очистительного поршня, причем они не должны мешать нормальной работе конденсатосборника;

- переходы через естественные и искусственные препятствия должны выполняться с учетом дополнительных нагрузок от массы поршня и газоконденсатной смеси.

3.3. До начала производства работ по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе необходимо провести комплекс организационно-технических мероприятий, в том числе:

- назначить лиц, ответственных за качественное и безопасное выполнение работ, а также их контроль и качество выполнения;

- провести инструктаж членов бригады по технике безопасности;

- разместить в зоне производства работ необходимые машины, механизмы и инвентарь;

- устроить временные проезды и подъезды к месту производства работ;

- обеспечить связь для оперативно-диспетчерского управления производством работ;

- получить наряд-допуск на право производства работ в охранной зоне;

- установить временные инвентарные бытовые помещения для хранения строительных материалов, инструмента, инвентаря, обогрева рабочих, приёма пищи, сушки и хранения рабочей одежды, санузлов и т.п.;

- обеспечить рабочих инструментами и средствами индивидуальной защиты;

- подготовить места для складирования материалов, инвентаря и другого необходимого оборудования;

- обеспечить строительную площадку противопожарным инвентарем и средствами сигнализации;

- проверить и испытать грузозахватные приспособления;

- доставить на строительную площадку арматуру, детали и заготовки камеры и фундаментную плиту;

- составить акта готовности объекта к производству работ;

- получить разрешение на право производства работ, Форма 2.2 ВСН 012-88 , Часть II.

3.4. Перед устройством узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе должны быть выполнены следующие подготовительные работы:

- принята от заказчика строительная площадка, подготовленная к производству работ;

- произведена геодезическая разбивка котлована под узел запуска (приема);

- проведено гидравлическое испытание камер запуска (приема).

3.4.1. До начала работ по устройству фундамента должно быть проверено:

- установка на площадке временных реперов, связанных нивелирными ходами с постоянными реперами;

- наличие технологической документации на проведение геодезических работ при сооружении узла запуска (приема), содержащих методы выполнения детальных разбивочных работ, схему местоположения знаков, отметок и ориентиров, порядок и объем выполняемых работ;

- наличие акта разбивки площадки;

- сохранность знаков внешней разбивочной сети и осевых знаков, неизменность их положения путем повторных измерений элементов сети;

- восстановление утерянных знаков.

3.4.2. Геодезическая разбивка котлована заключается в обозначении его на местности. Разбивку ведут в двух плоскостях: горизонтальной и вертикальной. При горизонтальной разбивке определяют и закрепляют на местности положение осей котлована и намечают очертание котлована в плане, а при вертикальной - его глубину.

Разбивку котлована на местности начинают с закрепления кольями контуров его бровки и дна, используя для этого, взаимно перпендикулярные крайние или центральные главные оси сооружения по разбивочной геодезической схеме и геометрические размеры котлована. После этого вокруг будущего котлована на расстоянии 2-3 м от бровки устанавливают обноски, состоящие из врытых в грунт деревянных стоек и прикреплённых к ним строго по одному уровню реек-досок (см. рис.12).

Рис.12. Деревянная обноска

Геодезист при помощи теодолита переносит створы осей на верхнюю кромку досок и закрепляет их гвоздями или рисками. Разбивку мест нанесения рисок обозначающих положение бровки котлована производят способом створных засечек от осей и разбивочной сетки имеющейся в рабочих чертежах. За относительную отметку 0,000 принята отметка верха уложенного в траншею трубопровода, соответствующая абсолютной отметке имеющейся на генплане. Периодически натягивая между гвоздями по обноске проволоку, получают фиксированные оси котлована, промежуточные оси переносят способом линейных измерений. С натянутой проволоки при помощи отвеса контролируют точность отрывки котлована. Точность разбивочных работ должна соответствовать требованиям СНиП 3.01.03-84 и СНиП 3.02.01-87 .

Выполненные работы необходимо предъявить Заказчику для осмотра, и документального оформления путем подписания Акта разбивки осей котлована на местности в соответствии с Приложением 2 , РД 11-02-2006 .

3.4.3. Камеры запуска и приема перед монтажом подвергается гидравлическому испытанию течение 2-х часов на монтажной площадке на давление . К концам монтажного узла приваривают временные патрубки со сферическими заглушками. После окончания гидравлического испытания воду из узла сливают и временные патрубки с заглушками демонтируют.

Выполненные работы предъявляют технадзору Заказчика для осмотра и подписания Акта на предварительное испытание (Форма 2.23 ВСН 012-88 , Часть II).

3.4.4. Завершение подготовительных работ фиксируют в Общем журнале работ (Рекомендуемая форма приведена в РД 11-05-2007).

3.5. В состав работ, рассматриваемых картой, входят:

- земляные работы;

- бетонные работы;

- сборочно-сварочные и изоляционные работы в котловане;

- обустройство узла приема ОУ.

3.6. Разработка котлована под узел запуска (приема)

3.6.1. До начала работ по разработке котлована необходимо уточнить его размеры, произвести разбивку границ котлована по принятым размерам относительно оси трубопровода.

3.6.2. Размеры котлована должны обеспечивать возможность выполнения монтажных работ в нем (центровку труб, сварку неповоротных стыков, контроль сварных швов, изоляцию узла). Длина котлована определяется по проекту. Ширина котлована определяется по формуле:

Где - наружный диаметр трубопровода, м.

При этом расстояние от боковой образующей камеры запуска (приема) до стенки котлована должно быть не менее 1,5 м. При разработке котлована его ширину принимают из условия возможности работы обслуживающего персонала с грузоподъемными машинами или механизмами. Глубина котлована определяется по формуле:

Где - высота от верха трубы до поверхности земли, м.

При этом расстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6 м.

3.6.3. Котлован с вертикальными стенками устраивается в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод (см. табл.1).

Допустимая глубина котлована с вертикальными стенками в различных грунтах

Таблица 1

	Глубина котлована, м
Насыпной, песчаный и гравелистый
Супесчаный
Суглинистый
Глинистый
Особоплотный нескальный

Для сооружения котлована большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения, в зависимости от состава грунта, при уровне грунтовых вод ниже глубины выемки.

Разработка котлована без откосов не допускается, при разработке котлована глубиной до 1,5 м должна быть обеспечена крутизна откосов не менее 1:0,25. При разработке котлована глубиной 1,5 м и более крутизна откосов должна соответствовать, величинам, указанным в табл.2.

Допустимая крутизна откосов траншей и котлована в грунтах естественной влажности

Таблица 2

Вид грунта	Глубина траншеи, котлована, м
	Угол откоса		Угол откоса		Угол откоса
Насыпной
Песчаные и гравийные
Супесь
Суглинок
Лессовидный сухой

3.6.4. Разработка грунта в котловане производится экскаватором Hitachi ZX 200-3 . Отвал грунта, извлеченного из котлована, для предотвращения падения кусков грунта в котлован, должен находиться на расстоянии не менее 1,0 м от края котлована.

3.6.5. Разработку котлована в местах с высоким уровнем грунтовых вод необходимо осуществлять с понижением уровня воды способами открытого водоотлива, дренажа, с применением иглофильтровых установок. Для водоотлива в котловане должен быть устроен приямок, размерами 1,0х1,0 м или дренажная канава сечением 1,0х0,5 м, закрываемые настилом, металлической или деревянной решеткой. Решетка должна иметь размеры ячеек, обеспечивающие безопасные условия при выполнении монтажных работ в котловане. Котлован подготавливается по мере откачки и понижения уровня грунтовых вод. Откачка воды должна проводиться непрерывно.

Для предотвращения перетока болотной массы и поверхностных вод в котлован, вокруг него следует создать земляное обвалование.

При сильном притоке грунтовых вод стенки котлована укрепляются деревянными или металлическими шпунтами, шпунтами из профилированной стали, сваями или другими средствами.

3.6.6. Для возможности спуска и быстрого выхода работающих, котлован должен оснащаться инвентарными приставными лестницами-стремянками, шириной не менее 75 см, с уклоном 1:3 с планками через 0,20-0,25 м и длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по 2 лестницы на 5 человек работающих в котловане (траншее) и устроены выходы (не менее двух) с противоположных сторон котлована. Котлован должен иметь освещение для работы в ночное время, светильники должны быть во взрывозащищенном исполнении.

3.6.7. На месте монтажа узла запуска (приема) в разработанном котловане оставляют технологический разрыв длиной 18,020,0 м. Сваренный в нитку трубопровод укладывают в траншею, его конец закрывают инвентарной заглушкой и траншею не засыпают на 2530 м в сторону от установки узла запуска (приема).

3.6.8. Выполненные работы по разработке котлована предъявляют технадзору Заказчика для визуального осмотра и документального оформления путем подписания Акта освидетельствования скрытых работ, в соответствии с Приложением 3 , РД 11-02-2006 .

3.7. Устройство щебеночной подготовки

3.7.1. Устройство щебеночной подготовки начинают с планировки основания котлована по заданным вертикальным отметкам бульдозером Б170М1.03ВР . Размеры подготовки должны обеспечивать возможность размещения всего комплекса оборудования узла приема (запуска): Камеры запуска (приема).

3.7.2. Автомобилем-самосвалом КамАЗ-6520 , в готовый котлован завозится щебень фракции 20-40 мм, разравнивается бульдозером Б170М1.03ВР слоем 0,30 м и уплотняется виброплитой TSS-VP90N .

3.7.3. По окончанию выполнения планировочных работ производится их освидетельствование Заказчиком и документальное оформление с составлением Акта освидетельствования скрытых работ, в соответствии с Приложением 3 , РД 11-02-2006 , с указанием размеров щебеночной подготовки в плане, профиле и абсолютных отметок поверхности. К данному акту необходимо приложить Исполнительную геодезическую схему.

3.8. Устройство сборного фундамента под устройство запасовки

3.8.1. На спланированном и уплотнённом щебёночном основании устраивается песчаный монтажный слой толщиной 0,10 м для улучшения контакта железобетонных плит с щебеночным основанием. Разравнивают и профилируют песчаную смесь дорожные рабочие вручную при помощи лопат. Перед завозом песка основание очищают от грязи и мусора.

3.8.2. По окончанию устройства монтажного слоя, его необходимо предъявить Заказчику для визуального осмотра и документального оформления путем подписания Акта освидетельствования скрытых работ, в соответствии с Приложением 3 , РД 11-02-2006 и получить разрешение на производство последующих работ по монтажу железобетонных плит покрытия.

3.8.3. Укладку дорожных плит автомобильным краном КС-55713 начинают от конца устройства запасовки, точно по оси камеры запуска (приема). В покрытие укладывают плиты с гранями прогрунтованными битумом. Укладку ведут, совмещая операции выгрузки и укладки. Плиты для устройства покрытия доставляют на место производства работ автомобилями-самосвалами КамАЗ-6520.

Поворотом крана стрелу устанавливают над плитой на автомобиле и стропуют ее, продевая крюки четырех петлевого захвата, подвешенного на кране в монтажные петли плиты. Машинист краном переносит плиту на место укладки, удерживая ее на высоте 0,5 м над монтажным слоем.

Монтажники, стоя по четырем углам плиты, оттяжками удерживают плиту от раскачивания. Затем машинист крана опускает плиту так, чтобы ее нижняя плоскость не доходила до поверхности монтажного слоя на 7-10 см. Оттягивая плиту на себя, монтажники смещают ее до упора в торец уложенной ранее плиты, и машинист крана опускает ее на выравнивающий слой.

Когда плита уложена, рейку длиной 5 м укладывают на ранее уложенную плиту и новую, еще не освобожденную от захвата. Если зазор под рейкой не превышает 5,0 мм, плита уложена правильно, если превышает - плиту поднимают, отводят в сторону, выравнивают основание, а затем повторяют укладку.

Рис.13. Схема укладки железобетонных плит

3.8.4. По окончанию устройства покрытия из железобетонных плит, его необходимо предъявить Заказчику для визуального осмотра и документального оформления путем подписания Акта освидетельствования ответственных конструкций, в соответствии с Приложением 4 , РД 11-02-2006 .

3.9. Устройство монолитных фундаментов под камеру и загрузочное устройство

3.9.1. Установка разборно-переставной опалубки

3.9.1.1. Опалубка служит для придания требуемых формы, геометрических размеров и положения в пространстве возводимых фундаментов путем укладки бетонной смеси в ограниченный опалубкой объем.

3.9.1.2. При устройстве щитов и сборке опалубки в качестве основного материала используется обрезной пиломатериал хвойных пород VI сорта толщиной 50 мм, шириной 100 мм и деревянных брусков размером 50х50 мм, отвечающий требованиям ГОСТ 8486-66* и ГОСТ 11539-83 .

3.9.1.3. До начала работ по сборке и монтажу опалубки для бетонирования монолитного фундамента должен быть выполнен комплекс организационно-технических мероприятий и подготовительные работ, таких как:

- разбиты, закреплены и приняты по акту оси сооружения и реперы;

- подготовлено грунтовое (естественное) основание, устроена щебеночная подготовка;

- стройплощадка обеспечена водой и электроэнергией;

- проведены мероприятия, обеспечивающие безопасность производства работ;

- доставлены в зону монтажа конструкций необходимые монтажные приспособления, инвентарь, инструменты, полуфабрикаты и элементы опалубки.

3.9.1.4. Разметку мест установки опалубки производят способом створных засечек от осевых точек трубопровода. Привязка узла запуска (приема) производится от уложенного трубопровода. Точки привязки закрепляют на обноске, расположенной вне зоны работ. За относительную отметку 0,000 принята отметка верха трубопроводов, соответствующая абсолютной отметке.

Геодезист при помощи теодолита переносит основные оси опалубки на обноску с закреплением осей двумя гвоздями, забитыми в доски обноски, промежуточные оси переносят способом линейных измерений. Натянув между гвоздями проволоку, получают фиксированные оси опалубки. С натянутой проволоки при помощи отвеса оси опалубки переносят на щебеночную подготовку и закрепляют их проволокой в виде линий и перекрестий. Точность разбивочных работ должна соответствовать требованиям СНиП 3.01.03-84 , таблица 2. После разметки положения опалубки на бетонной подготовке и снятия проволоки по осям приступают к монтажу опалубки.

Рис.14. Схема расположения монолитных фундаментов и фундаментных болтов

3.9.1.5. Доставленные на объект пиломатериалы следует раскладывать в зоне действия монтажного крана. Опалубочные щиты изготавливаются прямо на месте монтажа, для того чтобы исключить их погрузку и перевозку транспортными средствами к месту установки.

3.9.1.6. Для бетонирования фундаментов применяется разборно-переставная опалубка. Разборно-переставную опалубку собирают из готовых элементов - щитов. Сборку опалубочных щитов производят на монтажной площадке в определенной последовательности:

- щиты укладывают рабочей поверхностью вниз, в местах установки монтажных и рабочих креплений кладут деревянные рейки;

- выверяют габаритные размеры щитов, по их контуру прибивают деревянные бруски-ограничители;

- щиты соединяют между собой деревянными накладками;

- в деревянных рейках в местах пропуска стяжек просверливают отверстия диаметром 18-20 мм;

- поверх щитов раскладывают деревянные схватки;

- схватки со щитами соединяют гвоздями или скобами;

- поверх схваток перпендикулярно им укладывают связи жесткости, для чего используют те же схватки;

- к нижним ярусам схваток или связям жесткости прикрепляют подкосы, обеспечивающие устойчивость панелей в вертикальном положении.

3.9.1.7. Установка щитов опалубки в проектное положение производится по рискам, нанесенным на щебеночную подготовку согласно разбивочных осей закрепленных на обноске, с одновременной выверкой вертикальности щитов по разбивочным осям теодолитами.

Место установки опалубки очищают от щепы, мусора, снега, льда. При установке щитов нужно следить за плотностью их примыкания друг к другу. При монтаже опалубки необходимо обеспечить ее устойчивость с помощью стоек, опирая их на прочное основание и раскрепляя расшивинами.

Опалубка устанавливается по всему сооружению. Установка опалубки начинается с торцевых точек фундамента. После позиционирования элементы опалубки сразу же подпираются снаружи подкосами.

Временное закрепление щитов на щебеночной подготовке производится при помощи деревянных подкосов, стоек и проволочных стяжек. Для восприятия бокового давления от свежеуложенной бетонной смеси применяют внутренние крепления из проволочных стяжек, соединяющих противоположные стены опалубки. Через специально выполненные отверстия в палубе щитов 20 мм и металлические шайбы установленные на стойках щитов опалубки, пропускаются тройные проволочные стяжки, которые затягиваются с помощью монтажного инструмента и фиксируются шпильками из периодической арматуры длиной 100 мм. После выверки положения щитов и закрепления в проектном положении на бетонной подготовке, производится их сращивание.

3.9.1.8. Строповка и подъем щитов опалубки производятся при помощи двухветвевого стропа. Для этого в двух ближайших друг от друга вертикальных стойках сверлят отверстие 30 мм в которое вставляют металлический стержень - лом, отрезок арматуры и т.п. За стержень зацепляют строп и перемещают щит опалубки в проектное положение.

3.9.1.9. По окончанию устройства опалубки, её необходимо предъявить Заказчику для визуального осмотра и документального оформления путем подписания Акта освидетельствования скрытых работ, в соответствии с Приложением 3 , РД 11-02-2006 .

3.9.2. Изготовление и монтаж арматурных каркасов

3.9.2.1. До начала установки арматурных каркасов должен быть выполнен комплекс организационно-технических мероприятий и подготовительные работ, таких как:

- произведена геодезическая разбивка мест установки арматурных каркасов;