Организация занимающаяся установкой кип на магистральном газопроводе. ТТК

Что необходимо для подготовки?

• укладки и засыпки трубопровода;
• закрепления отметок в местах установки КИП :
• присоединения кабелей к трубопроводу, закрепления датчиков электрохимического потенциала.

• на первом этапе назначаются лица, которые отвечают за качественное и безопасное выполнение предстоящих задач:
• на осуществление работ запрашиваются необходимые разрешения;
• участников бригад знакомят с применяемой технологией, проводят инструктаж по ТБ.

Что входит в состав работ?

Пункты контрольно-измерительные (КИП) - это пункты, которые предназначаются для обеспечения доступа к проводникам в условиях проведения измерений величин защитных потенциалов, для контроля этих защитных потенциалов металлических конструкций и сооружений, проложенных ниже уровня грунта, и обозначения трасс трубопроводов, а также для обеспечения совместной электрохимической защиты трубопроводов и других сооружений, расположенных под землей, от коррозии.

КИПы имеют широкую область применения и используются:

На линейных частях магистральных трубопроводов;

В местах пересечения магистральных трубопроводов;

В местах пересечения трубопроводов с кабелями связи;

В местах пересечения трубопроводов с высоковольтными линиями электропередач;

В местах пересечения трубопровода с автомобильными и железными дорогами (при использовании для трубопроводозащитного кожуха);

На анодных заземлителях;

На установках протекторной защиты трубопроводов;

На электроизолирующих вставках (муфтах).

Конструктивно выполнен в виде стойки с основанием для закрепления в грунте, на которой смонтирован шкаф, в котором имеется дверь для доступа к пластине из текстолита (клеммный терминал), на которой располагаются контрольные зажимы и элементы ручной настройки. КИП дополнительно комплектуется километровым знаком, который позволяет визуально определять трассу трубопровода с воздуха.

Возможно изготовление стойки КИПа из поливинилхлорида (ПВХ), стеклопластика или металла. Применяемые материалы специально предназначаются для эксплуатации на открытом воздухе во всех климатических зонах. Для предотвращения кражи стойки, или свободного изъятия контрольно-измерительного пункта из грунта, стойка КИПа оснащается анкерным устройством.

Клеммный терминал, в зависимости от модели КИП, предназначается для установки до 18 контактных зажимов и изготавливается из поликарбоната. Контактные зажимы могут изготавливаться из нержавеющей стали или латуни. Эти зажимы могут допускать подключение проводников с сечением до 16 мм², а силовые до 70 мм². Для исключения несанкционированного доступа в КИП клеммный терминал обладает крышкой с запирающим устройством.

Измерения величин защитных потенциалов подземных сооружений и контроль защитных потенциалов подземных сооружений проводятся путем подключения специализированных приборов к Контрольно-измерительному пункту.

Маркировка КИПа и предупреждающие (информационные) надписи выполненяются на самоклеющейся пленке с использованием метода термотрансферной печати. В целях повышения стойкости маркировки и надписей к воздействию ультрафиолетового излучения на стойках и коробах КИПа, где нанесены надписи, применено наружное ламинирование специальной защитной пленкой. Стойкость надписей и маркировки составляет не менее 10 лет.

Номенклатура контрольно-измерительных пунктов (КИП) достаточно обширна и может быть разделена на виды по назначению и исполнению. Однако, эта классификация условна, т.к. в зависимости от конкретных условий и проектных решений назначение конкретного КИП может меняться.

Стойки могут изготавливаться в исполнениях для жилой и нежилой зон, и отличаться способом установки: для нежилой зоны – над землей, для жилой – в виде ковера, в ровень с уровнем грунта или асфальта. Также существует разновидность КИПов с телеметрией, которые по заданному расписанию производят измерение защитных потенциалов и передают данные на ПК службы ЭХЗ.

Однако основные виды КИП представлены ниже:

1. Трассовый, который предназначается для измерения защитных потенциалов трубопровода по направлению его пролегания. Устанавливается согласно проекта, вдоль трассы трубопровода.

2. КИП для анодных полей, который предназначается для соединения проводников от отдельных заземлителей и присоединения к ним анодного кабеля от КЗУ. Такие КИП содержат только силовые зажимы на клеммном терминале. Такая конструкция КИП позволяет легко создать соединение и упрощает диагностику отдельных заземлителей в процессе эксплуатации.

3. КИП для точек дренажа, которые предназначаются для соединения контрольного и дренажного проводников от трубопровода, а также проводников от электродов сравнения с соответствующими проводниками КЗУ. Такие КИП содержат силовые и контрольные зажимы на клеммном терминале.

4. КИП со встроенным БДР, который предназначается для установки в местах пересечения трубопроводов с другими подземными коммуникациями для их совместной защиты. Контрольно-измерительный пункт со встроенным БДР позволяет осуществлять совместную защиту нескольких металлических конструкций и сооружений, проложенных ниже уровня грунта, без использования дополнительных устройств. Такие КИП содержат диодно-резисторные каналы, силовые и контрольные зажимы на клеммном терминале.

магистральных газопроводов и других объектов

ОАО "Газпром"

Назначение

Контрольно-измерительные пункты РегионСтройЗаказ (КИП.РСЗ) для магистральных газопроводов и других объектов ОАО "Газпром" в зависимости от комплектации предназначены для контроля и регулировки параметров электрохимической защиты (ЭХЗ) подземных коммуникаций, коммутации отдельных элементов систем ЭХЗ, обозначения трасс газопроводов и других металлических подземных сооружений и кабельных коммуникаций. Данный тип продукции персонализируется путем нанесения логотипа компании и окрасом корпуса и отдельных делатей пункта в цвета соответствующие внутренним регламентам ОАО "Газпром". КИП.РСЗ по запросу может оснащаться крышей высотного обзора (КВО) с нанесением километровых или иных отметок.

КИП.РСЗ устанавливаются вдоль трассы подземных коммуникаций:

на прямых участках в пределах видимости, но не реже чем через 500 - 1000 м (в зависимости от коррозионной опасности участка подземных коммуникаций);

в местах поворота трассы подземных коммуникаций;

по обе стороны от мест пересечений трассы подземных коммуникаций с искусственными и естественными преградами (дорогами, реками и т.п.);

в местах подключения дренажного кабеля к подземным коммуникациям;

в местах установки изолирующих фланцевых соединений;

в местах пересечения с трассами других надземных и подземных коммуникаций.

Описание:

КИП.РСЗ представляет собой изделие на основе полимерного профиля круглого, трёхгранного или квадратного сечения с размерами граней от 130 до 200мм или диаметрами от 100 до 200мм, белого, желтого, оранжевого или другого цвета. Внутри КИП размещается клеммная панель с клеммами из цветного металла или коррозионностойкой стали для подключения силового и измерительного оборудования. Клеммная панель защищена крышкой с замком для предотвращения к ней свободного доступа. КИП.РСЗ комплектуется верхним полимерным колпаком-заглушкой, цвет которого может меняться в зависимости от типа маркируемых коммуникаций или иных задач. Как на сам знак, так и на цветной колпак могут наноситься светоотражающие или флуоресцирующие метки. В нижней части изделия размещается устройство, предотвращающее свободное изъятие КИПа из грунта.

Контрольный щиток расположен в верхней части стойки и закрыт крышкой с замком. Внутри контрольного щитока расположена клеммная панель с силовыми и измерительными клеммами для коммутации средств ЭХЗ и подключения измерительного оборудования. Клеммы, контактные зажимы и измерительные гнезда КИП.РСЗ изготовляются из цветного металла или коррозионностойкой стали. Конструкция зажимов обеспечивает надежное электрическое крепление кабелей и проводов без специального оконцевания жил:

для измерительных зажимов - сечением до 10 мм2;

для силовых зажимов - сечением до 35 мм2.

Дополнительное оборудование для установки в КИП.РСЗ

Дополнительное оборудование к КИП.РСЗ

Для расширения функциональных возможностей КИПы могут комплектоваться следующими устройствами:

Блок совместной защиты (БСЗ.РСЗ) - предназначен для организации совместной электрохимической защиты двух и более подземных сооружений, расположенных в непосредственной близости друг от друга (пересекающиеся или параллельные ветви подземных коммуникаций) и устранения вредного влияния соседних коммуникаций путем регулирования защитного тока сооружения.

БСЗ.РСЗ может поставляться в различных модификациях, отличающихся способами регулирования защитного тока: резисторные (БСЗ-Р.РСЗ) и электронные (БСЗ-Э.РСЗ) и количеством каналов регулирования от 1 до 4.

Блок защитного заземления (БЗЗ.РСЗ) - предназначен для защиты подземных сооружений от коррозионного влияния электромагнитных полей ЛЭП, расположенных рядом и/или пересекающих защищаемое сооружение, а также для организации грозозащиты.

БЗЗ.РСЗ может поставляться в модификации для защиты от влияния ЛЭП (БЗЗ-Л.РСЗ) и для грозозащиты

(БЗЗ-Г.РСЗ).ъ

Блок контроля анодных заземлителей (БКАЗ.РСЗ) - предназначен для коммутации и контроля работоспособности анодных заземлителей и электрических соединений путем включения блока в электрические цепи анодных заземлителей.

Крыша высотного обзора (КВО.РСЗ) - предназначена для обеспечения визуального дистанционного контроля трасс трубопроводов или коммуникаций с высоты, при их инспекции с борта воздушного судна. Обеспечивает хорошую видимость знаков с КВО, просмотр и/или фиксацию порядковых номеров километров или другой информации.

Крыша высотного обзора выполняется из ударопрочного полистирола белого, оранжевого или красного цветов и механически крепится к оголовку опознавательно-предупреждающего знака или контрольно-измерительного пункта. По согласованию с заказчиком на верхнюю часть КВО с помощью трафаретной печати или наклеек могут наноситься километровые отметки или другая информация.

В ГРП для контроля работы оборудования и измерения параметров газа применяют следующие КИП:

• термометры для замера температуры газа;
• показывающие и регистрирующие (самопишущие) манометры для замера давления газа;
• приборы для регистрации перепада давлений на скоростных расходомерах;
• приборы учета расхода газа (газовые счетчики или расходомеры).

Все КИП должны подвергаться государственной или ведомственной периодической поверке и быть в постоянной готовности к выполнению измерений. Готовность обеспечивается метрологическим надзором. Метрологический надзор заключается в осуществлении постоянного наблюдения за состоянием, условиями работы и правильностью показаний приборов, осуществлении их периодической проверки, изъятии из эксплуатации пришедших в негодность и не прошедших проверки приборов. КИП должны устанавливаться непосредственно у места замера или на специальном приборном щитке. Если КИП монтируют на приборном щитке, то используют один прибор с переключателями для замера показаний в нескольких точках.

КИП присоединяют к газопроводам стальными трубами. Импульсные трубки соединяют сваркой или резьбовыми муфтами. Все КИП должны иметь клейма или пломбы органов Росстандарта.

КИП с электрическим приводом, а также телефонные аппараты должны быть во взрывозащищенном исполнении, в противном случае их ставят в помещении, изолированном от ГРП.

К наиболее распространенным видам КИП в ГРП относятся приборы, рассматриваемые далее в настоящем разделе.

Приборы для измерения давления газа подразделяются:

• на жидкостные приборы, в которых измеряемое давление определяется величиной уравновешивающего столба жидкости;
• пружинные приборы, в которых измеряемое давление определяется величиной деформации упругих элементов (трубчатые пружины, сильфоны, мембраны).

Жидкостные манометры используют для замера избыточных давлений в пределах до 0,1 МПа. Для давлений до 10 МПа манометры заполняют водой или керосином (при отрицательных температурах), а при измерении более высоких давлений - ртутью. К жидкостным манометрам относятся и дифференциальные манометры (дифманометры). Их применяют для замеров перепада давления.

Дифференциальный манометр ДТ-50 (рисунок ниже), Толстостенные стеклянные трубки прочно закрепляют в верхней и нижней стальных колодках. Вверху трубки присоединяют к камерам-ловушкам, предохраняющим трубки от выброса ртути в случае повышения максимального давления. Там же расположены игольчатые вентили, с помощью которых можно отключать стеклянные трубки от измеряемой среды, продувать соединительные линии, а также выключать и включать дифманометр. Между трубками расположены измерительная шкала и два указателя, которые можно устанавливать на верхний и нижний уровни ртути в трубках.

Дифференциальный манометр ДТ-50

а - конструкция; б - схема расположения каналов; 1 - вентили высокого давления; 2, 6 - колодки; 3 - камеры-ловушки; 4 - измерительная шкала; 5 - стеклянные трубки; 7 - указатель

Дифманометры можно использовать и как обычные манометры для замера избыточных давлений газа, если одну трубку вывести в атмосферу, а другую - в измеряемую среду.

Манометр с одновитковой трубчатой пружиной (рисунок ниже). Изогнутая пустотелая трубка, закреплена нижним неподвижным концом к штуцеру, с помощью которого манометр присоединяют к газопроводу. Второй конец трубки запаян и шарнирно связан с тягой. Давление газа через штуцер передается на трубку, свободный конец которой через тягу вызывает перемещение сектора, зубчатого колеса и оси. Пружинный волосок обеспечивает сцепление зубчатого колеса и сектора и плавность хода стрелки. Перед манометром устанавливают отключающий кран, позволяющий при необходимости снять манометр и заменить его. Манометры в процессе эксплуатации должны проходить государственную поверку один раз в год. Рабочее давление, измеряемое манометром, должно находиться в пределах от 1/3 до 2/3 их шкалы.

Манометр с одновитковой трубчатой пружиной

1 - шкала; 2 - стрелка; 3 - ось; 4 - зубчатое колесо; 5 - сектор; 6 - трубка; 7 - тяга; 8 - пружинный волосок; 9 - штуцер

Самопишущий манометр с многовитковой пружиной (рисунок ниже). Пружина выполнена в виде сплюснутой окружности диаметром 30 мм с шестью витками. Вследствие большой длины пружины ее свободный конец может перемещаться на 15 мм (у одновитковых манометров - только на 5-7 мм), угол раскручивания пружины достигает 50-60°. Такое конструктивное исполнение позволяет применять простейшие рычажные передаточные механизмы и осуществлять автоматическую запись показаний с дистанционной передачей. При подключении манометра к измеряемой среде свободный конец пружины рычага будет поворачивать ось, при этом перемещение рычагов и тяги будет передаваться оси. На оси закреплен мостик, который соединен со стрелкой. Изменение давления и перемещение пружины через рычажный механизм передаются стрелке, на конце которой установлено перо для записи измеряемой величины давления. Диаграмма вращается с помощью часового механизма.

Схема самопишущего манометра с многовитковой пружиной пружиной

1 - многовитковая пружина; 2, 4, 7 - рычаги; 3, 6 - оси; 5 - тяга; 8 - мостик; 9 - стрелка с пером; 10 - картограмма

Поплавковые дифференциальные манометры.

Широкое распространение в газовом хозяйстве нашли поплавковые дифманометры (рисунок ниже) и сужающие устройства. Сужающие устройства (диафрагмы) служат для создания перепада давления. Они работают в комплекте с дифманометрами, измеряющими создаваемый перепад давления. При установившемся расходе газа полная энергия потока газа складывается из потенциальной энергии (статического давления) и кинетической энергии, то есть энергии скорости.

До диафрагмы поток газа имеет начальную скорость ν 1 в узком сечении эта скорость возрастает до ν 2 , после прохождения диафрагмы лоток расширяется и постепенно восстанавливает прежнюю скорость.

При возрастании скорости потока увеличивается его кинетическая энергия и соответственно уменьшается потенциальная энергия, то есть статическое давление.

За счет разности давлений Δp = p ст1 - p ст2 ртуть, находящаяся в дифманометре, перемещается из поплавковой камеры в стакан. Вследствие этого расположенный в поплавковой камере поплавок опускается и перемещает ось, с которой связаны стрелки прибора, показывающего расход газа. Таким образом, перепад давления в дроссельном устройстве, измеренный с помощью дифференциального манометра, может служить мерой расхода газа.

Поплавковый дифференциальный манометр

а - конструктивная схема; б - кинематическая схема; в - график изменения параметров газа; 1 - поплавок; 2 - запорные вентили; 3 - диафрагма; 4 - стакан; 5 - поплавковая камера; 6 - ось; 7 - импульсные трубки; 8 - кольцевая камера; 9 - шкала указателя; 10 - оси; 11 - рычаги; 12 - мостик пера; 13 - перо; 14 - диаграмма; 15 - часовой механизм; 16 - стрелка

Зависимость между перепадом давления и расходом газа выражается формулой

где V - объем газа, м 3 ; Δp - перепад давления, Па; К - коэффициент, постоянный для данной диафрагмы.

Значение коэффициента К зависит от соотношения диаметров отверстия диафрагмы и газопровода, плотности и вязкости газа.

При установке в газопроводе центр отверстия диафрагмы должен совпадать с центром газопровода. Отверстие диафрагмы со стороны входа газа выполняют цилиндрической формы с коническим расширением к выходу потока. Диаметр входного отверстия диска определяют расчетным путем. Входная кромка отверстия диска должна быть острой.

Нормальные диафрагмы могут применяться для газопроводов с диаметром от 50 до 1200 мм при условии 0,05 < m < 0,7. Тогда m = d 2 /D 2 где m - отношение площади отверстия диафрагмы к поперечному сечению газопровода; d и D - диаметры отверстия диафрагмы и газопровода.

Нормальные диафрагмы могут быть двух видов: камерные и дисковые. Для отбора более точных импульсов давления диафрагма размещается между кольцевыми камерами.

Плюсовый сосуд присоединяют к импульсной трубке, отбирающей давление до диафрагмы; к минусовому сосуду подводят давление, отбираемое после диафрагмы.

При наличии расхода газа и перепада давления часть ртути из камеры выжимается в стакан (рисунок выше). Это вызывает перемещение поплавка и соответственно стрелки, указывающей расход газа, и пера, отмечающего на диаграмме величину перепада давления. Диаграмма приводится в движение от часового механизма и делает один оборот в сутки. Шкала диаграммы, разделенная на 24 части, позволяет определить расход газа за 1 ч. Под поплавком помещается предохранительный клапан, который разобщает сосуды 4 и 5 в случае резкого перепада давления и тем самым предотвращает внезапный выброс ртути из прибора.

Сосуды сообщаются с импульсными трубками диафрагмы через запорные вентили и уравнительный вентиль, который в рабочем положении должен быть закрыт.

Силъфонные дифманометры (рисунок ниже) предназначены для непрерывного измерения расхода газа. Действие прибора основано на принципе уравновешивания перепада давления силами упругих деформаций двух сильфонов, торсионной трубки и винтовых цилиндрических пружин. Пружины - сменные, их устанавливают в зависимости от измеряемого перепада давлений. Основные части дифманометра - сильфонный блок и показывающая часть.

Принципиальная схема сильфонного дифманометра

1 - сильфонный блок; 2 - плюсовый сильфон; 3 - рычаг; 4 - ось; 5 - дроссель; 6 - минусовый сильфон; 7 - сменные пружины; 8 - шток

Сильфонный блок состоит из сообщающихся между собой сильфонов, внутренние полости которых заполнены жидкостью. Жидкость состоит из 67% воды и 33% глицерина. Сильфоны связаны между собой штоком 8. В сильфон 2 подводится импульс до диафрагмы, а в сильфон 6 - после диафрагмы.

Под действием более высокого давления левый сильфон сжимается, вследствие чего жидкость, находящаяся в нем, через дроссель перетекает в правый сильфон. Шток, жестко соединяющий донышки сильфонов, перемещается вправо и через рычаг приводит во вращение ось, кинематически связанную со стрелкой и пером регистрирующего и показывающего прибора.

Дроссель регулирует скорость перетекания жидкости и тем самым снижает влияние пульсации давления на работу прибора.

Для соответствующего предела измерения применяют сменные пружины.

Счетчики газа. В качестве счетчиков могут использоваться ротационные или турбинные счетчики.

В связи с массовой газификацией промышленных предприятий и котельных, увеличением видов оборудования возникла необходимость в измерительных приборах с большой пропускной способностью и значительным диапазоном измерений при небольших габаритных размерах. Этим условиям в большей мере удовлетворяют ротационные счетчики, в которых в качестве преобразовательного элемента применяются 8-образные роторы.

Объемное измерение в этих счетчиках осуществляется вследствие вращения двух роторов за счет разности давлений газа на входе и на выходе, Необходимый для вращения роторов перепад давления в счетчике составляет до 300 Па, что позволяет использовать эти счетчики даже на низком давлении. Отечественная промышленность выпускает счетчики РГ-40-1, РГ-100-1, РГ-250-1, РГ-400-1, РГ-600-1 и РГ-1000-1 на номинальные расходы газа от 40 до 1000 м 3 /ч и давление не более 0,1 МПа (в системе единиц СИ расход 1 м 3 /ч = 2,78*10 -4 м 3 /с). При необходимости можно применять параллельную установку счетчиков.

Ротационный счетчик РГ (рисунок ниже) состоит из корпуса, двух профилированных роторов, коробки зубчатых колес, редуктора, счетного механизма и дифференциального манометра. Газ через входной патрубок поступает в рабочую камеру. В пространстве рабочей камеры размещены роторы, которые под действием давления протекающего газа приводятся во вращение.

Схема ротационного счетчика типа РГ

1 - корпус счетчика; 2 - роторы; 3 - дифференциальный манометр; 4 - указатель счетного механизма

При вращении роторов между одним из них и стенкой камеры образуется замкнутое пространство, которое заполнено газом. Вращаясь, ротор выталкивает газ в газопровод. Каждый поворот ротора передается через коробку зубчатых колес и редуктор счетному механизму. Таким образом учитывается количество газа, проходящего через счетчик.

Ротор подготавливают к работе следующим образом:

• снимают верхний и нижний фланцы, затем роторы промывают мягкой кистью, смоченной в бензине, поворачивая их деревянной палочкой, чтобы не повредить шлифованную поверхность;
• затем промывают обе коробки зубчатых колес и редуктор. Для этого заливают бензин (через верхнюю пробку), проворачивают роторы несколько раз и сливают бензин через нижнюю пробку;
• закончив промывку, заливают масло в коробки зубчатых колес, редуктор и счетный механизм, заливают соответствующую жидкость в манометр счетчика, соединяют фланцы и проверяют счетчик путем пропускания через него газа, после чего замеряют перепад давления;
• далее прослушивают работу роторов (должны вращаться бесшумно) и проверяют работу счетного механизма.

При техническом осмотре следят за уровнем масла в коробках зубчатых колес, редукторе и счетном механизме, замеряют перепад давления, проверяют на плотность соединения счетчиков. Счетчики устанавливают на вертикальных участках газопроводов так, чтобы поток газа направлялся через них сверху вниз.

Турбинные счетчики.

В этих счетчиках колесо турбины под воздействием потока газа приводится во вращение; число оборотов колеса прямо пропорционально протекающему объему газа. При этом число оборотов турбины через понижающий редуктор и магнитную муфту передается на находящийся вне газовой полости счетный механизм, показывающий суммарный объем газа, прошедший через прибор при рабочих условиях.

ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА (ТТК)

МОНТАЖ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПУНКТОВ (КИП) ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ
СРЕДСТВ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ГАЗОПРОВОДА

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 монтажу Контрольно-измерительных пунктов (далее КИП).

1.2. В настоящей карте приведены указания по организации и технологии производства работ по монтажу контрольно-измерительных пунктов, 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: СНиП, СН, СП, ГЭСН-2001 ЕНиР, производственные нормы расхода материалов, 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 КИП с целью обеспечения их высокого качества, а также:

- снижение себестоимости работ;

- сокращение продолжительности строительства;

- обеспечение безопасности выполняемых работ;

- организации ритмичной работы;

- 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. 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 КИП 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, производящих работы по монтажу КИП при строительстве средств электрохимической защиты газопровода, 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 КИП.

2.2. Работы по монтажу КИП выполняются в одну смену, продолжительность рабочего времени в течение смены составляет:

Где 0,828 - коэффициент использования механизмов по времени в течение смены (время, связанное с подготовкой к работе и проведение ЕТО - 15 мин, перерывы, связанные с организацией и технологией производственного процесса и отдыха машиниста - 10 мин через каждый час работы).

2.3. Технологической картой предусмотрено выполнение работ комплексным механизированным звеном с использованием Одноковшового экскаватора ЭО-2621 с ёмкость ковша 0,25 м (смотри рис.1).

Рис.1. Одноковшовый экскаватор ЭО-2621

2.4. Работы по монтажу КИП, включают:

- геодезическую разбивку местоположения;

- рытье котлована;

- присоединение катодных и контрольных выводов к трубопроводу;

- установка электродов сравнения;

- засыпка котлована;

- установка КИП;

- подключение кабелей, проводов электрода сравнения.

2.5. Контрольно-измерительный пункт представляет собой колонку, изготовленную из полимерного материала, имеющего форму трехгранника, длиной 2500 мм с монтажным щитком, защищенным от пыли и влаги. Количество КИП, их марка и места расположения на трассе газопровода определяются Рабочим проектом. Со стационарными КИП совмещаются токоизмерительные и маркерные пункты.

2.6. Токоизмерительные контрольные пункты устанавливаются в среднем через 5,0 км, а также с двух сторон футляра при переходах через автомобильную и железную дорогу. К монтажному щитку токоизмерительного контрольного пункта подключаются:

- кабель от электродов сравнения длительного действия;

- кабель от датчиков электрохимического потенциала (вспомогательного электрода) и датчиков скорости коррозии;

- измерительный кабель от трубопровода (катодный вывод);

- токоизмерительные кабели, приваренные к газопроводу на расстоянии 30,0 м от пункта.

2.7. Маркерные пункты предназначены для привязки данных плановой внутритрубной дефектоскопии, устанавливаются через 2,0-3,0 км по трассе газопровода. К монтажному щитку такого КИП подключаются кабели, приваренные к газопроводу в месте установки КИП и непосредственно к маркерным накладкам, устанавливаемым попарно в 5,0 м от КИП.

2.8. Работы следует выполнять, руководствуясь требованиями следующих нормативных документов.