Монтаж технологических трубопроводов компании. Стоимость монтажа технологических трубопроводов. Преимущества обращения в ООО «СитиВелд»
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
3. Монтаж захлестов. Контроль качества работ. Предварительное испытание
Список литературы
1. Особенности монтажа запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
Особенности запорной арматуры определяются направлением перемещения запорного органа относительно седла. Различают следующие типы запорной арматуры согласно ГОСТ 24856-81 «Арматура трубопроводная промышленная. Термины и определения».
С позитивным отношением мы устанавливаем газораспределительные линии с одинаковыми стандартами безопасности и экологическим обслуживанием, которые мы хотели бы использовать вблизи наших собственных домов. Они гордятся своей способностью решать все аспекты обслуживания, строительства и монтажа газопровода.
Промышленность природного газа находится в разгаре беспрецедентных изменений. Дерегулирование, колебания цен и прогнозируемое 50-процентное увеличение использования в течение следующих 20 лет - отрасль в состоянии изменения. Обладая более чем 30-летним опытом строительства, монтажа и технического обслуживания газопроводов, компания ведет обширный перечень новейших буровых, траншеи, вспашки, бурения и расточного оборудования, а также высококвалифицированный персонал для работы Это. Мы гордимся тем, что поддерживаем инновации в технологиях, связанных с газопроводом.
Задвижка - «промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган перемещается возвратно-поступательно перпендикулярно оси потока рабочей среды». Задвижки характеризуются небольшим гидравлическим сопротивлением и незначительным коэффициентом трения, который может быть снижен еще более с помощью различных смазок. Смазка не только уменьшает коэффициент трения, а, следовательно, и требуемые усилия для открытия (закрытия) арматуры, но и герметизирует затвор.
Мы безопасно установили тысячи километров газопровода на всем северо-западе Тихого океана и северной Калифорнии и продолжаем обслуживать наши основные контракты на коммунальные услуги. Мы проложили линии высокого давления под реками, через скалистые поля и рядом с оживленными автомагистралями.
Мы прошли через города и даже туннелировали через горы. Наша готовность противостоять вызовам с позитивным отношением завоевала уважение наших клиентов. Вы не услышите, как мы говорим, что это невозможно. Подводная трубопроводная инженерия требует базового инженерного фона, но также задействован ряд других разнообразных дисциплин, включая гидромеханики, теплообмен, материалы, коррозию, механику почвы и управление потоками. В будущем схемы захвата и хранения двуокиси углерода в подводных пластах также потребуют трубопроводов.
Кран - «промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган имеет форму тела вращения или части его, который проворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной к направлению потока рабочей среды». Характерная особенность запорного устройства этого вида - постоянный контакт запорного органа с седлом. Это обусловливает относительно высокий коэффициент трения, который можно снизить с помощью уплотнительных смазок. К этой арматуре относятся шаровые краны, цилиндрические краны, конусные краны, распределительные краны.
Жесткие трубопроводы представляют собой, по существу, простые конструкции, определяемые диаметром и толщиной стенки, что требует решения проблем, связанных с нерегулярными основами и поведением в изгиб. Гибкая технология трубопроводов имеет особое значение. Типичная гибкая труба может иметь множество концентрических слоев из пластиковых или спирально намотанных стальных волокон, каждый из которых выполняет другую функцию. Эти конструкции сочетают большую осевую и прочность на сжатие, с высокой гибкостью гибки, идеальные свойства для стояков, соединяющих плавающие производственные единицы с подводными эксплуатационными скважинами.
Клапан (или по вышеуказанному стандарту недопустимый к применению термин «вентиль», далее обозначается буквами «Ндп» и слово «вентиль» - курсивом) - это «промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган перемещается возвратно-поступательно параллельно оси потока рабочей среды». Клапаны (Ндп. вентили) имеют незначительный коэффициент трения и требуют приводов небольшой мощности, однако изменение направления потока создает в них повышенное гидравлическое сопротивление. К ним относится запорный клапан - «клапан, предназначенный для перекрытия потока среды»;
Углеводородные открытия сейчас часто производятся в глубоких водах, где стационарные сооружения не являются экономически эффективными, а необходимое оборудование для добычи нефти и газа должно устанавливаться непосредственно на морском дне. Эта деятельность известна как подводная техника и является одной из областей роста в этой отрасли. Подводные скважины, а также системы обработки и проточной линии должны устанавливаться на морском дне на глубинах, значительно превышающих возможности любого дайвера.
Они должны эксплуатироваться надежно и безопасно в течение периодов до двадцати лет. Таким образом, это требование предназначено для дистанционно управляемых и интеллектуальных систем для установки и эксплуатации этих устройств. Во многих местах, в частности в очень глубоких водах, где нет трубопроводов, выгружающих продукт на берег, полагается на плавучие производственные, складские и разгрузочные суда. Эти суда обрабатывают нефть из колодцев и переправляют ее на челночный танкер или экспортный трубопровод, чтобы высадиться на берег.
Обратный клапан - «клапан, предназначенный для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды».
Затвор - «промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган поворачивается вокруг оси, не являющейся его собственной осью». Запорные устройства этого вида широко применяют в обратных затворах, (которые недопустимо, называются термином «обратный клапан» (ГОСТ 24856-81).
Другие работы для морских инженеров включают в себя использование энергии волн, тока и ветра, а также извлечение полезных ископаемых с морского дна в мелкой или глубокой воде. Независимо от работы, оборудование должно быть спроектировано, построено, установлено и эксплуатируется таким образом, чтобы оно могло работать надежно, безопасно и эффективно в течение, возможно, длительного периода времени, без обслуживания и с ограниченным контролем. Это проблема морской техники!
Оффшорные инженеры часто имеют широкие знания по широкому кругу вопросов, включая структурное проектирование, динамическую загрузку и реакцию движения, строительство и обеспечение качества, технологии материалов, технологию управления, гидродинамику и надежность в сочетании с навыками управления проектами. Они также должны быть в состоянии взаимодействовать с другими специалистами, такими как океанографы, геологи, дайверы и персонал судов.
Обратный затвор (Ндп обратный клапан) - «затвор, предназначенный для предотвращения обратного потока рабочей среды».
К основным параметрам запорной арматуры относятся: номинальный (условный) проход DN, номинальное (условное) давление PN (МПа), температура рабочей среды К (°С), тип присоединения к трубопроводу, масса (кг).
2. Монтаж отводов, переходов и тройников на магистральных трубопроводах
Стоимость монтажа технологических трубопроводов
Большинство офшорных инженеров входят в отрасль после учебы в первой степени в области науки или инженерной дисциплины. Многие курсы бакалавриата имеют варианты на конец года, специально предназначенные для оффшорной технологии с использованием принципов, изученных в других частях курса. Курсы средней степени полностью направлены на оффшорный бизнес; это особенно верно на однолетнем преподаваемом магистерском курсе.
Через Фонд поддержки образования Общество присуждает стипендии студентам и аспирантам. Интенсивные короткие курсы предоставляют другой режим обучения. Например, занятость определяется не только нефтяными компаниями, но и консультантами по проектированию, подрядчиками, сертификационными органами, организациями по управлению проектами и инспекционными компаниями. Рабочее место может быть конструкторским бюро, строительной площадкой или самой морской установкой. Стремление стран к самообеспечению со своими коренными ресурсами означает, что офшорные инженеры могут работать практически в любой точке мира.
3. Монтаж захлёстов. Контроль качества работ. Предварительное испытание
Особенности монтажа крановых узлов на магистральном газопроводе. Особенности монтажа запорной арматуры на магистральном нефтепроводе. Монтаж отводов, переходов и тройников на трубопроводах. Монтаж захлестов. Контроль качества работ. Предварительное испытание. Оформление документации.
Обучение обычно дается «на работе», хотя некоторые из более крупных компаний предлагают схемы обучения или готовы предоставить опыт работы во время отпуска. Наш текущий список и, пожалуйста, используйте поисковую систему, предоставленную для интересующих областей. За дополнительной информацией обращайтесь.
Гибкая труба не является естественным выбором для экспортных трубопроводов, поскольку экспортные трубопроводы обычно имеют большой диаметр и длину. При рассмотрении гибкой экономики труб всегда необходимо учитывать стоимость установки при оценке. Жесткая стальная труба дешевле на ногу, чем гибкая труба, но установленная стоимость стальной трубы в определенных сценариях на самом деле больше.
Монтаж криволинейных участков является сложной технологической операцией и может выполняться по двум схемам: монтаж, опережающий основной линейный поток, и монтаж последовательным наращиванием. Первая схема применяется при скоростям строительстве в нормальных условиях, когда число криволинейных участков невелико. При второй схеме темп работ намного медленнее, однако этот метод оправдывает себя в условиях сильно пересеченной местности при большом числе криволинейных участие. Звено по монтажу криволинейных участков состоит из восьми человек (два сварщика, бригадир, газорезчик, машинисты двух типов-трубоукладчиков и два машиниста сварочной установки и бульдозера).
Жесткая стальная труба может быть намотана для более быстрой установки по сравнению с сваркой отдельных стыков на 40 футов вместе с морскими. Но есть много подготовительных работ. Первоначальная сварка осуществляется на суше без стоимости судна, а затем полностью спутана на береговой основе с более низкой скоростью судна, и установка происходит быстрее из-за непрерывной длины. Однако на коротких расстояниях постоянные затраты работают против общей установленной цены на намотанную сталь.
Некоторые сценарии, благодаря которым гибкость может быть лучшим выбором по стальному трубопроводу. Несколько инсталляционных судов имеют возможность загружать 4 барабана в одну поездку или трансбус от барабанов до карусели на берегу. Учитывая эти цифры, гибкая труба конкурентоспособна по цене со стандартными стальными трубами на катушках до длины оборотной связи, что может вызвать вторую мобилизацию гибких трубных катушек.
При монтаже запорной арматуры выполняют следующие работы: отрыва-ют котлован; возводят фундамент в котловане, закрепляют на фундаменте кран или задвижку, предварительно приваренную в полустационарных условиях к присоединительным, патрубкам с помощью переходных колец; заваривают захлесты или вваривают катушки; контролируют стыки трубопровода; очищают и изолируют трубопровод; засыпают котлован.
Требования к коррозионно-стойкому сплаву
В отрасли ищут решения, позволяющие работать старыми трубами дольше и иметь возможность лучше проверять ранее недоступные участки трубопроводов, чем раньше. Это примерно соответствует четверти годового потребления Германии. Грузовые перевозки, необходимые для перевозки этого количества энергии.
Преимущества обращения в ООО «СитиВелд»
В связи с этим и другими примерами, Хайнц Ватцка, советник Евро Института по передаче информации и технологий в области охраны окружающей среды из Ганновера, дает понять, что трубы необходимы для природного газа, а также для сырой нефти или нефтепродуктов. «Альтернативы нет», - говорит он.
После монтажа запорной арматуры, сооружения трубопровода производят предварительные испытания смонтированных узлов. Окончательные испытания производится при испытании трубопровода в целом.
4. Очистка поверхности труб перед нанесением изоляционного покрытия. Приготовление битумной изоляции
Комплексный процесс изоляции труб состоит из таких рабочих процессов: приготовления материалов для устройства изоляционного покрытия (мастик, сборных элементов, армирующих сеток, рулонов); доставки материалов к рабочему месту; подготовки (очистки) поверхности изолируемых труб; грунтовки и нанесения изоляционного покрытия; контроля качества изоляции.
Важную роль играют такие ассоциации, как Германская ассоциация по газу и воде. Он разрабатывает правила, направленные на совершенствование управления технической безопасностью, а также адаптирует его к новым требованиям, таким как подача метана или биогаза в сетку природного газа.
Таким образом, требования к трубопроводам будут в 100 раз выше, чем потребности в домохозяйствах. Тем не менее, социальное принятие трубопроводов уменьшается. Немецкое общество не несет никакого риска в этой области. В отличие, например, в Швейцарии безопасность в Германии не спорна.
Методы выполнения этих процессов зависят от типа изоляционного покрытия и принятой организационно-технологической схемы производства работ.
Трубопроводы собирают из отдельных монтажных элементов (звеньев труб длиной до 40 м) или звеньев, соединяемых в бесконечные плети труб.
В первом случае на строительную площадку поступают отдельные заизолированные звенья труб и узлы, у которых не покрыты изоляцией только концы (на 25 см от обоих краев), предназначенные для устройства стыков. Степи изолируют вручную на бровке траншей и каналов при укрупнительной сборке или на дне траншеи, в специальных приямках, после укладки и соединения труб.
На отраслевых собраниях, таких как Конференция по технологиям трубопроводов, которая состоялась в начале июня в Берлине, ясно, что отрасль продолжает разрабатывать идеи и методы для повышения безопасности сетей и трубопроводов и продления срока их службы.
Мониторинг на вертолете с более короткими интервалами столь же важен, как и передовые методы так называемых свиней или свиней - исследование труб путем прохождения через аналитическое оборудование. Сегодня также речь идет о «подгонке неподходящих», поэтому новые технологии также используются для поддержания и проверки линий или линий, которые еще не были доступны.
Во втором случае в полевых условиях -- при работе с бесконечной плетью, в которую звенья соединяют на трассе -- изоляционное покрытие наносят на трубы механизированным способом, оставляя неизолированными захлесты и фасонные части (отводы, тройники и т. п.). Их изолируют на дне траншей, в приямках, после укладки и испытания трубопровода.
Все общие методы заключались в том, что они шли только в одном направлении, поэтому нужны точки входа и выхода. Для более старых «неуправляемых» трубопроводных систем, в том числе более поздних пересечений рек, проводные свиньи во многих случаях могли бы быть более дешевым решением по сравнению с модернизацией с входами и выходами.
Подобно пуповине, эти футуристические устройства с камерами, датчиками или вихретоковыми датчиками могут проходить по трубопроводу на расстояние до 10 км по гусеничным дорожкам и отправлять собранные данные через пуповину на станцию мониторинга. Это означает Систему управления целостностью трубопроводов, общий термин для ряда мер обеспечения качества, которые включают техническую безопасность, доступность, затраты на жизненный цикл и юридическую определенность.
В обоих случаях объем этих работ составляет 0,2-0,3 % объема работ на изоляционное покрытие всего трубопровода.
Плети изолируют совмещенным или раздельным методом.
При работе совмещенным методом в одном технологическом потоке производят очистку, изоляцию и укладку труб. При этом кран-трубоукладчик, идущий впереди колонны, поднимает на троллеях, подвешенных к его стреле, трубопровод, предварительно выложенный вдоль траншеи.
Удерживая его на высоте 0,75-1,5 м от земли, кран передвигается вдоль фронта работ и, опуская стрелу до максимального вылета, пододвигает трубопровод к траншее. За ним располагают первую очистительную машину (выполняет грубую очистку труб). Второй кран-трубоукладчик, двигающийся за этой машиной, копирует движения первого крана и пододвигает трубопровод еще ближе к оси траншеи, удерживая его на той же высоте. Вылет стрелы этого крана соответственно больше. Идущая за ним вторая очистительная машина очищает трубу до металлического блеска и огрунтовывает ее. Два крана-трубоукладчика, двигающиеся за ней, удерживают и центруют по оси траншеи трубопровод вместе с перемещающейся по нему и замыкающей колонну изоляционной машиной на заданной высоте и строго по оси траншеи. Закодированный трубопровод волной ложится на дно траншеи.
При раздельном методе организуют два потока: один по очистке и изоляции труб, другой -- по их укладке. В первом потоке работает тот же комплект машин, что и при совмещенном методе (за вычетом одного трубоукладчика). Заизолированная плеть остается при этом на берме траншеи. Во втором потоке плеть укладывают в траншею тремя трубоукладчиками. Таким образом, при совмещенном методе работают четыре трубоукладчика, а при раздельном -- шесть.
Гидроизоляционные покрытия делают из битумных и битумно-резиновых материалов и полимерных пленок, а также из армоцемента. Они обеспечивают надежную эксплуатацию стальных трубопроводов в течение 15-25 лет.
Обычно применяют битумные мастики, которые готовят на стационарных заводах.
Битумно-резиновую мастику готовят с примесью резиновой крошки крупностью до 1 мм (7- 10 % общей массы битума).
Готовую мастику привозят на строительные площадки в бумажных мешках и плавят в котлах, перемещаемых вдоль трассы тракторными тягачами. Расплавленную мастику перекачивают из котла непосредственно в битумоприемную ванну изоляционной машины.
Для приготовления мастики в полевых условиях вдоль трассы трубопровода через 20-30 км размещают полустационарные (временные) битумоплавильные установки. Производительность полустационарных баз -- 6,5-20 т битумной мастики в смену.
В качестве усиливающей обертки применяют рулонные гидроизоляционные материалы: бризол, стеклоткань, стеклорогожку и полимерные пленки.
Бризол готовят из смеси резиновой крошки, нефтебитума БН-IV или рубракса, озокерита (пластификатора) и асбеста № 7.
Стеклоткань и стекло рогожка -- минеральные материалы, обладающие высокими гидроизоляционными и диэлектрическими свойствами и большой прочностью. Их недостаток -- повышенная адсорбционная способность, для устранения которой ленты шириной 30-50 см пропитывают перед применением нефтебитумом, растворенным в бензине (1: 3).
Весьма эффективны полихлорвиниловая и полиэтиленовая липкие ленты, покрытые клеящим слоем полиизобутилена. Их наклеивают на поверхность труб без нанесения мастик.
Очистку от окалины, масел и грязи и огрунтовку труб перед изоляцией осуществляют чаще механическим способом.
Механическую очистку с одновременной грунтовкой труб применяют на стационарных заготовительных заводах (в городских условиях), полустационарных базах и на трассе (в полевых условиях).
В полевых условиях трубы очищают самоходными трубоочистительными машинами со скоростью от 0,108 до 0,858 км/ч. Машина имеет два рабочих органа -- два ротора, которыми она насаживается на трубу. Передний ротор оснащен скребками и щетками, задний -- огрунтовочным приспособлением (брезентовыми ковриками и травяными щетками).
Битумные покрытия наносят на трубы после полного высыхания грунтовки.
При ручном устройстве нормальной изоляции (толщиной 3 мм) битумную мастику наносят в два слоя по 1,5 мм каждый, причем второй слой накладывают после остывания первого, а на него, не допуская остывания, навивают защитный слой крафт-бумаги.
Усиленное покрытие (толщиной 6 мм), выполняемое вручную, состоит из четырех последовательно наносимых слоев мастики. На второй из них, еще горячий, навивают рулонную обертку с нахлесткой 1,5-2 см. Покрытие защищают слоем крафт-бумаги.
Весьма усиленное покрытие (толщиной 9 мм) вручную делают из шести слоев мастики. Рулонные обертки навивают после второго и четвертого слоев, а шестой слой обертывают крафт-бумагой.
нефтепровод монтаж изоляция
Для механизации этих работ применяют битумно-резиновую мастику, которую наносят за один проход изоляционной машины.
Липкие полимерные ленты наклеивают на просохшую грунтовку в два слоя.
Для изоляции монтажных стыков и фасонных частей, которые оставляют неизолированными при механизированном выполнении процесса, применяют тот же тип покрытия, что и для труб. Объем этих работ невелик и рассредоточен на значительном расстоянии, зависящем от длины уложенных «бесконечных» плетей и наличия на них фасонных частей. Поэтому сварку, очистку и изоляцию выполняют вручную специально создаваемыми для этой цели комплексными бригадами.
Армоцементные покрытия, состоящие из цементно-песчаной оболочки, армированной стальной проволочной сеткой, наносят методом торкретирования. Такое покрытие часто применяют при закрытой прокладке труб и в агрессивных грунтах. Толщина его обычно составляет 3-4 см, но при подводной прокладке труб может достигать 7 см и более.
Для устройства изоляции применяют также механизированную укладку бетонной смеси в навесную опалубку, состоящую из двух полых полуцилиндров, соединяемых шарнирами и автоматическими замками.
5. Нанесение битумной изоляции. Изоляция в трассовых условиях полимерными лентами
Для нанесения битумных покрытий существующими технологическими способами исходный нефтяной битум оказывается непригодным из-за малой вязкости его в расплавленном состоянии, невысокой температуры размягчения и низкой механической прочности, поэтому.
По одному из разработанных способов при нанесении ППУ напылением поверхность трубы очищают от грязи и продуктов коррозии проволочными щетками и наносят антикоррозионное покрытие. Затем труба нагревается во вращательном устройстве для отверждения этого покрытия и создания оптимальных условий для вспенивания ППУ. Напыление ППУ происходит в распылительной камере. После отверждения ППУ на его поверхность наносят защитное покрытие, например битумный гидроизоляционный слой. Затем трубу оборачивают бумажной или полимерной пленкой.
Фирма СИФ (Франция) занимается нанесением различных изоляционных покрытий на отдельные трубы в стационарных и полустационарных условиях. Сушку и нагрев труб осуществляют открытым пламенем в проходной печи, что не может обеспечить высокого к. п. д. От грязи, ржавчины и окалины трубы очищают дробеметными установками. Необходимая степень очистки обеспечивается включением в работу нужного числа аппаратов. Грунтовку на наружную поверхность труб наносят пульверизацией. Нанесение битумного изоляционного покрытия можно проводить двумя способами поливом с обмоткой армирующим материалом, или обмоткой армирующим материалом, например стекловолокном, пропитанным расплавленной мастикой. Для уменьшения времени выдержки готовой трубы на приемных тележках покрытия охлаждают. В зависимости от материала покрытия охлаждение-осуществляют поливом воды или известкового молока, последнее эффективно применяют для охлаждения и одновременного окрашивания поверхности битумного изоляционного покрытия. В линиях нанесения изоляционного покрытия трубы идут непрерывным потоком, поэтому покрываются вся поверхность трубы, включая ее концы и торцы. В линии смонтирован пост зачистки концов труб с помощью металлических щеток, вращающихся с большой скоростью.
Неингибированные плотные смазки, битумы и битумные мастики, воски, лакокрасочные материалы и твердые смазочные покрытия нельзя применять для консервации мокрых и влажных поверхностей, так как даже растворенные в растворителях они малополярны, не обладают быстродействием и удовлетворительными водовытесняющими свойствами. Все эти продукты при нанесении их обычным для каждого вида способом при рабочих (оптимальных) толщинах пленки имеют низкие защитные свойства.
Полимерные ленточные покрытия за рубежом стали применяться в начале 60-х гг. прошлого века. В нашей стране пик применения полимерных ленточных покрытий пришелся на 70-80 гг., на период строительства целой сети протяженных магистральных газопроводов. К настоящему времени на долю полимерных ленточных покрытий на российских газопроводах приходится до 60-65% от их общей протяженности.
Конструкция полимерного ленточного покрытия трассового нанесения в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 состоит из слоя адгезионной грунтовки, 1 слоя полимерной изоляционной ленты толщиной не менее 0,6 мм и 1 слоя защитной полимерной обертки толщиной не менее 0,6 мм. Общая толщина покрытия - не менее 1,2 мм.
При заводской изоляции труб количество слоев изоляционной ленты и обертки увеличивается. При этом общая толщина покрытия должна составлять: не менее 1,2 мм - для труб диаметром до 273 мм, не менее 1,8 мм - для труб диаметром до 530 мм и не менее 2,4 мм - для труб диаметром до 820 мм включительно.
Начиная с 1 июля 1999 г., после введения в действие ГОСТа Р 51164-98, применение липких полимерных лент при трассовой изоляции газопроводов ограничено диаметрами труб не выше 820 мм и температурой эксплуатации не выше плюс 40 °С. Для нефте- и нефтепродуктопроводов допускается применять ленточные покрытия трассового нанесения при изоляции труб диаметром до 1420 мм, но при этом общая толщина покрытия должна составлять не менее 1,8 мм (наносятся 2 слоя полимерной ленты и 1 слой защитной обертки).
В системе полимерного ленточного покрытия функции изоляционной ленты и защитной обертки различные. Изоляционная лента обеспечивает адгезию покрытия к стали (не менее 2 кг/см ширины), стойкость к катодному отслаиванию, выполняет функции защитного барьера, препятствующего проникновению к поверхности труб воды, почвенного электролита, кислорода, т.е. коррозионноактивных агентов. Защитная обертка служит в основном для повышения механической, ударной прочности покрытия. Она предохраняет ленточное покрытие от повреждений при укладке трубопровода в траншею и засыпке его грунтом, а также при усадке грунта и технологических подвижках трубопровода.
Полимерные ленты, защитные обертки поставляются комплектно с адгезионной грунтовкой (праймером) заводского изготовления.
К преимуществам ленточных покрытий следует отнести: высокую технологичность их нанесения на трубы в заводских и трассовых условиях, хорошие диэлектрические характеристики, низкую влагокислородопроницаемость и достаточно широкий температурный диапазон применения.
Основными недостатками полимерных ленточных покрытий являются: низкая устойчивость к сдвигу под воздействием осадки грунта, недостаточно высокая ударная прочность покрытий, экранировка ЭХЗ, низкая биостойкость адгезионного подслоя покрытия.
Опыт эксплуатации отечественных газонефтепроводов показал, что срок службы полимерных ленточных покрытий на трубопроводах диаметром 1020 мм и выше составляет от 7 до 15 лет, что в 2-4 раза меньше нормативного срока амортизации магистральных трубопроводов (не менее 33 лет). В настоящее время в ОАО "Газпром" проводятся масштабные работы по ремонту и переизоляции трубопроводов с наружными полимерными ленточными покрытиями после 20-30 лет их эксплуатации.
Список литературы
1. СНиП 2-05-06-85* Магистральные трубопроводы.
2. Кармазинов Ф.В. и др. Вода, нефть, газ и трубы в нашей жизни. М.: Наука и техника, 2005.-296 с.
3. Быков Л.И. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов/ Л.И. Быков Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков, А.М. Нечваль, А.Е. Лаврентьев// Учеб.п особ.-Санкт-Петергург: Недра, 2006.-824 с., ил.
4. Кривошеин Б.Л. Магистральный трубопроводный транспорт. М.: Наука, 1985.-237 с.
5. Мазур И.И., Иванцов О.М.. Безопасность трубопроводных систем/ ИИ. Мазур, О.М. Иванцов.- М.:ИУЦ «ЕЛИМА», 2004.-1104с.
6. Телегин Л.Г., Курепин Б.Н., Березина И.В. Сооружение газопроводов. -М.: Недра, 1984.
7. Щербаков С.Г. Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа. М.: Наука, 1982.-203 с.
8. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1964.
9. Строительство магистральных трубопроводов. Справочник./Чирсков И.Г. - М.: Недра, 1991.
10. Зиневич A.M., Прокофьев В.И., Ментюков В.П. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов больших диаметров. - М.: Недра, 1979.
11. Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружение насосных и компрессорных станций.- М.: Недра, 1985.
12. Офенгенден Н.Е. Промышленный трубопроводный транспорт. М.: Стройиздат, 1976.-120 с.
13. Телегин Л.Г., Ким Б.И., Зоненко В.И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов. - М.: Недра, 1988.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Классификация нефтепроводов, принципы перекачки, виды труб. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Определение толщины стенки, расчет на прочность, устойчивость. Перевальная точка, длина нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций.
курсовая работа , добавлен 12.03.2015
Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
курсовая работа , добавлен 26.06.2010
Выбор режимов эксплуатации магистрального нефтепровода. Регулирование режимов работы нефтепровода. Описание центробежного насоса со сменными роторами. Увеличение пропускной способности нефтепровода. Перераспределение грузопотоков транспортируемой нефти.
отчет по практике , добавлен 13.04.2015
Общее понятие о коррозии. Виды и технологии нанесения изоляционных покрытий труб в заводских и трассовых условиях и их характеристики. Производственная и экологическая безопасность при выполнении работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода.
дипломная работа , добавлен 26.12.2013
Выбор режима эксплуатации магистрального нефтепровода. Расчет и подбор трубопроводной арматуры для монтажа, запорно-регулирующей арматуры, быстросъемных затворов. Устройство и принцип действия дефектоскопов, используемых при обследовании резервуара.
отчет по практике , добавлен 25.06.2017
Особенности рациональной расстановки запорной арматуры по трассе. Порядок определения объема утечек из резервуара и нефтепровода. Характеристика очистки от нефтепродуктов водной поверхности с использованием металлических сеток, заполненных сорбентом.
курсовая работа , добавлен 26.06.2010
Определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб; типа насосно-силового оборудования; рабочего давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями и их количества; необходимой длины лупинга, суммарных потерь напора в трубопроводе.
контрольная работа , добавлен 25.03.2015
Особенности формирования системы магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР. Анализ трассы проектируемого нефтепровода "Пурпе-Самотлор", оценка его годовой производительности. Принципы расстановки перекачивающих станций по трассе нефтепровода.
курсовая работа , добавлен 26.12.2010
Последовательность и содержание работ при ремонте трубопровода. Разработка траншеи и проверочный расчет толщины стенки на прочность и деформацию, проверка на устойчивость данного нефтепровода на подводном переходе. Испытание отремонтированных участков.
курсовая работа , добавлен 24.09.2014
Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода. Проведение сварочно-монтажных работ и рекультивации земель. Строительство трубопроводов на болотах. Очистка полости и испытание. Расчет режимов ручной электродуговой сварки.
Монтаж трубопроводов может быть начат после окончания основных строительных работ в котельной и, как правило, должен быть увязан с монтажом котлов. Однако монтаж трубопроводов, не связанных непосредственно с котлами, можно начинать и раньше сборки котлов и позднее. Это необходимо иметь в виду при составлении ППР и решать вопрос в зависимости от конкретных, условий на объекте.
Последовательность работ при монтаже одной котельной может отличаться от последовательности работ при монтаже другой. Она зависит прежде всего от принятого метода монтажа котлов. Но при отсутствии котлов и готовности фронта работ нецелесообразно затягивать их начало, в этом случае следует выполнять все возможные работы в котельной.
В подавляющем большинстве случаев котельная установка должна обеспечить отопление сооружений при вводе их в эксплуатацию или в процессе строительства для возможности производства строительных работ внутри сооружения в зимний период. Исходя из этого строительно-монтажные работы по котельной необходимо спланировать так, чтобы ввод котельной в постоянную или временную эксплуатацию был осуществлен до начала отопительного периода.
Заготовку трубопроводов котельной целесообразно осуществлять по монтажным чертежам. Для достижения высокого качества работ вместе с трубной заготовкой должны быть поставлены стандартные средства крепления (кронштейны, подвески, хомуты, болты и др.). Расстояние между опорами для изолированных труб диаметром 70-150 мм составляет 4-6 м, а для неизолированных - 6-8 м. Трубопроводы, прокладываемые в подпольных каналах, могут быть уложены на бетонные или кирпичные опоры.
При монтаже трубопроводов следует обращать внимание на то, чтобы все разборные соединения были расположены в местах, доступных для осмотра и разборки. Если трубопровод прокладывается в каналах, то в местах установки арматуры обязательно устройство люков.
Для уплотнения фланцевых соединений применяют прокладки из паронита толщиной 3-5 мм. Устанавливая резьбовую арматуру, рядом необходимо монтировать сгон. Арматуру нельзя устанавливать в толще стены, а задвижки, кроме того, нельзя монтировать штоком вниз.
Гидравлическое испытание смонтированных трубопроводов пара и воды производят с помощью пресса с ручным или электрическим приводом на давление, превышающее рабочее на 25%. В течение 5 мин давление не должно падать. Затем его снижают до рабочего и осматривают трубопровод. Результаты испытания считаются удовлетворительными, если за весь период испытания не произошло падения давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течи и отпотевания.
Мазутопроводы испытывают гидравлическим давлением в 5 кгс/см кв. Система считается выдержавшей испытание, если падение давления не превышает 0,2 кгс/см кв в течение 5 мин.
В котельных, работающих на газообразном топливе, испытание котельных газопроводов низкого давления производят на прочность - давлением в 1 кгс/см кв по ртутному манометру, на плотность - давлением в 1000 мм вод. ст. Продолжительность испытания на плотность 1 час, падение давления не должно превышать 60 мм.
Котельные газопроводы среднего давления (до 1 кгс/см кв) испытывают: на прочность - давлением в 2 кгс/см кв, на плотность - давлением в 1 кгс/см кв. Падение давления за 1 час не должно превышать 1,5%.
Продолжительность испытания на плотность должна быть не менее 12 час. Норма испытания на плотность для газопроводов среднего давления (1-3 кгс/см кв) должна составлять 3 кгс/см кв, а для газопроводов высокого давления - 1,25р раб но не более 6 кгс/см кв.
Арматура газопровода должна быть испытана на заготовительном предприятии в зависимости от давления, на которое она предназначена. Задвижки для котельных газопроводов низкого давления следует испытывать: на прочность - водой или воздухом с давлением в 1 кгс/см кв и на плотность - керосином, причем затвор с противоположной стороны покрывается меловой обмазкой. В течение 10 мин не должно быть обнаружено пропусков керосина.
Запорная арматура, устанавливаемая на газопроводах среднего и высокого давления, испытывается на прочность водой, на плотность воздухом. Испытание на прочность осуществляется 1,5-кратным рабочим давлением, но не менее 3 кгс/см кв, при этом в течение 3 мин падение давления не допускается. Испытание на плотность производится: для задвижек и вентилей - давлением, равным максимальному рабочему, установленному проектом, а для кранов - давлением, равным 1,25 рабочего, но не менее 1 кгс/см кв.
При монтаже газовоздухопроводов рекомендуется их элементы предварительно собрать в максимально укрупненные узлы с тем, чтобы облегчить работу монтажников по подгонке и соединению крупноразмерных элементов по высоте.
Тепловой изоляции подлежат открытые поверхности барабанов, коллекторов и др. В качестве покровного слоя тепловой изоляции трубопроводов целесообразно использовать, металлические кожухи из тонколистовой стали (оцинкованной), или другого тонколистового металла, что улучшает качество изоляционных работ.