Проект замены изоляции на подводном переходе магистрального нефтепровода Куйбышев-Тихорецк через реку Волга - Производство и технологии курсовая работа

Главная

Производство и технологии
Проект замены изоляции на подводном переходе магистрального нефтепровода Куйбышев-Тихорецк через реку Волга

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.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Ремонт с заменой трубы производится следующими способами:
1) путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего;
2) путем укладки в отдельную траншею, в пределах существующего технического коридора коммуникаций, вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажем заменяемого;
3) путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.
Ремонт с заменой изоляционного покрытия производится следующими способами:
1) с подъемом трубопровода в траншее (для труб диаметрами 219...720 мм при замене дефектного изоляционного покрытия без восстановления стенки трубы);
2) с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки в траншее (для труб диаметрами 219...720 мм при замене дефектного изоляционного покрытия с восстановлением стенки трубы);
3) без подъема трубопровода с сохранением его положения (для труб диаметрами 820...1220 мм и для труб меньшего диаметра при плохом состоянии стенок).
2.2 Последовательность и содержание работ при ремонте МТ
При ремонте трубопровода технологические операции выполняются в следующей последовательности:
а) уточнение положения трубопровода;
б) планировка полосы отвода в зоне движения машин, снятие плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал;
в) разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;
г) проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необходимости;
д) очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;
ж) окончательная очистка трубопровода;
и) нанесение нового изоляционного покрытия;
к) контроль качества изоляционного покрытия;
л) присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи;
м) рекультивация плодородного слоя почвы.
При значительной длине ремонтируемого участка трубопровода работы, как правило, выполняются поточным методом.
Рисунок 2.1- Схема подключения генератора к трубопроводу:
1 - заземление; 2 - генератор; 3 - место подключения генератора к трубопроводу; 4 - антенна; 5 - штанга; 6 - приемник; 7 - головные телефоны; 8 - трубопровод, 9 - колодец.
Поскольку кривая слышимости сигнала при прослушивании по максимуму изменяется плавно, то таким путем можно выделить зону шириной до двух метров, в которой находится трубопровод.
Рисунок 2.2- Схема поиска трубопровода прибором ИТ-5:
а - поиск по максимуму сигнала; б - по минимуму сигнала
1 - трубопровод; 2 - антенна; 3 - штанга; 4 - кривая уровня слышимости сигнала.
Для уточнения положения трубы используется метод минимума сигнала. В этом случае антенну устанавливают вертикально и перемещают в горизонталь-ной плоскости перпендикулярно оси трубы (как и в первом случае). Минимум сигнала соответствует положению над осью трубопровода (рисунок 2.2 б).
Для определения направления трубопровода антенну устанавливают в горизонтальной плоскости над осью трубопровода и плавно вращают вокруг вертикальной оси (вокруг оси штанги). Положение антенны при минимуме сигнала будет соответствовать направлению трубопровода.
Для определения глубины заложения трубопровода антенну располагают под углом 45° к поверхности земли и удаляют от трубопровода в перпендикулярном направлении до первого минимума слышимости сигнала (рисунок 2.3).
Расстояние hi от оси трубопровода до положения антенны по горизонтали, при котором слышимость сигнала минимальна, соответствует глубине h его зале-гания. Рекомендуется определять величины h1 и h2, перемещая антенну в обе стороны от трубопровода.
Рисунок 2.3- Схема определения глубины заложения трубопровода:
1 - трубопровод; 2 - антенна; 3 - штанга; 4 - кривая уровня слышимости сигнала.
Эти величины должны отличаться друг от друга не более чем на 10 %. Окончательная глубина заложения оси трубопровода определяется по формуле:
Из зарубежных приборов, предназначенных для обнаружения местоположения и глубины залегания трубопроводов, известны приборы серии FМ 9800, трас-соискатель МFЕ 90 фирмы "Seba dynatronic" (ФРГ), РL-801 GXII фирмы "Fuji ТЕСОМ Inc." (Япония) и др. Эти приборы также работают по принципу обна-ружения электромагнитного поля, но отличаются способностью обнаружения трубопроводов на большей глубине, рабочей частотой и автоматическим определением глубины заложения трубопровода.
Ширина полосы земель, отводимых для одного подземного трубопровода, м
на землях не сельскохозяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства и землях государственного лесного фонда
на землях сельскохозяйственного назначения худшего качества (при снятии и восстановлении плодородного слоя)
Рисунок 2.4- Схема снятия плодородного слоя почвы в зоне ведения работ при капитальном ремонте трубопровода:
1 - зона прохода ремонтной колонны; II - зона разработки траншеи и отвала минерального грунта; III,V - зоны работы бульдозера; IV - зона отвала плодородного слоя почвы.
Толщина плодородного слоя почвы и места его снятия по трассе устанавливаются на основании материалов изысканий.
В настоящее время для снятия грунта и транспортировки его в отвал исполь-зуют бульдозеры, скреперы или роторные экскаваторы. Чаще всего для этих ра-бот используют бульдозеры. Однако они имеют ряд существенных недостатков:
1)производительность работ резко снижается при ремонте трубопроводов большого диаметра, т. к. объем снимаемого грунта и расстояние при его транспортировке увеличивается до 16...19 м;
2) значительная часть рабочего времени затрачивается на непроизводительное маневрирование;
3) неизбежно перемешивание плодородной почвы с минеральным грунтом;
4) нарушается структура почвы в результате воздействия на нее гусениц механизма;
5) увеличивается расход топлива и износ деталей.
Почти всех этих недостатков лишены роторные экскаваторы. Однако, вследствие небольшой ширины рабочего органа экскаваторов невозможно их применение для снятия плодородного слоя при ремонте трубопроводов больших диаметров. Поэтому была разработана конструкция дополнительного оборудо-вания к серийным экскаваторам ЭТР 231 и ЭТР 254, которая позволила за один проход снимать плодородный слой почвы с полосы шириной не менее 3,5 м и глубиной 0,2...1,0 м, и обеспечивает дальность транспортировки до 16м.
Конструкция дополнительного оборудования представляет собой два допол-нительных ротора с зубьями, установленными симметрично по обе стороны основного ротора на его внутренней раме.
Для обеспечения заданной дальности транспортировки грунта транспортер экскаватора снабжен дополнительной секцией с приводом от основного тран-спортера. Грунт разрабатывается всеми тремя роторами одновременно. Из дополнительных роторов грунт по наклонным лоткам, установленным в их полости, подается в ковши Основного ротора, а оттуда вместе с грунтом, разра-ботанным основным ротором, на транспортер и в отвал.
Научно-исследовательский технический центр (НИТЦ) "Ротор" (г. Киев) разработал машину для послойной разработки грунта (МПРГ-1), которая пред-ставляет собой разновидность цепного экскаватора с двумя рабочими органами.
При непрерывном движении машины скребковые цепные органы движутся вокруг наклонных рам, которые одновременно совершают колебательные движения в горизонтальной плоскости. Разработанный грунт I подается в ротор, установленный перпендикулярно оси движения машины, и выбрасывается на бруствер в любую сторону и на любое расстояние от продольной оси выемки до 8 м от нее.
Машина обеспечивает отрывку траншеи над трубопроводом симметрично его продольной оси с погрешностью не более 150 мм. Работы могут выполняться на местности с продольными уклонами до 15° и с поперечными уклонами до 12°. При этом разработка траншеи над трубопроводом может производиться с ради-усом его кривизны в плане не менее 60 диаметров трубы.
Машина оборудована системой слежения за осью трубопровода, которая вы-дает рекомендации машинисту о движении по курсу, а также обеспечивает конт-роль положения шасси машины и рабочего органа относительно трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях.
Управление машиной осуществляется двумя операторами из кабины шасси и дистанционно с выносного пульта.
Технические характеристики машины МПРГ-1 следующие:
- наибольшая глубина копания за один проход, м:
- ширина разрабатываемой выемки, м, не менее: 5.
НИТЦ "Ротор" разработал подкапывающую машину типа МПР, которая имеет два ротора шнекового типа, расположенных горизонтально (по одному с каждой стороны трубопровода). Передвижение машины по трубопроводу обеспечивается цепным устройством в виде гусеницы, опирающейся на трубопровод.
Основные технические характеристики машины МПР следующие:
- диметр подкапываемого трубопровода, мм: 530, 630;
- размеры разрабатываемого слоя грунта под подкапываемым трубопроводом, мм:
- техническая производительность в грунтах 1 категории, погонных метров в час: не менее 120;
Таблица 2.2-Основные технические характеристики подкапывающих машин типа МПТ
Диаметры подкапываемых трубопроводов, мм
- минимальный радиус кривизны подкапываемого трубопровода в плане: не более 90 Dтр;
- номинальная мощность электродвигателя ротора, кВт: 30;
- тип ходового механизма: гусеничный трубоход;
- масса машины в рабочем положении, кг: не более 3500.
Таблица 3.1-Техническая характеристика очистных машин типа ОМГ
Диаметр ремонтируемого трубопровода, мм
Частота вращения венцов рабочих органов, об/мин
Максимальная скорость передвижения машины, м/ч
Степень очистки (в % к площади обрабатываемой трубы)
Габаритные размеры (без пульта управления), мм:
Устройство легко монтируется в любом месте трубопровода и управляется с бровки траншеи с помощью пульта, укрепленного на телескопической штанге.
Аналогичное устройство разработало Пензенское конструкторско-технологическое бюро арматуростроения (ПКТБА), расширив диапазон очищаемый труб от 325 мм до 820 мм (рисунок 3.1).
Характеристики устройств приведены в таблице 3.2.
В настоящее время научно-производственным предприятием “Август” (г. Уфа) разработана и освоена производством серия очистных машин типа МПП. В отличие от машин типа ОМГ, эти машины имеют меньшую мощность и массу, а также отличаются и конструкцией рабочих инструментов на рабочих органах. В частности, на каждый из двух роторов устанавливается по 20 резцов (инструмент ИСИ-1220) [1]. Кроме того, дополнительно, на специальных держателях могут быть установлены попарно соединенные дискообразные щетки (инструмент ИОР-1220), что значительно улучшает степень очистки поверхности трубопровода.
Характеристика этих машин приведена в таблице 3.3.
Рисунок 3.1- Схема очистного устройства ОУ-820 конструкции ПКТБА:
1 - корпус разъемный; 2 - тележка; 3 - ролик тележки; 4 - ротор разъемный; 5 - ролик ротора; 6 - скребок; 7 - щетка; 8 - привод; 9 - цепь.
Таблица 3.2-Характеристика очистных устройств для выборочного ремонта
Скорость передвижения устройства по трубе, м/ч
- диаметр, описываемый деталями ротора
Наружный диаметр обрабатываемого трубопровода, мм
Суммарная потребляемая мощность, кВт
Расстояние от пульта управления до бровки траншеи, м, не менее
Кропоткинский машиностроительный завод освоил выпуск комбайнов серии ОМ (ОМ-151 П, ОМ-322 П, ОМ-52 П), которые позволяют производить все операции, связанные с очисткой и изоляцией трубопроводов диаметром до 530 мм. Но предназначены эти машины для выполнения соответствующих работ при строительстве новых трубопроводов.
За рубежом разработана и прошла успешно испытания конструкция машины для очистки трубопроводов от старой изоляции, в которой в качестве режущего органа использованы специальные цепи (chain machine).
Машина приводится в действие гидроприводом и имеет двухосную конструкцию. Приводные валы (оси) расположены над и под трубой, что обеспечивает полный охват трубы цепями. Привод цепей обеспечивается с помощью специальных дисков, закрепленных на валах. Одной цепи хватает на очистку 5 миль трубы.
Для повышения степени очистки наружной поверхности трубы от старой изоляции используется устройство пескоструйной очистки (blastair).
Рисунок 3.2- Устройство очистки трубопроводов от старой изоляции (УОСИ).
Гидравлический способ очистки наружной поверхности трубы от старой изоляции основан на подаче воды под давлением (до 140 МПа) через специ-альные форсунки. Схема такой очистной машины приведена на рисунке 3.3.
Рисунок 3.3- Схема очистной машины для удаления старой изоляции струями воды (а - вид сбоку; б - вид спереди):
1 - трубопровод; 2 - рама; 3 - приводной опорный каток; 4 - поддерживающий каток; 5 - вращающиеся форсунки для воды; 6 - откидывающийся узел с форсунками.
На трубопроводе диаметром 864 мм производительность очистки достигла 1,5 погонных метра в минуту при расходе воды 50...60 л на 1 погонный метр. Однако, следует иметь в виду, что использование этого способа очистки возможно только при положительной температуре окружающей среды. Для предотвращения быстрого появления ржавчины на влажной трубе после очистки поверхность трубы необходимо сушить. Необходимо также отметить, что для нормальной работы этой системы требуется чистая, специально подготовленная вода.
Как уже указывалось выше, очистка путем динамического воздействия на изоляцию производится пескоструйным, дробеструйным и дробеметным способами.
В зарубежной практике эти способы используются обычно для доочистки после снятия изоляции цепной машиной или гидравлической очистки. В частности, по технологии, предлагаемой фирмой CRC-Evans, после очистки гидравлическим способом применяется дробеметная очистка.
Пескоструйный и дробеструйный способы заключаются в том, что сжатый воздух от компрессора при давлении 0,5...0,7 МПа подает на поверхность трубы абразив, который, ударяясь о поверхность трубы, снимает остатки изоляции, окалину и ржавчину независимо от степени поражения труб коррозией. В качестве абразива используют либо речной песок, либо дробь.
В частности, использование в качестве абразивного материала медной дроби вместо песка повышает производительность подготовки поверхности трубы на 30%. Скорость очистки достигает до 1,1 погонного метра/мин. Схема машины для пескоструйной и дробеструйной очистки приведена на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4- Схема пневматической машины для подготовки поверхности трубопровода дробеструйным и пескоструйным способами (а - вид спереди; б - вид сбоку):
1 - трубопровод; 2 -- двигатель; 3 - катки; 4 - форсунка для песка (дроби); 5 - поддон для сборки песка (дроби); 6 - патрубки для отсасывания пыли.
Абразивный материал после использования очищается воздухом и может быть использован повторно. Машины выполнены герметично, так что ни абразивный материал, ни пыль практически не поступают в окружающую среду, что делает операцию по очистке безопасной для обслуживающего персонала и экологически чистой.
Особенностью машин, использующих дробеметный способ, является то что нагнетание дроби на поверхность трубы производится с помощью специальных роторов, приводимых во вращение индивидуальными электродвигателями.
При подготовке поверхности трубопровода с помощью такой машины дневная производительность достигала 920 погонных метров.
Защита нефтепроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки, наличия и величины блуждающих токов должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.
Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки нефте-проводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.
В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации нефтепроводов применяют два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.
Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, нефтепроводах диаметром 1020 мм и более независимо от условий прокладки, а также на нефтепроводах любого диаметра, прокладываемых:
в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);
в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;
на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, б том числе на защитных футлярах и на участках нефтепроводов, примыкающих к ним, в пределах расстояний, устанавливаемых при проектировании в соответствии с табл. 3 и 4 СНиП 2.05.06-- 85*;
на пересечениях с различными трубопроводами -- по 20 м в обе стороны от места пересечения;
на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;
на участках нефтепроводов с температурой транспортируемого продукта 313 К (40 °С) и выше;
на участках нефтепроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также границ населенных пунктов и промышленных предприятий.
Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.
Тип и вид защитных покрытий устанавливаются рабочим проектом.
Противокоррозионную защиту магистральных нефтепроводов изоляционными покрытиями при любом способе прокладки (подземном, наземном, надземном, подволдом) необходимо выполнять согласно требованиям проекта, стандартов, ТУ на изоляционные и оберточные материалы, СНиП 2.05.06 -- 85* и предложений настоящей главы.
Защитные свойства изоляционных покрытий стыковых соединений (при применении труб с заводской изоляцией), отремонтированных участков (поврежденных изоляционных покрытий), а также покрытий мест присоединения к трубопроводу запорной арматуры, фитингов, проводов и кабелей средств электрохимической защиты должны соответствовать защитным свойствам покрытия трубопровода.
4.2.Очистка поверхности нефтепроводов
Изолируемые трубопроводы перед нанесением грунтовочного слоя или изоляционного покрытия следует очистить от ржавчины, земли, пыли, снега, наледи, копоти, масла, поддающейся механической очистке окалины и других загрязнений, а при необходимости высушить и подогреть.
Очищенная поверхность трубопровода под полимерные липкие ленты или битумные покрытия должна соответствовать согласованному с заказчиками эталону, а под лакокрасочные покрытия -- требованиям действующих ГОСТов.
Характеристику очищенной стальной поверхности от окислов определяют визуальным осмотром с помощью передвижной пластины из прозрачного материала размером 25 х 25 мм с взаимно перпендикулярными линиями, образующими квадратики размером 2,5 х 2,5 мм. Инструментальным методом характеристику очистки поверхности можно определить прибором типа УКСО (ВНИИСТ).
Таблица 4.1-Характеристика степени очистки поверхности труб
Степень очистки стальной поверхности
Характеристика очищенной поверхности
Не более чем на 5 % поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины, точки ржавчины, видимые невооруженным глазом; при перемещении по поверхности прозрачной пластины размером 25х25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 10 % площади пластины
Не более чем на 10 % поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины и ржавчины, видимые невооруженным глазом; при перемещении по поверхности прозрачной пластины размером 25х25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 30 % площади пластины
Степень очистки поверхности труб перед нанесением покрытий должна соответствовать виду защитного покрытия и требованиям, указанным в таблице 4.1.
Запрещается проводить очистные работы во время дождя, снегопада, тумана, так как это приводит к быстрому возникновению налета ржавчины и необходимости повторной очистки трубопровода.
Битум БН 90/10, БН 70/30 или БНИ-V. Бензины неэтилированные: авиационный Б-70 или автомобильные А-72 и А-76.
Битум БН 70/30 или БНИ-V. Бензин неэтилированный авиационный Б-70.
При проведении изоляционных работ в зимнее время во избежание растрескивания нанесенной на трубопровод грунтовки, а также для ее лучшей прилипаемости к поверхности трубопровода используют битумно-клеевые грунтовки, содержащие 5...10 % от общей массы полиизобутиленового клея (раствор полиизобутилена в бензине Б-70). Полиизобутилен П-20 обладает большой липкостью, поэтому при добавлении его к грунтовке существенно повышаются ее липкость и морозостойкость, а также улучшаются другие характеристики, что позволяет применять такую грунтовку под полимерные ленты отечественного производства. При этом следует иметь в виду, что при приготовлении грунтовки для изоляции трубопровода липкими лентами нельзя использовать битумно-резиновую мастику вместо битума, так как входящая в ее состав резиновая крошка не позволяет получить тонкий равномерный слой. При использовании импортных полимерных лент необходимо применять только клеевые грунтовки.
Битумно-полимерные грунтовки (ГТ-832 НИК, ВИКСИНТ-V-4-21 ГТ-760 ИН, ГТ-831 НИ) [1] изготавливаются в заводских условиях и рекомендуются для круглогодичного применения. В их состав кроме битума БН входят синтетический каучук, ингибиторы, растворители, фенолформальдегидная смола. Эти грунтовки можно использовать в конструкциях для нанесения под битумные изоляционные материалы, под полимерные ленты, а также в качестве самостоятельного защитного покрытия.
В настоящее время широкое применение находит битумно-полимерная грунтовка ГПБ-1 (ТУ 5775-038-00417105-96), разработанная ИПТЭР.
Грунтовка представляет собой каучуко-битумную композицию на углеводородном растворителе. Она предназначена для нанесения на наружную поверхность подземных трубопроводов под изоляционные покрытия из липких лент на основе полиэтилена и поливинилхлорида покрытий на основе битумных мастик при температуре эксплуатации -40...+40°С.
Таблица 4.3-Состав битумно-резиновых мастик (в % по массе)
Наполнитель вводят в битум для повышения сопротивляемости механичес-ким воздействиям, обеспечения вязкости при нанесении мастики на трубопровод, понижения чувствительности к низким температурам, увеличения срока службы.
Пластификатор уменьшает хрупкость мастики при отрицательных температурах.
Цифры в марке мастики обозначают температуру ее размягчения в °С по методу "кольцо и шар" (К и Ш). Чем больше цифра, тем выше температура продукта, допускаемого к перекачке.
Мастика битумно-полимерная изготавливается на основе нефтяного битума путем добавления различных наполнителей и пластификаторов, в качестве которых могут использовать порошковый полиэтилен, полидиен, асбест, молотый известняк и др.
Более совершенны битумно-полимерные мастики Изобитэп-Н, Изобитэп-30, применяемые для наружной изоляции подземных стальных трубопроводов.
В настоящее время находят применение битумно-минеральные мастики типа "Сомастик". Покрытие с этими мастиками отличается высокой прочностью и более пригодно для транспортировки и хранения, поэтому его выгоднее применять при изоляции труб в базовых условиях.
Толщина покрытия из мастики "Сомастик" значительно превышае толщину покрытий из битумных мастик. Например, для труб диаметра 203 мм толщина покрытия составляет 12,7 мм.
Изоляционные материалы, нанесенные на наружную поверхность трубопровода, недостаточно прочны, чтобы выдержать нагрузки, возникающие в процессе сооружения, эксплуатации и ремонта трубопровода. Поэтому для предохранения изоляции от механических повреждений применяют армирующие материалы. Наносимые на слой незастывшей мастики, армирующие материалы погружаются в нее и после застывания выполняют роль арматуры, увеличивающей прочность изоляционного покрытия.
В качестве армирующего материала обычно используют нетканный стеклохолст типов ВВ-К и ВВ-Г, который представляет собой рулонный материал из перекрещенных стеклянных волокон, склеенных синтетическим связующим (мочевино-формальдегидной или карбамидной смолой, поливинил-ацетатной эмульсией, каучуковыми латексами или композициями из этих и других связующих) [1]. Основные показатели нетканного стеклохолста приведены в таблице 4.4.
В настоящее время в качестве армирующего материала находит применение непрошитая стеклосетка (НПСС) - ТУ 48-00205009-122-95.
Таблица 4.4-Основные показатели нетканного стеклохолста типов ВВ-К и ВВ-Г
Число изгибов под углом 180° до появления трещины, не менее
Одним из основных видов изоляционных покрытий подземных трубопроводов являются полимерные изоляционные ленты. Их выпускают на основе поливинилхлорида (ПВХ) и полиэтилена. Изоляционные ленты могут быть липкими и нелипкими. Липкие ленты состоят из полимерной пленки-основы, на которую наносят подклеивающий липкий слой. К ним относятся ленты отечественного и зарубежного производства. Основа ленты воспринимает, главным образом, механические и химические воздействия грунта и обладает высокими электроизоляционными и другими свойствами, обеспечивающими защиту трубопровода от коррозии. Подклеивающий липкий слой кроме перечисленных функций способствует также герметизации нахлеста между слоями ленты, а также удержанию покрытия на защищаемой поверхности металла. На некоторых лентах отечественного производства на ленту-основу наносят нелипкий слой определенного состава, который, соединяясь со специальной грунтовкой, нанесенной на трубопровод, обеспечивает основные защитные функции.
Клеевые грунтовки, изоляционные ленты и обертки необходимо наносить на трубопровод одновременно и, как правило, механизированным способом при совмещенном методе производства изоляционно-укладочных работ.
Для каждого типа изоляционной ленты применяют соответствующие клеевую грунтовку и обертку. Замена, клеевых грунтовок различных форм запрещается.
Температурный интервал эксплуатации, °С
Температурный интервал нанесения, °С
ПЭ композиция ПЭ композиция ПЭ композиция
Марка материала (страна- изготовитель)
Прочность при растяжении, кгс/ см ширины
Адгезия к основе ленты, кгс/ см ширины
Наружный диаметр изолируемых трубопроводов, мм
Средний ресурс до капитального ремонта, ч
Битумная мастика закачивается из емкости двумя шнековыми насосами и через щели поливочного устройства подается на поверхность трубопровода, где формируется при помощи формующих желобов.
Нанесение изоляционной ленты происходит за счет вращения шпули вокруг трубопровода и поступательного движения машины.
Управление машиной осуществляется с бровки траншеи при помощи пульта управления, расположенного на телескопической штанге.
Машины ИМГ-820 и ИМГ-1220 предназначены для нанесения грунтовки и рулонных изоляционных материалов на наружную поверхность магистральных трубопроводов диаметром от 630 мм.
В этих машинах грунтовка подается на поверхность трубопровода и растирается двумя полотенцами, закрепленными на механизм намотки.
Характеристики вышеуказанных машин приведены в таблице 4.8.
Для проведения изоляционных работ при выборочном ремонте на трубопррводах диаметром 720 и 820 мм ИПТЭР разработано устройство УИ-820, которое может работать как с электроприводом, так и без него.
При работе устройства без электропривода на трубопроводе монтируется только ротор со шпулей. Вращение ротора осуществляется вручную, при этом ролики обкатывают трубопровод по винтовой линии, перемещаясь вдоль трубопровода. Нанесение на трубопровод рулонных изоляционных материалов происходит за счет вращательно-поступательного движения шпули.
Таблица 4.8-Характеристики изоляционных машин типа ИМГ
Наружный диаметр изолируемого трубопровода, мм
Максимальная производительность, м/ч
Усилие натяжения рулонных материалов, кгс/см
При работе устройства с электроприводом на трубопроводе монтируется также приводная каретка, подсоединяемая к ротору.
Управление устройством в этом случае осуществляется с бровки траншеи через пульт управления, расположенный на телескопической штанге.
Ниже приведена техническая характеристика изоляционного устройства УИ-820:
скорость передвижения по трубопроводу (с электроприводом), м/ч, не менее 50
габаритные размеры (с электроприводом, без пульта управления), мм
- мощность электродвигателя, кВт 1,5
Аналогичное устройство для ручной изоляции магистральных трубопроводов разработано в ОАО "Приволжские магистральные трубопроводы". Предлагаемая машина для ручной изоляции (МРИ) предназначена для изоляции полимерной лентой трубопроводов диаметром от 219 до 1220 мм. Основные технические характеристики машин этого типа приведены в таблице 4.9.
Таблица 4.9-Технические характеристики машин типа МРИ
Наружный диаметр изолируемой трубы, мм
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 [129,7 K], добавлен 26.06.2010
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 [618,9 K], добавлен 12.03.2015
Анализ современного состояния нефтепроводного транспорта России. Общая характеристика трассы нефтепровода "Куйбышев-Лисичанск". Проведение комплексной диагностики линейной части магистрального нефтепровода. Принципиальные схемы электрических дренажей. дипломная работа [2,3 M], добавлен 23.01.2012
Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций. курсовая работа [146,7 K], добавлен 12.12.2013
Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение. Расчет толщины стенки нефтепровода. Проверка прочности и устойчивости трубопровода. курсовая работа [179,7 K], добавлен 29.08.2010
Географическое положение, климатическая характеристика трассы газопровода Владивосток-Далянь. Расчет толщины стенки трубопровода, проверка ее на прочность, герметичность и деформацию. Проведение земляных и сварочно-монтажных работ в обычных условиях. курсо
Проект замены изоляции на подводном переходе магистрального нефтепровода Куйбышев-Тихорецк через реку Волга курсовая работа. Производство и технологии.
Курсовая работа по теме Финансовый анализ на предприятиях малого бизнеса как основа повышения эффективности деятельности на ...
Реферат по теме Разработка и исследования авторегулируемого токоприемника
Старики Родители На Могиле Сына Сочинение
Реферат: Операции на грудной стенке и органах грудной полости
Реферат по теме Государственный и муниципальный земельный контроль
Реферат по теме Династия промышленников Мальцевых
Огэ Сочинение 9.3 Темы И Примеры
Сочинение Интересная Встреча 10 Предложений
Курсовая работа по теме Оценка эффективности медийной интернет-рекламы
Реферат: Научные статьи, ы
Реферат: Участники гражданского процесса
Реферат: Ревельское сражение
Курсовая работа по теме Анализ показателй по труду на предприятии торговли.
Написать Сочинение Про Родину
Инновационные Подходы Управления Организацией Курсовая
Литература Эпохи Просвещения Реферат
Реферат по теме Дроздовский и дроздовцы
Контрольная работа по теме Сортировка строк матрицы в программе Pascal
Диссертация На Тему Правовая Защита Детей Сирот
Реферат Глобальные Экологические Проблемы Человечества
Руководство игровой деятельностью в дошкольном учреждении - Педагогика курсовая работа
Программа определения достижимости населенного пункта в системе односторонних дорог - Программирование, компьютеры и кибернетика курсовая работа
Совершенствование делопроизводства - Бухгалтерский учет и аудит реферат