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

1 ВВЕДЕНИЕ

Развитие многих отраслей промышленности определяется надежностью работы системы нефте- и нефтепродуктопроводов. В то же время, согласно статистическим данным, количество отказов на магистральных трубопроводах остается довольно высоким.

Это связано в первую очередь с коррозионным износом трубопроводов, т. е. с их старением.

Кроме того, причинами отказов могут быть некачественные строительные материалы, недоброкачественное выполнение строительно-монтажных работ и, наконец, несвоевременное и некачественное выполнение ремонтных работ на линейной части магистральных трубопроводов.

Несвоевременное выполнение ремонтных работ часто связано с несовершенством диагностики состояния стенок труб, сварных соединений и изоляции, а качество выполнения ремонтных работ - с совершенством применяемых машин и механизмов, качественной организацией операционного контроля на всех этапах ремонта и, наконец, с грамотным выполнением требований технологии ремонта.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят большой экономический ущерб не только из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

В настоящее время вопросам капитального ремонта уделяется большое внимание: разработаны новые типы землеройных машин для снятия плодородного слоя над трубопроводом, для вскрышных работ и удаления грунта из-под трубопровода, значительно усовершенствована технология очистки и изоляции трубопроводов, разработаны новые технологии диагностики и восстановления стенки трубопроводов.

Внедрение новых машин и технологий в процесс ремонта позволит избежать неприятных последствий аварийных отказов.

В данном курсовом проекте рассматривается замена изоляции на подводном переходе магистрального нефтепровода Куйбышев-Тихорецк через реку Волга и производится проверочный расчет толщины стенки на прочность и деформацию, а также проверка на устойчивость данного нефтепровода на подводном переходе.

2 ВСКРЫТИЕ ТРУБОПРОВОДА

.1 Общие положения

Капитальный ремонт нефтепроводов по характеру и технологии проведения работ подразделяют на следующие виды:

- с заменой трубы;

- с заменой изоляционного покрытия;

- выборочный ремонт.

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;

е) выполнение сварочных работ;

ж) окончательная очистка трубопровода;

з) нанесение грунтовки;

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.

2.3 Уточнение положения трубопровода

магистральный нефтепровод ремонт

Во избежание повреждения трубопровода при его вскрытии ковшом экскаватора проводится определение его положения с помощью различных приборов (ИТ-5, ТПК-1, ВТР-ГУ и др.) [1].

Принцип действия искателей трубопровода основан на использовании электромагнитной индукции и заключается в обнаружении трубопровода при помощи приемника переменного магнитного поля, искусственно создаваемого при помощи генератора вокруг трубопровода. Схема подключения генератора к трубопроводу и поисковая антенна приведены на рисунке 2.1.

Согласно схеме, генератор подключается к трубопроводу и при включении наводит вокруг него переменное магнитное поле, которое улавливается антенной и передается на головные телефоны.

Ниже приводится последовательность операций при использовании прибора ИТ-5.

При определении места нахождения трубопровода антенну располагают перпендикулярно предполагаемому положению трубопровода и перемещают в горизонтальной Плоскости вправо и влево от трубопровода. Положению антенны над осью трубопровода соответствует максимум сигнала в головных телефонах (рисунок 2.2 а).

Рисунок 2.1- Схема подключения генератора к трубопроводу:

- 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

- 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:

- 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.

2.4 Снятие плодородного слоя почвы и планировка полосы отвода в зоне движения машин

Работы по снятию плодородного слоя почвы в зоне ведения ремонтных работ вдоль трассы трубопровода должны производиться в соответствии с проектом рекультивации земель, входящим в состав рабочего проекта.

Ширину полосы земель, отводимых для капитального ремонта трубопровода, надлежит устанавливать согласно таблицей 2.1.

Минимальная ширина полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, должна равняться ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону. С целью же сохранения плодородного слоя рекомендуется в ширину полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, включать 0,5 м с одной стороны траншеи, зону разработки траншей и отвала минерального грунта и зону работы бульдозера (зона III) (рисунок 2.4) [1].

Таблица 2.1-Норма отвода земель

Диаметр трубопровода, мм	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)
1	2	3
1	2	3
До 426 включительно	20	28
Более 426 до 720	23	33
Более 720 до 1020	28	39
Более 1020 до 1220	30	42
Более 1220 до 1420	32	45

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:

)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:

- в немерзлых грунтах - 0,8;

- в мерзлых грунтах - 0,4;

- ширина разрабатываемой выемки, м, не менее: 5.

2.5 Разработка траншеи

При ремонте трубопровода имеют место два случая [1]:

) при ремонте с подъемом он вскрывается до нижней образующей (рисунок 2.5 а);

)при ремонте без подъема (с подкопом) трубопровод должен быть вскрыт ниже нижней образующей на глубину не менее 1 м (рисунок 2.5 б).

При механизированном способе выполнения ремонтных работ размеры траншеи должны быть достаточными для свободного перемещения по трубе очистных и изоляционных машин. Ширина траншеи по низу должна быть не менее Dн + 1,0 м.

При разработке траншеи специальными вскрышными экскаваторами ее ширина по низу b равна:

b=Dн+2к,

где Dн - наружный диаметр трубопровода;

к - ширина режущей кромки рабочего органа машины.

Для трубопроводов диаметром 219...530 мм к =0,5 м; более 530 мм -к = 0,7м.

При разработке траншеи одноковшовым экскаватором:

b=Dн+2к+2δ,

где δ - расстояние от режущей кромки экскаватора до трубы. Обычно принимают δ = 0,15...0,2 м.

Траншеи с вертикальными стенками без крепления разрабатываются в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на следующую глубину:

- в насыпных песчаных и гравийных грунтах - не более 1 м;

- в супесях - не более 1,25 м;

- в суглинках и глинах - не более 1,5 м;

- в особо плотных грунтах - не более 2,0 м.

При большей глубине траншей необходимо разрабатывать их с откосами, заложение которых должно соответствовать величинам, указанным в справочной литературе.

Чаще всего разработку траншей ведут обычными одноковшовыми экскаваторами. Однако, на прямолинейных участках трассы со спокойным рельефом местности можно разрабатывать траншею специальными вскрышными экскаваторами.

ВНИИСПТнефть была разработана серия вскрышных экскаваторов для труб различного диаметра (ЭВ-529, ЭТР-377 РС, ЭТР-720 РС и др.).

Рабочий орган вскрышных экскаваторов последних модификаций представляет собой два ротора, установленных на раме. Между роторами смонтирован отвальный нож с приваренными к нему открылками, образующими плут.

Рисунок 2.5- Поперечный профиль траншеи трубопровода:

а- при ремонте с подъемом; б- при ремонте без подъема.

С помощью роторов рабочего органа траншея разрабатывается до заданной глубины. Одновременно ножом, укрепленным в верхней части конструкции, разрезается грунт и разваливается по обе стороны трубопровода в ковши роторов и доставляется на транспортер.

Однако, из-за большого диаметра ротора применение экскаваторов этого типа на криволинейных участках трубопровода затруднительно.

НИТЦ "Ротор" разработал машину для вскрытия трубопроводов;

(МВТ), которая как и МПРГ-1, имеет два рабочих органа, разрабатывающих грунт по обе стороны от трубопровода.

Разработанный грунт транспортируется скребками рабочих органов во вращающийся ротор, который отбрасывает его в любую сторону и на любое заданное расстояние в пределах 8 м от оси трубопровода.

Технические характеристики машины МВТ следующие:

- техническая производительность, погонный метр в час, в грунтах 1 категории при диаметре труб:

-530, 630 мм-100;

- 720, 820 мм - 80;

-1020, 1220 мм - 60;

- профиль траншей:

- ширина по верху, м - 3,5...4,5;

- ширина по дну, м - 2,2...2,7;

- глубина, м - до 4,1.

При ремонте трубопровода без подъема возникает необходимость в удалении грунта из-под трубы с целью ее осмотра и обеспечения прохода очистных и изоляционных машин различных типов.

Одна из конструкций подкапывающих машин, разработанных бывшим ВНИИСПТнефть.

Ходовой механизм шагающего типа с устройством фиксации на трубопроводе создает напорное усилие, позволяющее машине перемещаться по поверхности трубы со скоростью 100 (170) погонных метров в час.

Рабочие органы в виде двух роторов, установленных на вертикальных валах электродвигателей, обеспечивают разработку грунта под трубопроводом без его удаления из траншеи.

Основные параметры подкапывающих машин этого типа приведены в таблице 2.2.

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:

толщина-120... 700;

- ширина - не менее 1300;

- техническая производительность в грунтах 1 категории, погонных метров в час: не менее 120;

Таблица 2.2-Основные технические характеристики подкапывающих машин типа МПТ

Параметры	Типы машин
	МПТ-720	МПТ-1020	МПТ-1220
Диаметры подкапываемых трубопроводов, мм	720 820	1020	1220
Глубина подкопа, мм	500;530	500	500
Производительность, м/ч	80...170	60... 110	60...110
Мощность, кВт	25	30	35
Число роторов, шт	2	2	2

- минимальный радиус кривизны подкапываемого трубопровода в плане: не более 90 Dтр;

- количество роторов: 2;

- номинальная мощность электродвигателя ротора, кВт: 30;

тип ходового механизма: гусеничный трубоход;

- масса машины в рабочем положении, кг: не более 3500.

2.6 Проверка технического состояния трубопровода после его вскрытия

При ремонте трубопровода с укладкой его на лежки перед подъемом сварные швы очищаются от старой изоляции, ржавчины, загрязнений и подвергаются сплошному визуальному осмотру.

В зависимости от результатов осмотра, сварные швы, вызывающие сомнения с точки зрения прочности, подвергаются контролю физическими методами (магнитографическим, радиографическим или ультразвуковой дефектоскопией) и при необходимости ремонтируются до подъема трубопровода или вырезаются.

3 ОЧИСТКА ТРУБОПРОВОДА ОТ СТАРОЙ ИЗОЛЯЦИИ

В общем случае все методы очистки трубопроводов можно раздели на три группы: механические методы, химические и термические.

Однако, применение химических и термических методов при выполнении ремонтных работ на действующих нефтепроводах правилами капитального ремонта запрещено. Таким образом, в практике ремонта трубопроводов и в нашей стране и за рубежом применяют только механические методы очистки.

В свою очередь, механические методы можно условно разделить на 3 вида:

1) срезание старой изоляции с помощью резцов (ножей), цепей, щеток или тросов;

2) очистка путем динамического воздействия на изоляцию пескоструйный, дробеструйный или дробеметный способы очистки;

3) гидродинамический способ - очистка от изоляции в результате воздействия воды, нагнетаемой под высоким давлением.

Первые очистные машины для снятия старой изоляции при капитальном ремонте нефтепроводов были разработаны и внедрены производство бывшим ВНИИСПТнефть. Это был ряд машин типа ОМС: ОМС-1, ОМС-2, ОМС-2М/219-273, ОМС-2М/325, ОМС-2М/377-426, ОМС-2М/508 и ОМС-720 РС [1].

Некоторые конструктивные особенности этих машин (разъемный рабочий орган и корпус рабочего органа, прижатие резцов к телу трубы при вращении ротора за счет центробежных сил, два рабочих органа оснащенных резцами) используются и в современных очистных машинах.

Позднее этим же институтом для снятия битумной изоляции были разработаны более совершенные очистные машины серии МПП, а для снятия полимерной изоляции - машины типа ОМП.

В настоящее время ИПТЭР разработан новый ряд очистных машин типа ОМГ. Эти машины предназначены для подготовки наружной поверхности магистральных трубопроводов под новые изоляционные покрытия, в том числе и полимерные, при капитальном ремонте с заменой изоляции и при ремонте с заменой труб.

Машины имеют два ротора, передний из которых оснащен резцами, задний - щетками. Управление машиной осуществляется с бровки траншеи при помощи пульта, смонтированного на телескопической штанге.

Машины типа, ОМГ могут работать как в горных условиях (с уклоном трубопровода до 35°), так и на равнинной местности (с уклоном трубопровода до 8°).

Техническая характеристика очистных машин этого типа приведена таблице 3.1.

Для проведения очистных работ при выборочном ремонте трубопровода ИПТЭР разработано очистное устройство УО-820, предназначенное для снятия старой битумной и полимерной изоляции на трубопроводах диаметром 720 и 820 мм.

Таблица 3.1-Техническая характеристика очистных машин типа ОМГ

Основные параметры	Тип машины
	ОМГ-530	ОМГ-820	ОМГ-1220
1	2	3	4
Диаметр ремонтируемого трубопровода, мм	377;426;530	630;720; 820	1020;1220
Суммарная мощность, кВт	25	41	48
Частота вращения венцов рабочих органов, об/мин	295	240	170
Максимальная скорость передвижения машины, м/ч	400	400	400
Число рабочих органов, шт	2	2	2
Число рабочих инструментов на рабочем органе, шт: Резцов Щеток	4 8	4 4	4 4
Степень очистки (в % к площади обрабатываемой трубы)	100	100	100
Масса, кг	1900	2500	3500
Габаритные размеры (без пульта управления), мм: Длина Ширина Высота	2805 1345 1590	2900 1680 1970	2865 2310 2800

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

Основные параметры	Значения параметров
	УО-820 (ИПТЭР)	ОУ-820 (ПКТБА)
Мощность электродвигателя, кВт	2,2	1,5
Частота вращения ротора, об/мин	37,2	30; 40; 50
Скорость передвижения устройства по трубе, м/ч	25	15
Рабочий инструмент	4 резца	Скребок, щетка
Габаритные размеры, мм: - длина - ширина - высота - диаметр, описываемый деталями ротора	100 1500 1700 -	960 - - 1200
Масса, кг	350	144

Таблица 3.3-Основные параметры очистных машин типа МПП

Основные параметры	Типы машин
	МПП-325-М	МПП-530М	ИПП-820М	МПП-1020М
1	2	3	4	5
Наружный диаметр обрабатываемого трубопровода, мм	273 325	377 426 529	720 820	1020 1220
Суммарная потребляемая мощность, кВт	11,5	23,5	27,1	30
Скорость передвижения по трубе, м/ч: 1 передача 2 передача 3 передача	160 260 440	160 260 440	160 260 440	160 260 440
Число рабочих органов, шт	2	2	2	2
Габаритные размеры (без пульта управления), мм, не более: Длина Ширина Высота	1880 1100 788	2420 1380 1340	2970 1700 1590	3500 2500 2400
Масса, кг	950	1850	2075	2380
Расстояние от пульта управления до бровки траншеи, м, не менее	0,7	0,7	0,7	0,7
Усилие на рукоятке пульта, Н	35	41	55	58

Для очистки трубопровода от старой изоляции при выборочном ремонте НПП "Август" разработано устройство очистки от старой изоляции - УОСИ. Устройство предназначено для очистки от битумной изоляции трубопроводов диаметром 325...820 мм. Устройство имеет разъемную конструкцию, просто в обслуживании и регулировке. В качестве рабочего инструмента в устройстве используются стальные тросы, плотно прилегающие к поверхности трубы. Устройство буксируется любым тягачом, т. е. очистка осуществляется при продольном перемещении устройства по трубопроводу Принципиальная схема одного из видов такого устройства приведена на рисунке 3.2.

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).

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.

3.1 Контроль качества очистки поверхности трубопровода

Согласно правил капитального ремонта подземных трубопроводов, качество очистки поверхности трубопровода может определяться визуальным осмотром с помощью пластины из прозрачного материала размером 25х25 мм с взаимно перпендикулярными линиями, образующими квадратики размером 2,5х2,5 мм.

Степень очистки поверхности считается удовлетворительной, если окалиной и ржавчиной занято не более 10 % площади пластины при подготовке поверхности под пленочные покрытия и не более 30 % площади пластины при подготовке поверхности под битумно-мастичные покрытия.

Можно проводить контроль очистки поверхности и инструментальным способом. В частности, ВНИИСТом разработан прибор УКСО-1, с помощью которого можно определять качество очищенной поверхности трубопровода путем измерения электрической проводимости поверхностного слоя [1]. Этот прибор монтируется на трубоочистной машине и служит для автоматического непрерывного 100 % -ного контроля. Принципиальная схема устройства прибора УКСО-1 показана на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5- Схема устройства УКСО-1:

1 - контактный ролик; 2 - передающий блок; 3 - источник питания; 4 - линия связи; 5 - усилитель-преобразователь; 6 - усредняющий интегратор; 7 - индикатор; 8 - очищаемая труба.

Особенность устройства состоит в том, что электроконтактный датчик установлен на роторе очистной машины. Вращаясь вместе с ротором вокруг трубы, он передает информацию о чистоте поверхности трубы.

Контрольный измерительный ролик 1 включен через источник тока 3 и резистор R в измерительную цепь, образованную контролируемой трубой 8 и поверхностью ролика. Так как другой полюс источника тока накоротко соединен с трубой, ток в цепи будет определяться только проводимостью контакта ролик- поверхность трубы.

Если поверхность трубопровода очищена от продуктов коррозии, контакт обладает хорошей проводимостью и в измерительной цепи возникает электрический ток, который управляет работой генератора колебаний радиочастоты передающего блока 2. Контактный ролик и передающее устройство закреплены на рабочем вращающемся органе трубоочистной машины. Для передачи информации служит радиоканал 4, образованный передающей и приемной антеннами. Сигнал о степени очистки поверхности поступает в усилитель 5, усредняющий интегратор 6 и выходит на стрелочный индикатор 7. Элементы 5, 6, 7 образуют приемный блок. Благодаря усредняющему интегратору стрелочный индикатор показывает среднее значение степени очистки трубы за 1-2 оборота рабочего органа очистной машины. Прибор УКСО-1 имеет световую сигнализацию качества очистки: "плохая" - красная лампа (0... 40 % условной степени очистки), "удовлетворительная" - мигающая зеленая лампа (40... 60 %) и "хорошая" - зеленая лампа (65... 100 %).

В трассовых условиях возможна запись показаний степени очистки трубопровода на диаграмму самопишущим прибором, который подключается к приемному блоку.

Более совершенным устройством для контроля степени очистки является прибор УКСО-2, разработанный во ВНИИСТ.

Информация о качестве очищаемой поверхности передается машинисту в виде светового сигнала: красный свет - плохая очистка; белый - удовлетворительная; зеленый - хорошая. Количественную оценку степени очистки осуществляют при помощи стрелочного прибора.

Основные технические характеристики прибора УКСО-2:

диаметр контролируемых труб, мм: 84...1420;

число оборотов рабочего органа машины, об/с: 1...10;

напряжение питания (постоянный ток), В: 12...24;

температурный диапазон, °С: -40...+40;

потребляемая мощность, Вт: 10.

4. ИЗОЛЯЦИОННО-УКЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ

.1.Защита нефтепроводов от подземной коррозии нанесением покрытий

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:

южнее 50° северной широты;

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 блуждающих токов;

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.

.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

Вид противокоррозионного покрытия	Степень очистки стальной поверхности	Характеристика очищенной поверхности
Ленточные (холодного нанесения)    Битумно-мастичные, пластобит-ные	3     4	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.

4.3 Изоляционные материалы

4.3.1 Грунтовка (праимер)

Поверхность трубопровода, даже после очистки ее до металлического блеска, остается шероховатой. Если в этом случае битумную мастику наносить на холодную поверхность трубопровода, то за короткий промежуток времени она охладится от температуры 433...453 К до температуры трубопровода и не успеет заполнить все неровности на его поверхности, а, следовательно, не обеспечит прочное сцепление с металлом трубы. При нанесении полимерной ленты на трубопровод без грунтовки хорошее сцепление с поверхностью не будет обеспечиваться, так как лента будет соприкасаться только с выступами металла, не касаясь микровпадин.

При нанесении изоляционного покрытия на битумной основе используют грунтовки следующих видов: битумную, битумно-клеевую и битумно-полимерную.

При изготовлении битумной грунтовки битум растворяют в бензине в соотношении 1:3 (по объему) или 1:2 (по массе). Состав битумных грунтовок в зависимости от сезона нанесения приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2-Составы битумных грунтовок

Грунтовки	Состав
Битумная для летнего времени	Битум БН 90/10, БН 70/30 или БНИ-V. Бензины неэтилированные: авиационный Б-70 или автомобильные А-72 и А-76.
Битумная для зимнего времени	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.

4.3.2 Мастики изоляционные битумные

Для изоляции трубопроводов используют мастики следующих видов: мастика битумно-резиновая (МБР), мастика битумно-полимерная (МБП) и мастика битумно-мйнеральная (МБМ) [1].

В состав битумно-резиновых мастик входят нефтяной битум (88...93 %), наполнитель - резиновая крошка (5...10 %) и пластификатор (5...7%)

Таблица 4.3-Состав битумно-резиновых мастик (в % по массе)

Компонент	МБР-65	МБР-75	МБР-90	МБР-100-1	МБР-100-2
Битум нефтяной изоляционный: БНИ IV БНИ V	88 -	88 -	93 -	45 45	- 83
Резиновая крошка	5	7	7	10	12
Пластификатор (зеленое масло)	7	5	-	-	5

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.

4.3.3 Армирующие материалы

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

Показатели	ВВ-К	ВВ-Г
Ширина холста в рулоне, мм	960±20	400±4
Длина холста в рулоне, м	не менее 170	150±2
Число изгибов под углом 180° до появления трещины, не менее	10	10

4.3.4 Полимерные изоляционные ленты

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.

4.3.5 Оберточные материалы

Оберточные материалы, как и армирующие, в битумной изоляции служат для защиты изоляции от механических повреждений. Кроме того, они защищают битумные мастики от оплывания, которое может возникнуть в летнее время от длительного воздействия солнечной радиации на изолированный трубопровод до того, как он будет уложен в траншею и засыпан грунтом.

Основные характеристики отечественных и импортных оберток приведены в таблице 4.5, 4.6 [1].

Таблица 4.5-Основные характеристики и условия применения отечественных оберток

Марка обертки	Технические условия	Материал основы	Толщина, мм	Масса 1 м2, кг	Температурный интервал эксплуатации, °С	Температурный интервал нанесения, °С
ПЭКОМ ПЭКОМ-М ПДБ	ТУ 102-320-86 ТУ 102-320-86 ТУ 21-27-49-76	ПЭ композиция ПЭ композиция ПЭ композиция	0,6±0,05 0,6±0,05 0,55±0,05	0,53 0,53	-30...+50 -30...+50	-30...+50 -30...+50
Лента ПВХ Липкая ПВХ	ТУ 6-19-240-84 ТУ 2245-056-00147105-97	ПВХ ПВХ	0,4±0,05 0,6±0,05	0,50 -	- -30…+40	- -

Таблица 4.6-Основные характеристики импортных оберток

Марка материала (страна- изготовитель)	Толщина, мм			Прочность при растяжении, кгс/ см ширины	Удлинение при разрыве, %	Адгезия к основе ленты, кгс/ см ширины	Масса 1 м2, кг
	Общая	основы	клея
Поликен 955-25 (США)	0,635	0,508	0,127	4,5	350	Не менее 0,3 для всех оберток	0,653
Тек-Рап 260-25 (США) Фурукава Рапко РВ-2 (Япония) Альтене 205-25 (Италия) Пластизол 6010 (СФРЮ)	0,635  0,636  0,635  0,635	0,535  0,500  0,500  0,500	0,100  0,140  0,127  0,135	10,0 11,0  4,5  5,0	400  580  -  380		0,670  0,633  0,653  0,673
Плайкофлекс 650-25 (США) Нитто 56 РА-4 (Япония)	0,635  0,635	0,500  0,535	0,135  0,100	4,47  10,0	200  400		0,640  0,670

4.4 Изоляционные машины и устройства

Первоначально для изоляционных работ при капитальном ремонте трубопроводов использовались изоляционные машины типа ИМ, применявшиеся при строительстве магистральных трубопроводов. Поскольку эти машины имели неразъемные рабочие органы, работы по изоляции приходилось вести с разрезом трубопровода.

В 1962 году НИИТранснефть была сконструирована машина УИМ-14 для изоляционных работ при ремонте трубопроводов. Впоследствии на баз этой машины был разработан ряд машин с разъемным ротором для изоляции трубопроводов диаметром до 1020 мм включительно (УИМ-20 НРС, УИМ-720 РС, УИМ-1020 РС) [1].

Позднее этим же институтом была разработана новая серия изоляционных машин типа МИ, которые широко применяются при выполнении ремонтных работ в настоящее время. Технические характеристики машин этого типа приведены в таблице 4.7.

В настоящее время ИПТЭР разработан новый ряд изоляционных машин типа ИМГ. Машины этого типа позволяют производить изоляционные работы на трубах при угле наклона до 35°, т.е. в горных условиях.

Машины ИМГ-530 и ИМ-820У предназначены для нанесения грунтовки, изоляционных лент и комбинированных покрытий типа "Пластобит".

Грунтовка подается на поверхность трубопровода из бака и растирается полотенцами, закрепленными на переднем роторе.

Таблица 4.7-Характеристики изоляционных машин типа МИ

Параметры	Типы машин
	МИ-530	МИ-820	МГИ-1220
Наружный диаметр изолируемых трубопроводов, мм	377;426;530	630;720;820	1020;1220
Потребляемая мощность, кВт	5,5	10	5,5
Производительность, м/ч	250...580	-	150...460
Скорость передвижения, м/ч	260...581	2Н..:48б	-
Средний ресурс до капитального ремонта, ч	4000	-	-
Габариты, мм: -длина -ширина -высота	2500 1200 2200	2275 1280 2430	- - -
Масса, кг	1250	1800	1200
Ширина рулонного материала, мм	-	450±50	450

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

Параметры	Типы машин
	ИМГ-530	ИМ-820У	ИМГ-820	ИМГ-1220
1	2	3	4	5
Наружный диаметр изолируемого трубопровода, мм	377; 426; 530	630; 720; 820	630; 720; 820	1020; 1220
Мощность электродвигателя, кВт	5,5	11	4,0	7,5
Максимальная производительность, м/ч	580	480	400	320
Масса, кг	1600	2500	2000	1500
Габаритные размеры, мм: -длина -ширина -высота	2450 1230 2100	2535 1570 2450	2550 1400 1850	2860 2020 2620
Усилие натяжения рулонных материалов, кгс/см	1,0...1,5	-	1,0…1,5	1,0…1,5

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

·   масса, кг, не более 350

·   габаритные размеры (с электроприводом, без пульта управления), мм

длина 1650

ширина 1370

высота 1560

- 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

Основные параметры	Показатели машин МРИ
Наружный диаметр изолируемой трубы, мм	219...325	377…530	720...820	1020...1220
Скорость передвижения, м/ч	0,050	0,035	0,025	0,020
Размер полимерной ленты, мм: Ширина шпули Диаметр шпули	230 400	230, 460 400	230, 460 400	230, 400 400
Число шпуль, шт	1	1	1	1
Масса, кг	38	70	92	110

Научно-производственное предприятие (НПП) "Август" разработало изоляционные машины типа МИ...М. Машины имеют усиленные приводы хода и намоточного устройства [1]. Комплектуются тремя шпуледержателями современной конструкции. На машинах установлены нижние поджимные ролики, что делает машины устойчивыми на трубопроводе и увеличивает угол подъема.

Характеристики изоляционных машин НПП "Август" приведены в таблице 4.10.

Для проведения изоляционных работ при выборочном ремонте трубопровода НПП "Август" предлагает устройство ручной намотки изоляционных лент (УРН-1). Устройство предназначено для намотки изоляционных полимерных лент на трубопроводы диаметром 159...1020 мм при изоляции захлестов, стыков, "катушек", а также при ремонте изоляции.

Устройство состоит из двух рамных тележек и комплекта сменных ремней для различных диаметров труб. Первая тележка наносит пленку, вторая - обертку. Возможно использование одной тележки для намотки как пленки, так и обертки поочередно.

Таблица 4.10-Основные параметры изоляционных машин НПП "Август"

Основные параметры	Типы машин
	МИ-325М	МИ-530М	МИ-820М	МИ-1020М
Наружный диаметр изолируемого трубопровода, мм	273 325	377, 426, 529	720, 820	1020, 1220
Скорость передвижения машины по трубе, м/ч -1 передача -2 передача -3 передача	200 341 518	250 380 581	200 350 500	150 200 250
Габаритные размеры (без пульта управления), мм, не более: -длина -ширина -высота	3300 1058 1795	2510 1200 2200	2300 1450 2350	1850 2090 2750
Масса, кг	1290	1113	1800	1500	225	225	450	450

НПП "Август" разработало также устройство для ручной изоляции трубо-проводов малого диаметра (57...89 мм).

Устройство позволяет быстро и качественно очищать трубопровод и наносить праймер и пленочное покрытие любой конструкции. Устройство легко перестра-ивается с диаметра на диаметр и на различные конструкции изоляции. Приводит-ся оно в движение путем вращения вокруг оси трубопровода одним или двумя изолировщиками.

Грунтовочное устройство позволяет сократить до минимума расход праймера.

Ширина рулона - 225 мм. Производительность устройства - 100 погонных метров в час.

Кропоткинский машиностроительный завод выпускает ручные приспособ-ления типа ПИТ для изоляции труб малого диаметра при строительстве и ремонте трубопроводов в трассовых условиях. Устройство предназначено для нанесения изоляционных покрытий из липких полимерных лент на предвари-тельно очищенную и покрытую слоем грунтовки наружную поверхность стальных труб. Приспособления имеют плоскость разъема для установки в любом месте трубопровода. Основные параметры приспособлений приведены в таблице 4.11.

Таблица 4.11-Характеристики ручных приспособлений типа ПИТ

Параметры	Типы приспособлений
	ПИТ-1	ПИТ-2
1	2	3
Наружный диаметр изолируемых труб, мм	32…89	114…168
Максимальная рабочая скорость изоляции, м/ч	265	205
Ширина изоляционного рулонного материала, мм	90+10	150+10
Максимальный диаметр изоляционного рулонного материала, мм	260+10	260+10
Максимальное усилие натяжения изоляционного рулонного материала на 1 см ширины изоляционной ленты, кгс/см	2	2
Число шпуль, шт	2	2
Масса конструктивная, кг	19	22
Габаритные размеры, мм: длина со шпулями ширина высота	633 570 570	738 736 736
Толщина стенки изолируемых труб, мм, не менее	4	4

ОАО "Северо-Западные магистральные трубопроводы" для изоляции магистральных трубопроводов при капитальном ремонте предложена новая конструкция изоляционной машины МИА-720. Машина предназначена для нанесения на трубопровод диаметром 720 мм материалов серии "Асмол" и изоляционной ленты "Пластобит".

Новые антикоррозионные материалы серии "Асмол" имеют более высокие физико-механические свойства (пластичность, вязкость, прилипаемость и др.), а также низкую стоимость по сравнению с битумной мастикой. Вследствие этого и усовершенствованного процесса нанесения изоляции посредством движения асмольной камеры по трубопроводу происходит более качественное формирование слоя изоляции, что позволяет увеличить срок службы действующих трубопроводов (до 35 лет) и снизить себестоимость капитального ремонта. Толщина наносимого слоя изоляции 3…15мм.

Производственно-коммерческая фирма “Промтех-НН” предложила изоляционную машину для нанесения изоляционного материала на основе мастики “Асмол” для трубопроводов диаметром 820 мм (МИАД-820).

Общий вид этой машины приведен на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1- Общий вид изоляционной машины МИАД-820:

1 - очистные щетки с активным приводом; 2 - отсек принудительного праймирования; 3 - камера нанесения асмола; 4 - шпуледержатели со следящим механизмом.

4.5 Укладка трубопровода в траншею

Изоляционно-укладочные работы, выполняемые изоляционной и очистной машинами и колонной трубоукладчиков, осуществляют:

совмещенным способом, при котором работы по очистке, изоляции и укладке трубопровода следует производить в едином технологическом потоке узким подвижным фронтом;

раздельным способом, при котором ведение очистки и изоляции трубопровода опережает укладочные работы.

Как правило, изоляционно-укладочные работы должны выполняться совмещенным способом.

Схемы размещения механизмов в колонны при использовании очистной и изоляционной машин приведены на рисунке 4.2. Расстояния между трубоукладчиками и группами трубоукладчиков приведены в таблице 4.11.

Для поддержания нефтепровода должны использоваться троллейные подвески. При проведении работ в нормальных условиях (в летний период, когда на трубопроводе не образуйся влага) сушильная установка в состав колонны не входит.

Рисунок 4.2- Схема расстановки машин имеханизмов при совмещенном способе производства изоляционно-укладочных работ:

1-отвал минерального грунта; 2-заменяемый участок нефтепровода; 3-отвал плодородного слоя почвы; 4-очистная машина; 5-трубоукладчик; 6-резервный трубоукладчик; 7-электростанция; 8-вновь прокладываемый участок нефтепровода; 9-изоляционная машина; 10-бульдозер.

Таблица 4.11-Технологические параметры колонны при проведении изоляционно-укладочных работ совмещенным способом

Диаметр нефтепровода, мм	Расстояние между трубоукладчиками (группами трубоукладчиков), м		Максимально допустимое расстояние между очистной и изоляционной машинами, м
	L1	L2
325-530 720-820 1020 1220	15-20 20-25 20-25 25-35	10-15 15-20 15-25 20-30	35 45 50 65

Раздельный способ производства изоляционно-укладочных работ следует применять на участках с холмистым рельефом местности, а также при строительстве нефтепроводов, имеющих низкую сопротивляемость действию монтажных нагрузок.

Схемы размещения механизмов в изоляционной колонне при использовании очистной и изоляционной машин приведены на рисунке 4.3. Расстояния между трубоукладчиками и группами трубоукладчиков указаны в таблице 4.12.

Рисунок 4.2- Схема расстановки машин имеханизмов при раздельном способе производства изоляционно-укладочных работ:

-отвал минерального грунта; 2-заменяемый участок нефтепровода; 3-вновь прокладываемый участок нефтепровода; 7-отвал плодородного слоя почвы; 4- инвентарные лежки (земляные тумбы); 5-трубоукладчик; 6- бульдозер; 7-отвал плодородного слоя почвы.

Таблица 4.12-Технологические параметры колонны при укладке в траншею раздельным способом

Диаметр нефтепровода, мм	Число трубоукладчиков, шт.	Расстояние между трубоукладчиками, м
25-530 20-820 1020 1220	3 4 4 5	20-25 25-30 30-35 35-40

При выполнении укладочных работ следует применять только такие средства малой механизации, которые исключают возможность повреждения изоляционного покрытия:троллейные подвески с катками, облицованными полиурета-ном или снабженные пневмобаллонами; мягкие монтажные полотенца; катковые полотенца. Металлические части этих приспособлений, которые могут оказаться в контакте с трубой, должны быть снабжены прокладками из эластичного материала.

Укладку изолированного нефтепровода необходимо выполнять, максимально соблюдая меры предосторожности, а также применяя оперативные методы обнаружения и ликвидации возможных повреждений изоляционного покрытия.

Укладку нефтепровода допускается вести по одной из двух схем:

I - сваренный в плеть и полностью изолированный нефтепровод, включая стыки, следует приподнять над строительной полосой на высоту не более 0,5-0,7 м с помощью 3-5 трубоукладчиков, сместить в сторону траншеи и опустить в проектное положение. При этом работы должны вестись непрерывным способом;

II - трубопровод с неизолированными стыками следует приподнять над строительной полосой на высоту 1,2-1,4 м (эта высота должна назначаться примерно для середины приподнятого участка нефтепровода) с помощью 4-6 трубоукладчиков, создав фронт работ для очистки и изоляции стыков; по мере готовности стыков должна производиться укладка нефтепровода. При этом укладочные работы необходимо выполнять циклично в период, который определяется временем очистки и изоляции стыков механизированным способом (в случае очистки и изоляции стыков вручную должны использоваться страховочные опоры).

Обе схемы предусматривают применение в качестве монтажных приспособлений троллейных подвесок (с эластичными катками) или мягких монтажных полотенец .

Расстояния между трубоукладчиками (группами трубоукладчиков) должны быть одинаковыми и составлять примерно 24 или 36 м, чтобы быть кратными расстоянию между стыками (-12 м).

На сложных участках трассы во избежание повреждений нефтепровода или опрокидывания трубоукладчиков в колонке должен быть предусмотрен дополнительный трубоукладчик, снабженный монтажным полотенцем для поддержания свисающей плети нефтепровода вблизи мест перегиба рельефа местности. Дополнительный трубоукладчик требуется также при укладке участков нефтепровода повышенной категории.

Если нефтепровод содержит большое количество кривых вставок или протяженность отдельных его участков невелика (например, между двумя дорогами), укладку следует производить методом последовательного наращивания, ведя его монтаж из отдельных труб или секций непосредственно в проектном положении.

Изоляционно-укладочные работы в условиях болот следует выполнять в основном в зимнее время с использованием технологических схем, которые применяют в обычных условиях.

Если в соответствии с проектом организации строительства сооружение нефтепровода на заболоченных участках выполняют в теплое время года, то следует в зависимости от местных условий применять один из следующих способов укладки нефтепроводов:

I - укладка нефтепровода с лежневой дороги, проложенной вдоль траншеи (на болотах I и II типов);

II - сплав трубопровода по заполненной водой траншее;

III - протаскивание трубопровода по дну траншеи.

Раздельный способ следует использовать при укладке нефтепровода с бровки траншеи или с лежневой дороги при недостаточно высокой несущей способности грунта. При этом следует уменьшить расстояние между точками подвеса нефтепровода при традиционной расстановке на 20-30%, а число трубоукладчиков увеличить на 1-2.

В отдельных случаях при совмещенном способе производства изоляционно-укладочных работ на нефтепроводе с покрытием из полимерных лент допускается устанавливать трубоукладчик позади изоляционной машины, чтобы он поддерживал нефтепровод с помощью каткового полотенца. Необходимое число трубоукладчиков, их расстановка и высота подъема нефтепровода над землей с учетом конкретных условий должны быть уточнены с помощью поверочных расчетов на прочность и устойчивость ремонтируемого участка.

Закрепление нефтепровода необходимо производить после укладки его на проектные отметки. Соединение силовых поясов с анкерными тягами осуществляют их сваркой или с помощью самозаклинивающихся устройств.

Изоляция анкерных устройств должна выполняться в базовых или заводских условиях. В трассовых условиях следует выполнять изоляцию участков соединения анкерных тяг с силовыми поясами.

При производстве работ по установке анкерных устройств на нефтепроводе необходимо соблюдать следующие допуски:

ширина установки анкеров в грунт менее проектной не допускается, возможно перезаглубление анкеров до 20 см; увеличение расстояний между анкерными устройствами по сравнению с проектными не допускается, возможно сокращение их до 0,5 м;

относительные смещения анкеров между собой в устройстве не должны превышать 25 см;

расстояния от трубы в свету до анкерной тяги не должны превышать 50 см.

Контроль за несущей способностью анкерных устройств необходимо осуществлять путем проведения контрольных выдергиваний. Испытанию подлежит не менее 2 % анкеров от общего количества установленных на данном участке нефтепровода.

На нефтепровод под утяжеляющие железобетонные грузы или анкерные устройства необходимо укладывать футеровочные маты или защитные обертки. Конструкция футеровочных матов или тип обертки устанавливается проектом.

При групповом способе установки грузов на нефтепроводе или кустовой схеме размещения анкерных устройств расстояние между соседними группами не должно превышать 25 м.

При укладке нефтепроводов в скальных и мерзлых грунтах согласно СНиП 111-42 - 80* следует выравнивать основания под нефтепроводы слоем мягкого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями, однако допуск отклонения составляет всего +10 см.

Особое внимание необходимо обратить на устройство основания нефтепровода в скальных грунтах. Если в мерзлых грунтах за период просадки присыпного грунта мерзлый грунт успеет оттаять и в конце концов сформируется нормальное ложе для нефтепровода, то в скальных грунтах по мере просадки грунта первоначально начнет разрушаться изоляция, а затем на теле трубы могут появиться вмятины и эздиры. При больших выступах скальной породы образуйся вмятины с трещинообразованиями, которые впоследствии приводят к порыву нефтепровода.

Как один из вариантов решения этой задачи, можно рекомендовать для подстилающего слоя и подсыпки нефтепроводов гидрофобизированные грунты, которые находят применение при ремонте магистральных газопроводов. Наилучшими как по стоимости, так и по своим основным свойствам для гидрофобизации грунтов являются вяжущие ВМТ-Л и ВМТ-3. Гидрофобизированные грунты дают меньшую осадку трубопровода, практически не размываются, морозостойки и теплоустойчивы, коррозионная активность их уменьшается с высокой и повышенной до низкой, сохраняются защитные свойства изоляционных покрытий трубопровода. Вяжущее ВМТ-3 может, кроме того, использоваться для закрепления и гидрофобизации грунтов при берегоукреплении, ремонте размываемых склоновых участков, балластировке трубопровода и т.д.

Мягкую подсыпку дна траншеи и засыпку мягким грунтом нефтепровода, уложенного в скальных, каменистых, щебенистых, сухих комковых и мерзлых грунтах, допускается по согласованию с проектной организацией и заказчиком заменять сплошной надежной защитой, выполненной из негниющих, экологически чистых материалов.

Изолированный участок нефтепровода после укладки необходимо незамедлительно присыпать и засыпать грунтом. Присыпанный участок допускается оставлять незасыпанным грунтом не более 24 ч.

5. Расчет напряженного состояния трубопровода при изоляционно-укладочных работах

 

Совмещенный способ

Изоляция и укладка трубопровода в проектное положение на дно траншеи может осуществляться совмещенным или раздельным способами. И в том, и в другом случае принимают упругую изогнутую ось трубопровода. При совмещенном способе опорные поверхности начального и конечного участков приподнятого трубопровода находятся на разных уровнях, таким образом, расчетная схема несимметрична (рис.4.1)

Так как совмещенный способ укладки трубопровода наиболее распространен и имеет ряд преимуществ, таких как:

·   при укладке трубопровода раздельным способом есть вероятность повреждения изоляции;

·   происходит дополнительное расходование горючего на технических средствах;

·   дополнительный износ деталей.

В следствии чего расчет произведем для совмещенного способа.

Исходными данными к расчету являются: Е=2,1·105МПа - модуль Юнга; hт=1,62 м; - глубина траншеи, В=1,5; Dу=1,23 м - ширина траншеи по дну; Dн =820 мм, δ=10 мм, Dвн=800 мм, удельный вес металла γм=78500 Н/м3, примем высоту подьема соответственно очистной и изоляционной машин - hоч=1,2 м, hиз=2,4 м, грунт - суглинок, для которого угол внутреннего трения φгр=20˚, fгр=tgφгр=0,36 и сцепление грунта сгр=20 кПа.

В расчете сделано следующее допущение: изоляционная машина Gиз совмещена с первым краном-трубоукладчиком (или первой группой трубоукладчиков) К1, т.е. lиз=0, а высота подьема трубопровода первым трубоукладчиком h1 равна высоте подъема изоляционной машины hиз.

Рис.4.1. Расчетная схема несимметричного подъема трубопровода:

К1, К2, К3-усилия, развиваемые трубоукладчиками или группами трубоукладчиков; R1b, R2b-опорные вертикальные реакции; Gиз, Gоч - вес соответственно изоляционной и очистной машин; qтр - нагрузка от собственного веса трубопровода; hоч, hиз - высота подьема соответственно очистной и изоляционной машин; h1 - высота подьема трубопровода первым трубоукладчиком; l1, l2, l3, l4, lоч, lиз - расстояния.

Определим площадь сечения стенки трубы по формуле

м2,

где Dн, Dвн - соответственно наружный и внутренний диаметры.

Найдем осевой момент инерции и осевой момент сопротивления

м4

м3.

Определим расчетное сопротивление материала

МПа

где R2н=σт - предел текучести [2];

m - “II”-категория [3];

к2 - коэффициент надежности по материалу [3];

кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода [3].

Найдем вес трубы

Н/м,

где nсв - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса.

Определим значения комплексов:

комплекс I ;

комплекс II .

Соответствующие им значения коэффициентов a и b определим по диаграмме [2] в двух точках пересечения:

первый вариант: a=1,64, b=1,98;

второй вариант: a=1,68, b=2,45.

Дальнейший расчет производим по первому варианту. Расстояния l1, l2, l3 и l4 расчитаем по формулам

м;

м;

м;

м.

Найдем изгибающие моменты

МН·м

М1=-0,786 МН·м

Условие прочности имеет вид

 МН·м.

Как видно, моменты Мх и М1 условию прочности удовлетворяют.

Усилия на крюках трубоукладчиков (или групп трубоукладчиков) определим, используя зависимости

кН;

где Gиз - вес изоляционной машины ИЛ-821 равный Gиз=37,3 кН [2];

кН;

где Gоч - вес очистной машины ОМ-1422 равный Gоч=49,6 кН [2];

кН.

Найдем реакции R1b и R2b

кН;

кН.

Определим вылет стрелы аmin и аmax

аmin=0,3+=0,3+=0,71 м,

аmax=м.

Используя для работы в изоляционно-укладочной колонне краны-трубоукладчики Т-1530В с моментом устойчивости Му=412 кН·м и максимальной грузоподьемностью 150 кН [2]. Допускаемое вертикальное усилие найдем по формуле

где Кн.ч. - коэффициент надежности по грузоподъемности, учитывающий неровный рельеф местности, Кн.ч.=0,9;

Му - номинальный момент устойчивости трубоукладчика, указываемый в паспорте, Му=412 кН;

кН.

Сопоставив величину Кдоп со значениями К1, К2 и К3, видим, что в качестве К1 и К3 необходимо использовать группу из двух кранов-трубоукладчиков. Их общее число в колонне составит 5.

6. Испытание нефтепроводов

Испытание отремонтированных с заменой труб участков магистральных нефтепроводов на прочность и проверку на герметичность проводят после полной готовности участка (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Испытание участков нефтепроводов на прочность и проверку на герметичность следует осуществлять гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) и как исключение - пневматическим (воздухом) способом.

Гидравлическое испытание нефтепроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания .

Нефтепровод, как правило, испытывают гидравлическим способом (рис. 5.1).

Рис. 6.1 Схема гидравлического испытания участка нефтепровода:

-существующий нефтепровод; 2-прокладываемый участок нефтепровода; 3-опрессовочный агрегат; 4-манометр (вторичный прибор); 5-воздухоспускной кран (вантуз); 6-линейная арматура; 7-амбар для сброса воды; 8-датчик давления; А-опасная зона (150-200м).

При испытании гидравлическим способом:

а) на прочность

В нижней точке рисп = рзав (рзав - гарантированные заводом испытательные давления без учета осевого подпора) для участков всех категорий; в верхней точке рисп = 1,25рраб для участков I и II категорий и рисп = 1,1 рраб для участков III и IV категорий, кроме участков, построенных из цельнотянутых труб, для которых в верхней точке рисп = 1,25рраб для всех категорий. Продолжительность испытаний на прочность - 24 ч.

Для прилегающих прибрежных участков водных преград на втором этапе испытания, т.е. после укладки, но до засыпки нефтепровода продолжительность испытания может ограничиваться 12 ч, но третий этап также должен быть не мене 24ч;

б) на герметичность

Давление при проверке на герметичность принимается равным рраб; продолжительность проверки определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 ч .

При совместном испытании на прочность участков I и ІІ категорий с участками III и IV категорий нижняя точка принимается на участке III (IV) категории, при этом испытательное давление в любой точке этих участков не должно превы- шать заводского испытательного давления.

Подвергаемый испытанию на прочность и проверке на герметичность ремон-тируемый участок нефтепровода следует разделить на отдельные участки, огра-ниченные заглушками или линейной араматурой.

Линейная арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента при испытании в случае, если перепад давлений не превышает максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры.

При пневматическом испытании заполнение ремонтируемого участка нефтепровода и подъем давления в нем до испытательного рисп должны вестись через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных задвижках (кранах), а при отсутствии байпасных линий - при прикрытых линейных задвижках (кранах) для обеспечения возможности быстрого отключения дефектного участка и предотвращения значительного разрушения нефтепровода.

Для выявления утечек воздуха в процессе закачки в трубопровод следует добавлять одорант.

При пневматическом испытании подъем давления в нефтепроводе следует производить плавно - не более 0,3 МПа (3 кгс/см2) в час, с осмотром трассы при давлении, равном 0,3 испытательного, но не выше 2 МПа (20 кгс/см2). На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. Дальнейший подъем давления до испытательного следует производить без остановок. Под испытательным давлением нефтепровод должен быть выдержан для стабилизации давления и температуры в течение 12 ч при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных задвижках (кранах) или прикрытых задвижках (при отсутствии байпасных линий). Затем следует снизить давление до рабочего, после чего закрыть краны байпасных линий и задвижки и провести осмотр трассы, наблюдения и замеры давления в течение не менее 12ч.

Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки нефтепровода на герметичность.

При заполнении нефтепроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух. Удаление воздуха осуществляется поршнями-разделителями или через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.

Нефтепровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания его на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.

При пневматическом испытании нефтепровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 ч.

При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок нефтепровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

После испытания нефтепровода на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.

Заполнение нефтепровода на участках переходов через водные преграды нефтью должно производиться таким образом, чтобы полностью исключить возможность поступления в полость трубопровода воздуха.

Удаление воды может осуществляться следующими способами:

пропуском поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха со сбросом воды в специально подготовленные котлованы, амбары, а также в амбары защитных сооружений от разлива нефти и нефтепродуктов при повреждениях нефтепроводов;

сбросом воды (самотеком или откачкой насосами) в пониженных точках рельефа местности;

пропуском поршней-разделителей под давлением перекачиваемого продукта или самим транспортируемым продуктом (прямой контакт) со сбросом воды в емкости одной из перекачивающих станций или нефтеперерабатывающих заводов, где возможен отстой воды и последующая очистка до санитарных норм.

Способ удаления воды зависит от реальной обстановки, условий на месте, объема вытесняемой воды, возможности и согласия принять опрессовочную воду на последующих перекачивающих станциях или нефтеперерабатывающих заводах.

После удаления воды концы труб заглушаются.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Душин В.А., Шаммазов А.М. Капитальный ремонт линейной части магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. - Уфа: Фонд содействия развитию научных исследований, 1999. - 159 с.

2. Бабин Л.А. и др. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов: Учебное пособие для вузов - М.: Недра, 1995. - 246 с.

3. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. - М.: Стройиздат 1997. - 59 с.

4. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Введен впервые 23.04.1998г.-М.: ИПК Издательство стандартов, 1998-41с.

5. Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1996.