Размещено на http://www.allbest.ru/

38

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

2.1 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:

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.

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:

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:

- 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]:

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

2)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+2д,

где д - расстояние от режущей кромки экскаватора до трубы. Обычно принимают д = 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).

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.

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

4.1.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.

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

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

Подобные документы

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  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
  

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  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
  

• Технология ремонта участка "Терновка-Красноармейская" магистрального трубопровода "Куйбышев-Лисичанск" с заменой коррозионных секций

  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
  

• Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год

  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
  

• Расчет основных характеристик газопровода на участке "Александровское-Раскино"

  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
  

• Сооружение магистрального газопровода "Владивосток-Далянь"

  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.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 16.03.2015
  

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  Определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб; типа насосно-силового оборудования; рабочего давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями и их количества; необходимой длины лупинга, суммарных потерь напора в трубопроводе.
  
  контрольная работа [25,8 K], добавлен 25.03.2015
  

• Моделирование режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

  Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021
  

• Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

  Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода. Проведение сварочно-монтажных работ и рекультивации земель. Строительство трубопроводов на болотах. Очистка полости и испытание. Расчет режимов ручной электродуговой сварки.
  
  дипломная работа [317,1 K], добавлен 31.05.2015
  

• Проектирование участка магистрального нефтепровода

  Технико-экономическое обоснование годовой производительности и пропускной способности магистрального трубопровода. Определение расчетной вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 30.05.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам