Сооружение криволинейных участков магистральных трубопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Классификация трубопроводов

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов. Когда хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д. По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы делятся на следующие группы:

внутренние - соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;

местные - по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;

магистральные - характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов - непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом).

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): I - 1000-1200; II - 500-1000; III - 300-500; IV - менее 300.

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления в трубопроводе, подразделяются на два класса: I - 2,5-10 МПа; II - 1,2-2,5 МПа.

Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет 10-50 млрд. мі газа в год.

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам - в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

Состав сооружений магистральных трубопроводов

В состав магистральных трубопроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов и газораспределительные станции (ГРС), на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Основные элементы магистрального трубопровода - сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуются особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечениях крупных рек газопроводы (а в некоторых случаях и нефтепроводы) утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100 - 200 мм больше диаметра трубопровода. Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) отводится в эти населенные пункты. С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. На расстоянии 10-20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

Перекачивающие станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50-150 км и на газопроводах с интервалом 100-200 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудованы центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12 500 мі/ч. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории. Головная насосная станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 400-800 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м8/сут, а давление на выходе станции - 10 МПа. При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения 12 газопровод может работать без головной компрессорной станции. На всех компрессорных станциях газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа. Компрессорные станции, так же как и насосные, имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения, канализации и др.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

Конечный пункт нефтепровода-либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопровода - резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы.

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищает от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю.

Сооружение криволинейных участков трубопроводов

нефтепровод трубопровод магистральный криволинейный

Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть, представляющая непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную вдоль трассы тем или иным способом. Линейная часть трубопровода прокладывается в самых разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Наряду с участками, обладающими большой несущей способностью, вдоль трассы часто встречаются участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки, участки многолетнемерзлых грунтов и другие. Кроме того, магистральные трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конструктивных решений, которые обеспечивают как надежную работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назначению. В зависимости от рельефа местности, географической ситуации на объекте строительства, а также по технологическим требованиям трубопровод имеет криволинейные участки или повороты для изменения своего направления.

На строительстве применяются два основных способа сооружения криволинейных участков: свободным, упругим или естественным изгибом, выполненным в процессе опускания трубопровода в траншею с помощью трубоукладочных машин, и путем вваривания заранее изогнутых труб или гнутых вставок заводского изготовления.

Одновременное использование двух основных видов кривых позволяет получить комбинированные кривые участки, в пределах которых упругоискривленные трубы чередуются с гнутыми. Такое чередование позволяет более точно вписываться в рельеф местности с меньшими затратами па земляные работы. В общем виде, требования к кривым участкам сформулированы следующим образом: допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности и устойчивости стенок труб, а также устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, силы тяжести и продольных сил.?Кривые искусственного гнутья должны изготовляться только из бесшовных или сварных прямошовных труб. Радиус кривизны таких кривых должен обеспечивать пропуск по трубопроводу очистных и разделительных устройств.

Разбивка кривой поворота трубопровода. Элементы угла поворота изображены на рисунке.

В рабочих чертежах углы поворота обозначают, как на следующем рисунке, на котором приведен один из рабочих чертежей участка линейной части трубопровода. На чертеже имеются упругоскривленные участки и углы поворота из гнутых труб.

Покажем, как расшифровываются обозначения:

упругоискривленного участка (на ГК 480): R = 2500 - радиус кривизны, м; Уг 1°50' - угол поворота; Т = 40 - тангенс угла, м; Б = 0,3 - биссектриса угла, м; Вуг 115,3 - отметка вершины угла (абсолютная);

гнутого угла (на ГК 477): Д = 70 м; Уг 3° 00'; Вуг 116,7 (эти обозначения, как и в предыдущем случае); ГК 477 + 00 - пикет, на котором устанавливается угол.

Чертеж участка линейной части трубопровода

Свободный изгиб трубных секций

Часто применяется при профилировании трубопроводов. Трубопровод укладывают в грунт в определенном высотном положении, исходя из условий прочности, устойчивости и минимальных объемов работ. Установление высотного положения трубопровода - профилирование - осуществляется в проектных организациях на стадии Составления рабочих чертежей. При определении высотного положения основное значение имеют мастерство и опыт проектировщика. Однако даже при самом внимательном выполнении нельзя быть уверенным в том, что положение трубопровода будет выбрано оптимальным, т.е. таким, при котором стоимость земляных работ будет наименьшей. Указанную задачу можно решить с учетом возможных схем укладки трубопровода:

трубопровод укладывают полностью подземно, выход труб на поверхность земли исключается, а линия трубопровода формируется только за счет создания кривых упругого изгиба;

допускается возможность выхода труб на поверхность и укладки их в насыпи; в этом случае наивыгоднейшее положение линии трубопровода определяется из минимума стоимости земляных работ при выполнении требований упругого изгиба;

формирование линии трубопровода осуществляется за счет кривых упругого изгиба и углов поворота малого радиуса; в этом случае при определении наилучшего положения трубопровода учитывается как стоимость земляных работ, так и стоимость создания углов поворота малого радиуса, а также усложнение производства изоляционно-укладочных работ.

Магистральные трубопроводы малых и даже средних диаметров обладают относительно большой гибкостью и позволяют вести укладку их на некоторой постоянной глубине соответственно профилю трассы. Оценить пригодность профиля трассы для укладки трубопровода на постоянной глубине можно, сопоставляя кривизну профиля трассы и допускаемую кривизну трубопровода, обусловленную требованиями обеспечения прочности труб при изгибе, а при определенных условиях и требованиями устойчивости.

Профиль трубопровода

Внутренние усилия и напряжения упругоискривленного трубопровода

В процессе строительства трубопровод искривляется как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях. Изгиб трубопровода вызывает появление в стенке труб дополнительных (изгибающих) напряжений, которые зависят от радиуса упругого изгиба R, геометрических характеристик трубы и модуля упругости.

При «чистом» изгибе трубопровода, т.е. изгибе, создаваемом изгибающими моментами в начальном и конечном сечениях I-I изогнутого участка, в трубопроводе возникает по всей его длине постоянный изгибающий момент

где I - осевой момент инерции; R - радиус упругого изгиба трубопровода.

Этот момент обусловливает возникновение в стенке трубы напряжений, распределяющихся по закону где z - расстояние от оси трубы до рассматриваемой точки; для трубы , поэтому наибольшие продольные напряжения

Упругое искривление трубопровода в горизонтальной плоскости создается горизонтальной силой, прикладываемой к искривленному трубопроводу. При этом радиус кривизны должен быть таким, чтобы суммарные напряжения в стенке труб от изгиба, внутреннего давления и температурного перепада не превышали бы заданного предела.

При назначении минимального радиуса не учитывается даже толщина стенки труб. Чрезмерное увеличение приводит (если не использовать кривые холодного гнутья) к увеличению объема земляных работ и соответственно к серьезному изменению рельефа местности. При проведении работ по сооружению кривых упругого изгиба соответствие радиуса кривизны проектному достигается правильной разбивкой планового положения траншеи. Это положение иногда не соблюдается, и трубы не вписываются в траншею. В результате происходят поломки труб при попытке «дожать» трубопровод с помощью трубоукладчика. «Дожимание» не может допускаться, так как обусловливает появление в трубе чрезмерных изгибающих напряжений, в результате чего образуются гофры (волнообразные складки на трубе). В свою очередь гофры становятся местом, где происходят аварии, связанные с разрывом труб в процессе эксплуатации. В любом случае при укладке трубопровода на упругоискривленном участке следует следить за тем, чтобы на поверхности труб не было гофрообразования.

При укладке трубопровода с упругим искривлением в вертикальной плоскости расчет радиуса кривизны можно выполнять по приведенным рекомендациям. Строительство должно осуществляться с учетом следующих замечаний.

Как показывает опыт, изломы труб происходят наиболее часто при нарушении технологии укладки, связанном с уменьшением радиусов упругого изгиба.

Гнутье труб

Гнутье труб необходимо в тех случаях, когда естественный изгиб трубопроводов в вертикальной и горизонтальной плоскостях невозможен, тогда кривые необходимого радиуса и угла получают путем вварки предварительно изогнутых колен, изготовленных способом холодного гнутья на трубогибочных станках ГТ, для труб больших диаметров с применением дорнов. Для гнутья подбирают трубы с более толстыми стенками и с отклонениями от диаметра трубы в сторону положительного допуска.

Заготовку кривых труб выполняют по проекту с учетом способа проведения работ по их транспортировке, сборке, сварке трубопровода и укладке его в траншею. При укладке трубопровода в траншею угол изгиба трубы должен соответствовать углу поворота трассы.

Кривые вставки, изготовляемые на трубогибочных станках, должны соответствовать нормалям, указанным в рабочих чертежах. Нормали предусматривают радиусы изгиба кривой, обеспечивающей беспрепятственный проход разделительных поршней или очистных устройств по трубопроводу при его очистке, а также прохождение по поверхности кривых вставки очистных и изоляционных машин во время строительства трубопровода.

Для обеспечения работы одного технологического потока в условиях среднехолмистой местности при строительстве трубопроводов диаметром 1020-1420 мм достаточно иметь одну установку для гнутья труб. Звено по гнутью труб состоит из трех рабочих. Состав звена: трубоукладчик 3 разряда-1; машинист передвижной трубогибочной установки 5 разряда -1; машинист крана 6 разряда-1

Для линейной части трубопровода осуществлена унификация, как по углу, так и по радиусу гибки отвода, а также параметров вставок кривых на поворотах, которые комплектуются из отводов. Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов сооружаются в соответствии с требованиями ГОСТ 24950-81.

Наружный диаметр, справочная толщина стенок, длина и отклонения от длины труб, из которых изготовляются отводы, должны соответствовать указанным в таблице.

При изготовлении отводов угол гибки должен приниматься кратным 3°. Допускается по согласованию изготовителя с потребителем при изготовлении отводов принимать угол гибки кратным 1°. Отклонения от величины угла гибки отводов не должны превышать ± 20.

Диаметр отводов, расчетный унифицированный радиус гибки и угол гибки отводов должны соответствовать указанным в таблице.

Условное обозначение отвода должно состоять из: обозначения типа, наименования изделия, угла гибки, значения наружного диаметра, толщины стенки, марки (класса) стали труб, обозначения стандарта на трубы и настоящего стандарта. Пример условного обозначения отводов типа 1 с углом гибки 6°, диаметром трубы 820 мм, толщиной стенки 10 мм, из труб по ГОСТ 20295-85, изготовленных из стали марки 17Г1СУ:

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

Отводы должны изготовляться в соответствии с требованиями стандарта. Отводы следует изготовлять из стальных бесшовных труб диаметром 219, 273, 325, 377, 426 мм по ГОСТ 8733; из прямошовных труб диаметром 219, 273, 325, 377, 426, 530, 720, 820 мм по ГОСТ 20295 и из прямошовных труб диаметром от 219 до 1420 мм по техническим условиям, утвержденным в установленном порядке. Предельные отклонения по толщине стенки отводов должны соответствовать допускам на толщину стенки труб, из которых изготовляются эти отводы. При гибке прямошовной трубы продольный сварной шов должен располагаться в нейтральной плоскости, материал стенки в которой при гибке воспринимает минимальные нагрузки. Отклонение продольного сварного шва труб от нейтральной плоскости не должно превышать 1/15 диаметра отвода. При изготовлении отводов из труб с поперечным сварным швом участки длиной не менее 0,5 диаметра трубы около поперечного сварного шва не должны подвергаться гибке. Минимальный радиус гибки на любом участке гнутой части отвода должен быть не менее 40 диаметров трубы. Гибка отводов должна производиться при температуре окружающего воздуха не ниже минус 20°С. По показателям внешнего вида отводы должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации на прямые трубы, из которых изготовляются эти отводы. Вставки, заплаты и наварка металла в месте повреждения отвода запрещаются. Отводы не должны иметь трещин, рванин, расслоений и закатов. Высота гофр на отводах не должна превышать толщину стенки трубы и не должна быть более 10 мм. Требования, предъявляемые к поперечным сварным швам у отводов типа 3 и вставок из нескольких отводов, должны соответствовать ГОСТ 16037 и СНиП III-42. Длина отвода типа 1 или 2 должна быть равна длине трубы, из которой изготовляется отвод, а длина отвода типа 3 - длине двух труб. Допуски на овальность отводов должны соответствовать приведенным в СНиП III-42. До 1 января 1984 г. допускалось изготовлять отводы с овальностью прямых концов не более 3% и гнутой части не более 5%. Торцы отводов должны иметь фаски под сварку в соответствии с требованиями нормативно-технической документации на трубы, из которых изготовлены эти отводы.

Для контроля линейных размеров отводов следует применять рулетку по ГОСТ 7502 и металлическую линейку по ГОСТ 427, а также штангенциркули, кронциркули и другие измерительные инструменты, изготовляемые по стандартам на этот инструмент. Длину отводов и отклонение продольного сварного шва от нейтральной плоскости отвода измеряют с погрешностью ± 50 мм, остальные размеры - с погрешностью ±1 мм. Длину отвода измеряют рулеткой вдоль наружной образующей. Отклонение продольного сварного шва отвода от нейтральной плоскости измеряют металлической линейкой по перпендикуляру от продольной кромки гибочного ложемента станка до сварного шва. Угол гибки отвода проверяют при помощи оптического квадранта по ТУ 3-3.179 или ведомственными измерительными приборами, изготовленными по чертежам, утвержденным в установленном порядке. Допускается проверять угол гибки отвода по таблице по трем инструментально измеряемым параметрам: длине хорды между концами отвода (L), высоте стрелки от хорды до внутренней образующей отвода (h) и углу между хордой и прямым участком трубы, со стороны которого была начата ее гибка.

Минимально допустимый радиус гибки отвода проверяется по максимальной высоте стрелки от хорды длиной 2000 мм на любом изогнутом участке по внутренней образующей отвода в соответствии с таблицей.

Все сварные поперечные стыки отводов проверяют визуально и неразрушающими физическими методами контроля по ГОСТ 18353.

Овальность прямых концов отводов проверяют на расстоянии не более 250 мм от торцов изделия по максимальной разности двух взаимно перпендикулярных максимального и минимального диаметров.

Овальность гнутой части измеряют на участках первого и второго гибов, в середине отвода и на участке последнего гиба.

Шаг замера овальности гнутой части отводов должен быть:

для отводов диаметром 219-820 мм не более чем 1 м;

для отводов диаметром 1020-1420 мм не более чем 1,5 м.

Для измерения максимального и минимального диаметров отводов применяют металлическую линейку, а гнутой части - ведомственный измерительный инструмент, изготовленный по чертежам, утвержденным в установленном порядке.

Высоту гофр измеряют с помощью штангенциркуля и металлической линейки длиной не более 0,3 наружного диаметра трубы, устанавливаемой на ребро по вершинам гофр или одиночной гофры параллельно оси отвода, и определяют по величине наибольшего зазора между отводом и нижней образующей линейки. Внешний вид отводов и труб проверяют визуально.

МАРКИРОВКА, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

На каждом отводе на расстоянии не более 200 мм от торца прямого конца трубы, со стороны которого была начата гибка, наносят светлой краской маркировку, которая должна содержать следующие данные: тип отвода; угол гибки; диаметр; толщину стенки; марку стали; порядковый номер отвода; штамп ОТК. Транспортирование отводов производят любым видом транспорта. При транспортировании, погрузке и выгрузке отводов должны быть приняты меры, обеспечивающие их сохранность от механических повреждений. При перевозке по железной дороге отводы грузят на открытые платформы или в полувагоны раздельно по диаметрам. Перевозка гнутых отводов должна проводиться в соответствии с условиями перевозок на железнодорожном транспорте, утвержденными в установленном порядке. По согласованию изготовителя с потребителем отводы могут быть законсервированы или покрыты противокоррозионным покрытием. Вид консервации или изоляции оговаривают в заказе и отмечают в сопроводительной документации. Изготовленные отводы должны быть рассортированы по величине угла гибки, диаметрам, толщинам стенки и маркам стали и храниться не более чем в два ряда горизонтально относительно поверхности земли. Срок хранения отводов не должен превышать одного года. По истечении этого срока отводы проверяют на соответствие требованиям настоящего стандарта. Предприятие-изготовитель гарантирует заказчику качество и основные размеры отводов, установленные настоящим стандартом, при условии соблюдения требований к погрузке, разгрузке, транспортированию и хранению. Каждый отвод, отгружаемый с предприятия-изготовителя, должен сопровождаться документом, удостоверяющим его качество и содержащим следующие данные: наименование организации, в систему которой входит предприятие-изготовитель отводов; наименование предприятия-изготовителя отводов; наименование заказчика; условное обозначение отвода; порядковый номер каждого отвода по журналу гибочных работ; химический состав металла отвода; механические свойства металла отвода; эквивалент по углероду металла отвода; величина гарантируемого гидравлического давления отвода; обозначение стандарта или технических условий на трубу, из которой изготовлен отвод.

ТЕХНОЛОГИЯ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ ТРУБ

Гнутье труб (и двухтрубных сварных секций) выполняют на приспособлениях и машинах, которые перемещаются по трассе, у места укладки кривых. В тех местах, где трудно транспортировать машины, трубы гнут централизованным путем в базовых или заводских условиях. Однако при этом на трассе должны быть трубогибочные станки, чтобы соответствующим сочетанием заранее заготовленных отводов и изготовленных на месте обеспечить полное прилегание трубопровода к основанию траншеи. Холодному гнутью подлежат только прямошовные (с одним швом по всей длине трубы) и бесшовные трубы. При этом сварные швы должны располагаться в нейтральной плоскости изгиба.

Трубы диаметром 89-426 мм можно гнуть в полевых условиях с помощью трубогибочных станков ГТГ по принципу гиба «прямым нажатием» в горизонтальной плоскости с ручным и гидравлическим приводом.

Станки ГТ предназначены для гнутья труб всего диапазона диаметров от 219 до 1420 мм по наружному диаметру.

ВНУТРИТРУБНЫЕ ОПРАВКИ - ДОРНЫ

Для предотвращения гофрообразования и уменьшения овальности труб в процессе их гибки на трубогибочных станках применяют дорны - внутритрубные оправки, которые снижают до минимума овализацию трубы в ходе гнутья и обеспечивают при прочих равных условиях гнутье на больший угол, особенно применительно к тонкостенным трубам. Они являются необходимой принадлежностью трубогибочных станков и обеспечивают высокую эффективность и качество трубогибочных работ: резко снижают овальность сечения прогнутого колена, устраняют повреждения наружной поверхности трубы, уменьшают радиус гнутья. При гнутье с дорном достигается такое качество гнутья, при котором овальность трубы в гибе бывает меньше, чем прямой трубы до гибки. Кроме того, создаются условия, при которых изгибаемая труба работает как брус.

Внутритрубные станки ГТВ 1021, ГТВ 1421 оборудованы встроенными дорнами, в которых отсутствует контакт наружной изоляции труб с гибочными элементами.

Технология монтажа

Монтажными называют работы, связанные со сборкой и соединением секций труб в непрерывный трубопровод. ГОСТ 24950-81 дает следующие указания по монтажу:

Вставки с углом поворота от 3 до 90° и диаметром от 219 до 1420 мм должны монтироваться из оптимального числа отводов в соответствии с таблицами приложения к стандарту. Обрезка прямых концов отводов при монтаже вставок не допускается.

Монтаж вставки из двух и более отводов выполняют путем последовательного набора их по направлению движения продукта по трубопроводу, начиная с отводов с большими углами изгиба. Каждый последующий отвод приваривают к предыдущему маркированным прямым концом, а первый отвод - к трубопроводу.

Угол вставки должен соответствовать сумме углов гибки отводов, составляющих вставку, и проектному углу поворота магистрального трубопровода.

Проведение работ по сборке трубопровода с гнутыми трубами может выполняться по двум схемам: опережающая основной линейный поток сборка и сборка последовательным наращиванием. Первая схема применяется при скоростном строительстве в нормальных условиях, когда число гнутых вставок сравнительно невелико. Эту работу выполняют звено по гнутью труб (2 человека), оснащенное трубогибочным станком и трубоукладчиком, и бригада по опережающему монтажу малых переходов и горизонтальных углов поворота. Бригада состоит из 8-ми человек, включая 2-х сварщиков. Оснащение бригады: трубоукладчики-2, сварочная установка-1.

Технология опережающего линейный поток сооружения углов поворота следующая. Угол поворота 3 собирают из одиночных гнутых труб, к концам 2 кривого участка присоединяют прямые трехтрубные секции 1. Копируя весь участок АВ, отрывают траншею рядом с собранным углом поворота. Эта операция проводится при подходе к углу поворота землеройщиков. В сечении А оставляется технологический разрыв; в сечении В такого разрыва не требуется, поэтому монтажная бригада линейного потока, пройдя готовый угол, наращивает трубопровод от сечения В. Изоляционно-укладочная колонна пересаживает очистную и изоляционную машины на технологическом разрыве и продолжает работу. Поскольку траншея отрыта точно по кривой, то укладка кривого участка трубопровода происходит без осложнений.

При второй схеме, т.е. при непрерывном наращивании, темп работы намного медленнее. Однако этот метод при большом числе кривых оказывается наиболее рациональным. Если бы работа велась по первой схеме, то потребовалось бы оставлять слишком много технологических разрывов, ликвидация которых требует довольно много времени.

Малые углы поворота на участках III и IV категории СНиП III-Д.10-72 разрешает выполнять с помощью, так называемого косого стыка. Угол поворота при этом должен быть не более 5°. В некоторых случаях весь угол поворота выполняется с устройством косых стыков.

Список использованной литературы

1. Сооружение магистральных трубопроводов: Учеб. для вузов/ Бородавкин П.П., Березин В. JI. М., «Недра», 1977, с. 407.

2. Технологическое проектирование строительства магистральных трубопроводов: Справочник / В.И. Бармин, Б.Ф. Белецкий, Р.Д. Габелая и др. Под ред. В.И. Бармина. - М.: Недра, 1992. - 288 е.: ил.

3. Сварочно-монтажные работы в трубопроводном строительстве: Учеб. пособие для вузов/ А.Ф. Суворов, Г.Г. Васильев, Ю.А. Горяинов, Ю.Э. Кинцлер, Ф.М. Мустафин, С.И. Сенцов, С.В. Головин. - М.: ЗАО «Звезда», 2006 - 240 е.: ил.

4. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов/ Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.:Недра, 1988. - 368 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru