2.Проект организации строительства.

Проекты организации строительства разрабатываются для обеспечения своевременного ввода в действие производственных мощностей с наименьшими затратами при высоком качестве за счет повышения организационно-технического уровня строительства. ПОС является основой для распределения капитальных вложений и объемов по срокам строительства. Разрабатываются ПОС генеральной проектной организацией с учетом: обеспечения своевременной подготовки объектов к освоению проектных мощностей; использования современных технических средств диспетчерской связи и внедрения автоматизированных систем управления строительным производством; применения технологических процессов, обеспечивающих высокий уровень качества работ; комплектной поставки на объекты конструкций, изделий и материалов; максимального совмещения видов работ с обеспечением их поточности и непрерывности, равномерного использования ресурсов и производственных мощностей; ограничения объема строительства временных зданий и сооружений за счет использования постоянных зданий и сооружений, построенных в подготовительный период, применения передвижных инвентарных сборно-разборных зданий и сооружений; соблюдение правил по производственной санитарии, охране труда, технике безопасности, требований по взрывной, взрывопожарной и пожарной безопасности; выполнение мероприятий по охране природы, рекультивации сельскохозяйственных земель и лесных угодий.

Для трубопроводов, сооружаемых в северной строительно-климатической зоне, необходимо учитывать следующие особенности при разработке ПОС и ППР: физико-географические условия; применение машин и механизмов в «северном» исполнении; сезонность в доставке материально-технических ресурсов и создание необходимых запасов; применение специальных видов транспорта в условиях бездорожья слаборазвитой транспортной сети; территориальную разбросанность строительства и необходимость блочно-комплектной поставки строительных материалов и конструкций из развитых промышленных центров при соответствующем технико-экономическом обосновании; кратковременность навигационного периода на реках и по Северному морскому пути, наличие во вновь осваиваемых районах глубоководных причалов, портов и перевалочных баз; необходимость увеличения затрат на хозяйственное и бытовое и обустройство для обеспечения нормальных условий жизни и деятельности людей; необходимость разработки специальных мероприятий по технике безопасности и охране труда.

Для трубопроводов, сооружаемых в горных и высокогорных районах, при разработке ПОС и ППР необходимо учитывать: пониженное барометрическое давление, требующее адаптационного периода строителей; применение машин и механизмов, приспособленных к работ е на крутых склонах; лавинные, селевые и оползневые явления при размещении площадок для временных баз и жилых поселков; применение авиационного (вертолетного) транспорта, сооружение временных транспортных коммуникаций или капитальных дорог.

Для объектов, сооружаемых в пустынных и полупустынных районах, при разработке ПОС и ППР следует учитывать: высокие дневные температуры наружного воздуха, вызывающие необходимость применения специальных режимов труда, питания и отдыха строителей; применение машин и механизмов в специальном «тропическом» исполнении; необходимость создания устойчивой системы водоснабжения и связанных с работой системы операций по очистке, опреснению; транспортировке, охлаждению и хранению воды; необходимость использования авиации для транспортирования рабочих на места работы и обратно.

Выбор вариантов решений при разработке проектов организации строительства и проектов производства работ осуществляется путем проведения технико-экономических обоснований, основные показатели которых - производительность труда, себестоимость строительно-монтажных работ, стоимость производственных фондов и оборотных средств строительно-монтажных организаций, продолжительность строительства и трудоемкость работ, определяемых по календарному плану.

Исходные данные для составления ПОС: технико-экономическое обоснование (ТЭО) целесообразности и хозяйственной необходимости строительства сооружения; материалы топографических, геологических и гидрологических изысканий; решения по применению строительных материалов, конструкций и изделий, способов организации строительства и средств механизации, согласованные строительной организацией.

3.Эксплуатация ЛЧ МН. Контроль за проходным давлением нефти. Осуществляют по техни­ческим манометрам, установленным на тр-дах, согласно расчетным схемам, в местах, доступных для обслуживания. Очистка полости НП. Проводят с целью восстановления их пропускной спо­собности, а также с целью снижения скорости коррозии труб путем удаления песка, воды и различ­ного строительного мусора. Комплекс оборудования состоит из: камеры пуска и приема очистного устройства; оборудования для запасовки в камеру пуска и извлечения из камеры приема очистного устройства; технологи­ческой обвязки камер пуска и приема с запорной арматурой; средств контроля и сигнализации за прохождением очистного уст­ройства; сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости трубопровода загрязнителей.

Для очистки полости чаще всего применяют очистные скребки, которые обеспечива­ют хорошее качество. На тр-де устанавливают дренажные устройства или нефтесборники для удаления воды из мест ее регу­лярного скопления. Уход за трассой. Трасса подземных НП через каждый километр и в местах поворота закреплена на местности постоянными знаками высотой 1,5 —2 м. Знак содержит информацию о местоположении оси трубопровода, километре и пикете трассы, а также номер теле­фона эксплуатирующей организации. Закрепительные знаки также устанавливают на переходах че­рез естественные и искусственные препятствия. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исклю­чения возможности повреждения трубопроводов устанавливают охранные зоны: на землях сельскохозяйственного назначения - по 25 м от осей крайних трубопроводов; вдоль трасс многониточных трубопроводов — по 50 м; вдоль подводных переходов трубопроводов — по 100 м. В охранных зонах трубопроводов устанавливают плакаты с за­претительными надписями против всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению. Техническое обслуживание и ремонт. Наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли (выявление возможных утечек; наличие оголений, размывов, оползней, оврагов и т. п.; производство посторонних работ и нахождение посторонней техники; состояние: подводных переходов через реки, ручьи, овраги; воздушных переходов через различные препятствия; пересечений с железными и автомобильными дорогами; вдольтрассовых сооружений (линейные колодцы, защитные противопожарные и противокоррозионные сооружения, вдольтрассовые дороги, указательные знаки); появление неузаконенных переездов; содержание в соответствии с НТД трассы, охранной зоны, сооружений; поддержание в исправном состоянии аварийной техники, механизмов, приспособлений, своевременное их пополнение; содержание вертолетных площадок; подготовка тр-дов к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка). Проведение мероприятий по подготовке к эксплуатации в осенне-зимний период, паводковый период, противопожарные мероприятия: подготовка аварийной техники; проверка ТПА; создание временных опорных пунктов в труднодоступных местах трассы тр-да, оснащенных необходимой техникой и материалами; создание необходимых запасов ГСМ; проверка и устройство водоотводов и водопропусков; очистка водопропускных, водоотводящих и других сооружений от наносов, снега, льда; ремонт мостов и лежневых дорог; размещение дежурных постов на особо ответственных участках для своевременного обнаружения угрозы повреждения газопровода и его сооружений; организация связи.

Билет №10

1.Состав МН: подводящий трубопровод; ГНС; промежуточная НПС; конечный пукт; линейная часть. Линейные сооружения включают: трубопровод с ответвлениями и лупингами, ЗРА, переходами через препятствия, узлами подключения НПС, узлами пуска и приема ОУ и разделителей, установки ЭХЗ, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, ЛЭП; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти; здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, указательные, опознавательные и предупредительные знаки; пункты подогрева нефти.

НПС располагаются на нефтепроводах с интервалом 70 - 150 км. Перекачивающие станции нефтепроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. ГНПС располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, отличается от промежуточных наличием резервуарного парка. На каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, котельная, системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием. По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны. Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк НПЗ, либо перевалочная база, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к НПЗ или экспортируется за границу.

2.Методы очистки полости и испытания трубопроводов.

Очистка проводится после выполнения всех сварочно-монтажных, изоляционно-укладочных и земляных работ. Основным способом очистки внутренней полости является продувка трубопровода воздухом или газом с одновременным пропуском по нему очистных устройств. Продувку внутренней полости можно осуществлять и без пропуска очистного или разделительного устройства. Кроме продувки применяют промывку внутренней полости водой с пропуском поршня впереди движущейся воды и без него. Промывку и продувку без пропуска очистных или разделительных устройств допускается на трубопроводах диаметром менее 219мм; на трубопроводах любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров трубопровода или при длине очищаемого участка менее одного километра. Однако следует отметить, что при промывке загрязняется большое количество воды, которое вынужденно сбрасывается без очистки в водоёмы, что наносит вред окружающей среде при всех положительных производственных и технологических сторонах данного метода. Продувка газом также приводит к загрязнению атмосферы, а кроме того, и к непроизводительным потерям газа, поэтому предпочтительнее продувка воздухом. Очистка газом требует больших объёмов газа, поэтому она может выполняться последовательно по мере ввода участков от начальной точки газопровода по направлению к конечной. Можно использовать также параллельные газопроводы, если они находятся рядом с вновь строящимся трубопроводом. Для продувки трубопровода требуется большой расход и высокое давление воздуха, чтобы давление на поршень обеспечивало его движение со скоростью до 60км/ч. Схемы продувки включают два участка трубопровода – накопитель воздуха (ресивер) и продуваемый участок. Соотношение длин ресивера и испытуемого участка составляет обычно 1:1.Через патрубок в ресивер нагнетается воздух под давлением:1-1,2МПа при D_вн=200-400мм; 1-0,8МПа при D_вн=500-800мм и 0,6-0,8МПа при D_вн=1000-1400мм. После заполнения ресивера воздух перепускается из ресивера в очищаемый участок, где под давлением воздуха поршень начинает движение, очищая трубопровод. Движение поршня будет осуществляться до тех пор, пока давление в обоих участках не выравниется. При продувке газом исключительное значение приобретают вопросы безопасности производства работ. Перед началом очистки, необходимо заполнить весь участок газом, вытеснив воздух (менее 2% кислорода).

Промывка. В испытуемый участок вводят мягкий поршень из пенополиуретана или иного материала. В трубопровод подают воду в объёме 10-15% объёма полости очищаемого трубопровода, и поршень приходит в движение, очищая полость трубы и толкая собравшийся мусор перед собой. Промывка без пропуска поршня обеспечивается скоростным потоком жидкости. Скорость потока жидкости в этом случае должна составлять не менее 5км/ч.

Испытание на прочность и проверка на герметичность. Нефтепроводы и подводные переходы испытывают гидравлическим способом. Газопроводы и прочие переходы как пневматическим, гидравлическим и комбинированным. Испытания трубопроводов на прочность и проверку на герметичность производится после полной готовности участка. Проверку на герметичность участка или трубопровода в целом производят после испытания на прочность и снижения испытательного давления до проектного рабочего в течение времени, необходимого для осмотра трассы (но не менее 12ч.). Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность, давление остаётся неизменным, и не будут обнаружены утечки. При разрыве, обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

Гидравлическое испытание. Давление внутри трубопровода создают водой или жидкостями с пониженной температурой замерзания, предусмотренными проектом. Для закачки воды следует использовать естественные или искусственные водоёмы (реки, озёра, водохранилища, каналы и т.п.), пересекающие трубопровод или расположенные вблизи него.

Гидравлическое испытание на прочность необходимо производить для газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов – на давление 1,1Р_раб Время выдержки под испытательным давлением должно составлять 24ч.

Пневматическое испытание. Для проведения пневматического испытания давление внутри трубопровода создают воздухом или природным газом. В качестве источников сжатого воздуха используют передвижные компрессорные установки. Давление при пневматическом испытании на прочность трубопровода в целом должно быть равно 1,1Р_раб, а продолжительность выдержки под этим давлением 12ч.

Испытания трубопроводов при отрицательных температурах следует выполнять с использованием жидкостей на основе: хлористого кальция с добавками ингибиторов коррозии; метанола; гликолей, в том числе этиленгликоля (ЭГ) и диэтиленгликоля (ДЭГ); дизельного топлива; подтоварной воды. Температурный диапазон применения жидкости для испытания трубопроводов определяется температурой её замерзания, которая зависит от концентрации раствора.

3.Виды пассивной защиты трубопроводов. Пассивный (нанесение изоляционных покрытий).

Изоляционные покрытия должны обладать высокими диэлектрическими свойствами, хорошей адгезией; быть сплошными, водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими.

Конструкция покрытия должна допускать возможность механизации их нанесения на трубы, а используемые материалы должны быть недорогими, недефицитными и долговечными.

В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др.

3. Виды пассивной защиты.

Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия. Изоляционные покрытия применяются на подземных МТ, должны удовлетворять следующим требованиям:-обладать высокими диэлектрическими св-ми; - быть сплошными; - обладать хорошей прилипаемостью к металлу трубопровода; - быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими. Используемые материалы должны быть недорогими, недефицитными и долговечными. Покрытия бывают на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др. Более распространенное покрытие на основе битумной мастики. Это многослойная конструкция включающая: - грунтовку,- мастику, - армирующую и защитную обертку. Грунтовка – раствор битума в бензине. Грунтовка нужна для более лучшего прилипания изоляционного слоя к трубе. Битумная мастика - представляет смесь тугоплавкого битума (изол-ного-БНИ-IV-3, БНИ-IV, БНИ-V, строительные – БН-70/30, БН-90/10), наполнителя(минеральных-асбест, известняк, тальк; органич. – резиновая крошка; полимерных) и пластификатор (полиизобутилена, полидиена, автола). Битумную мастику наносят при темп. 150-180°С. Её можно наносить в один или два слоя, между двумя слоями наносят слой армирующей обвертки из стеклохоста для увелич. механ. прочности. Затем сверху покрывается защитной обёрткой (бризол, бикарул. и др.). От толщин слоев мастики различают –нормал. типа битумные покрытия ( общей толщиной 4мм.) – усиленного (6мм). Усилен. применяется на трубопроводах Ø 1020 мм. и более. Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при темп. транспортируемого продукта не более 40°С. При более высок. тем. применяются полимерные покрытия. порошковые полиэтиленовые покрытия выдерживают темп. до 70°, эпоксидные-80°, полиэтиленовые липкие ленты -70°. Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее время выпуск изоляционных труб ограничен. Поэтому наиболее широко применяются покрытия на основе полимерных липких лент. Сначала на трубу наносится полимерная или битумно-полимерная грунтовка, затем полиэтиленовая или поливинилхлоридная изоляционная липкая лента (1-2 слоя) и защитная обертка. Толщина изоляционного покрытия нормального типа составляет 1,35-1,5мм, а усиленного -1,7мм. полимерные покрытия обладают высоким электросопротивлением, очень технологичны (простота нанесения, удобство механизации работ), однако они легко уязвимы. Битумные покрытия имеют недостатки: с течение времени они теряют эластичность, становятся хрупкими и отслаиваются от трубопровода. Таких недостатков нет в комбинированном изоляционном покрытии «Пластобит». На слой грунтовки наносится битумная мастика толщиной 3-4 мм, которая сразу же обматывается поливинилхлоридной пленкой без подклеивающего слоя. Величина нахлеста регулируется в пределах 3-6 мм. В момент намотки полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлест, что обеспечивает получение герметичного покрытия. Полимерный слой в конструкции покрытия «Пластобит» играет роль своеобразной «арматуры», которая обеспечивает сохранение целостности основного изоляционного слоя – битумного. Слой битумной мастики имеет достаточно большую толщину.

При антикоррозионной защите промысловых трубопроводов применяют следующие изоляционные покрытия: - полиэтиленовые, наносимые в заводских условиях методом экструзии или напыления; - эпоксидные, наносимые в заводских условиях методом напыления в электрическом токе порошковой эпоксидной краски; - битумо-резиновые или битумо-полимерные; - покрытия из липких полимерных лент. Выбор типа и конструкции изоляционного покрытия осуществляется, исходя из конкретных условий прокладки промысловых трубопроводов, температурного режима эксплуатации, диаметра труб и соответствующих технико-экономических обоснований. Технология базовой изоляции промысловых трубопроводов мастичными покрытиями включает: - хранение и подготовку изоляционных материалов ( мастики, грунтовки, стеклохолста, защитной обертки); - подготовку изолируемой поверхности труб и секций ( очистка от грязи, ржавчины, наледи, сушка и подогрев); - нанесение изоляционного покрытия (огрунтование, сушка слоя грунтовки, нанесение изоляции, охлаждение); - внутрибазовые погрузки, разгрузки, перевозки и хранение изолированных труб и трубных секций на складе. При изоляции промысловых трубопроводов непосредственно в трассовых условиях в качестве изоляционных материалов могут быть также использованы либо мастики на битумной основе, либо липкие полимерные ленты. Сушка и подогрев трубопровода в трассовых условиях осуществляется с помощью специальных сушильных установок, перемещаемых по трубопроводу путем буксировки их одним из кранов-трубоукладчиков механизированной колонны. Расстояние между кранами-трубоукладчиками и машинами в колонне зависят от диаметра трубопровода. Рациональные расстояния в колонне при трассовой изоляции

Билет №11

1.Основные нагрузки и воздействия. Подземные трубопроводы находятся в сложном напряжённом состоянии, подвергаясь воздействию не только внутреннего давления, но и других многочисленных нагрузок, которые при проектировании даже невозможно учесть, так как они проявляются лишь в особых ситуациях. При этом прочностные показатели трубопровода должны обеспечить его работоспособность в любых условиях и при любых ситуациях.

К нагрузкам относятся: внутреннее давление продукта в трубопроводе, вес конструкций, оборудования, давления грунта, снега, ветра, испытательные нагрузки и т.п.

К воздействиям относят: предварительное напряжение элементов, изменение температуры, просадки оснований, обусловленные коренным изменением структуры грунта (просадки в районах горных выработок, разжижение грунта, оползни и т.п.), сейсмические явления.

Под нормативной понимают нагрузку, установленную нормативными документами и определённую на основании статического анализа при нормальной эксплуатации сооружения.

Расчётной называют нагрузку, учитывающую возможное отклонение от нормативной: где n – коэффициент надёжности по нагрузке.

Все нагрузки и воздействия подразделяются на постоянные, временные, длительные, кратковременные и особые. К постоянным относятся нагрузки, которые приложены к той или иной конструкции в течение всего срока эксплуатации сооружения, в состав которого входит конструкция (вес, давление грунта и грунтовых вод, предварительное напряжение). Временными называют нагрузки и воздействия, которые действуют на сооружение или отдельную конструкцию в течение ограниченного периода, меньшего, чем расчётный период эксплуатации сооружения. В свою очередь, временные нагрузки подразделяются на длительные и кратковременные. К длительным временным нагрузкам относятся массы стационарного оборудования, материалов, масса жидкости, хранимой в резервуарах и перекачиваемой по трубопроводам, давление перекачиваемого продукта, длительные температурные усилия в конструкциях. К кратковременным относятся снеговые и ветровые нагрузки, обледенение, транспортные и монтажные нагрузки, испытательные нагрузки и т.п., т.е. нагрузки, действие которых может длиться от несколько секунд (транспортная) до несколько месяцев (снег, обледенение). Особые – это нагрузки и воздействия, определяемые нарушениями технологического режима эксплуатации сооружения, резкими изменениями естественного состояния грунта (обвалы, просадки, оползни и т.п.), нагрузки от землетрясений, называемые сейсмическими.

Для линейной части магистральных трубопроводов наиболее характерными являются следующие нагрузки и воздействия:

Собственный вес трубопровода q_т=n·q_o, где q – вес сооружения или конструкции, определяемый по геометрическим размерам; n=1,1;

Давление грунта q_гр, определяемое с учётом фактических размеров конструкций и состояния грунта по формулам механики грунтов;

Гидростатическое давление воды, определяемое по одному из основных правил гидростатики – давление жидкости в любой точке не зависит от ориентировки, т.е. угла наклона площадки действия и определяется лишь высотой столба жидкости над рассматриваемой точкой, т.е. P_в=ρ_в·h·g, где ρ_в – плотность жидкости; h – высота столба жидкости над рассматриваемой точкой; g – ускорение свободного падения;

Воздействие предварительного напряжения, создаваемого за счёт упругого изгиба при поворотах трубопровода в горизонтальном и вертикальном направлениях; при расчётах следует принимать нормативное значение нагрузки от предварительного напряжения равным σ_и;

Внутреннее давление (нормативное) p=n·p_г(н), где p_г(н) – расчётное давление газа (нефти и т.д.);

Вес продукта, заполняющего 1м длины трубопровода газа;

q_г=215·ρ_г·g·n·p·D²_вн/(z·T), где

ρ_г – плотность газа при нормальных условиях; z – коэффициент сжимаемости газа; T – абсолютная температура;

Для нефти и нефтепродуктов:

q_н=p_н·g·π·D²_вн/4, где

p_н – плотность транспортируемого продукта;

Температурные воздействия, рассчитываемые в соответствии с зависимостью, устанавливающей соотношение между усилиями и температурным перепадом Δt=t - t_о при невозможности температурных деформаций: σ_t=α_t·Е·Δt, где σ_t – действительные температурные напряжения; α_t – коэффициент линейного расширения; Е – модуль упругости; Δt –принимается по разности температуры t (наибольшей или наименьшей) и температуры t_о, при которой фиксируются элементы конструкции в проектном положении;

Снеговая нормативная нагрузка на 1м² площади горизонтальной проекции поверхности конструкции q_сн=q_о·c, где q_о – вес снегового покрова на 1м² горизонтальной поверхности земли; с – коэффициент, зависящий от формы поверхности и принимаемый по СНиП.

Ветровая нормативная нагрузка на 1м трубопровода

q_вет=(q_нс+q_нд)D_н, где

q_нс – нормативная статическая составляющая ветровой нагрузки; q_нд – нормативная динамическая составляющая ветровой нагрузки; значения q_нс и q_нд принимаются по СНиП.

Выталкивающая сила воды 1м трубопровода q_в.в=0,8D²_н·ρ_в·g, где ρ_в – плотность воды.

Остальные нормативные нагрузки и воздействия определяют в соответствии с конкретными условиями.