1.Подсчет объемов земляных работ при разработке траншеи.

^{г) Объем траншеи:}

^{Vтранш = (a + Вср)/2*hср*l;}

^{где Вср – ширина траншеи средняя между двумя пикетами;}

^{hср – высота траншеи средняя между двумя пикетами;}

^{l - длина участка траншеи между двумя пикетами.}

Подсчет объемов земляных работ при разработке траншеи

1. Подсчет объемов по разработке траншеи.

а) Ширина траншеи по низу:

. + 2а = 0,159 + 2х0,2 = 0,559 м

В связи с тем, что разработка траншеи ведётся многоковшовым роторным экскаватором со сменным оборудованием и шириной разработки 0,6 м принимаем ширину траншеи понизу и поверху 0,6 м. В местах, где необходимо заложение откосов, вертикальные стенки крепят специальными временными крепями, щитами с опорными стойками.

г) Объем траншеи:

Vтранш = (a + Вср)/2*hср*l;

где Вср – ширина траншеи средняя между двумя пикетами;

hср – высота траншеи средняя между двумя пикетами;

l - длина участка траншеи между двумя пикетами.

2.Контроль качества и приемки земляных работ.

Контроль качества земляных работ заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ проектной документации, требованиям СП с соблюдением допусков, а также технологических карт в составе ППР.

Цель контроля - предупредить возникновение брака и дефектов в процессе работ, исключить возможность накопления дефектов, повысить ответственность исполнителей.

Выявленные в ходе контроля дефекты, отклонения от проектов, требований СП, ППР или технологических нормативов карт подлежат исправлению до начала последующих операций (работ).

Операционный контроль качества земляных работ включает: проверку правильности переноса фактической оси траншеи с проектным положением; проверку отметок и ширина полосы для работы роторных экскаваторов (в соответствии с требованиями проекта производства работ); проверку профиля дна траншеи с замером ее глубины и проектных отметок, проверку ширины траншеи по дну; проверку откосов траншей в зависимости от структуры грунта, указанной в проекте; проверку толщины слоя подсыпки на дне траншеи и толщины слоя присыпки трубопровода мягким грунтом; контроль толщины слоя засыпки и обвалования трубопровода; проверку отметок верха насыпи, ее ширины и крутизны откосов; размер фактических радиусов кривизны траншей на участках горизонтальных кривых.

С целью возможности комплексного ведения работ необходимо контролировать сменный темп разработки траншей, который должен соответствовать сменному темпу изоляционно-укладочных работ, а при заводской изоляции - темпу изоляции стыков труб и укладки готового трубопровода в траншею. Разработка траншей взадел, как правило, не допускается.

Приемка законченных земляных сооружений осуществляется при сдаче в эксплуатацию всего трубопровода. При сдаче законченных объектов строительная организация (генеральный подрядчик) обязана передать заказчику всю техническую документацию, которая должна содержать: рабочие чертежи с внесенными в них изменениями (если они имели место) и документ по оформлению допущенных изменений; промежуточные акты на скрытые работы; чертежи земляных сооружений, выполненных по индивидуальным проектам, в сложных условиях строительства; перечень недоделок, не препятствующих эксплуатации земляного сооружения, с указанием сроков их устранения (в соответствии с договором и контрактом между исполнителем и заказчиком); ведомость постоянных реперов, геодезических знаков и указателей разбивки трассы.

Порядок приемки и сдачи законченных работ, а также оформление документации должны производиться в соответствии с действующими правилами приемки работ. При подземной и надземной прокладках трубопровод на всем протяжении должен опираться на дно траншеи или ложе насыпи. Правильность устройства основания под трубопровод и укладки его (дно траншеи по длине, глубина заложения, опирания трубопровода по всей длине, качество отсыпки постели из мягкого грунта) должна проверяться строительной организацией и заказчиком на основании геодезического контроля до засыпки трубопровода грунтом с составлением соответствующего акта.

3.НПС, назначение, состав. НПС – это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки нефти или нефтепродуктов в заданных объёмах, а также подготовки к дальнему транспорту нефти или нефтепродуктов. Размещаются на трассе трубопровода в соответствии с гидравлическим расчётом на расстоянии 80 – 150км. Головная НПС располагается вблизи месторождения, нефтеперерабатывающих заводов и крупных перевалочных нефтебаз. Промежуточные НПС - для повышения давления перекачиваемого продукта в трубопроводе.

В зависимости от выполняемых технологических операций могут быть наливными или перекачивающими. На наливных станциях продукт перекачивают по трубопроводу, а также производят перевалку его на другие виды транспорта.

В состав НПС входят насосные, резервуарные парки, камеры пуска скребка, совмещённые с узлами переключений, сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров, понижающую электростанцию с открытым распределительным устройством или электростанцию собственных нужд, комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станций и жилого посёлка, комплекс сооружений хозяйственно – фекальной и промышленно – ливневой канализации, котельную с тепловыми сетями, пожарное депо, узел связи, РММ, мастерские КИП, административный блок, складские помещения.

На конечных наливных станциях осуществляется приёмка нефти, отгрузка или распределение в районы потребления. К основным объектам конечных пунктов, помимо резервуарных парков, относят наливные эстакады, лабораторию для контроля качества продукта, объекты вспомогательных служб и вспомогательно-производственного назначения.

К основному оборудованию перекачивающей станции относят насосы (основные и подпорные) и соответствующие приводы.

В качестве основных применяются высокопроизводительные насосы нормального ряда специального назначения. Насосы выпускаются в двух исполнениях: многоступенчатые (высоконапорные) и одноступенчатые (низконапорные).

Вспомогательное оборудование перекачивающих станций условно можно разделить на две категории: оборудование насосных станций и объектов обслуживающего назначения.

К первой категории относится всё оборудование систем смазки, уплотнения и охлаждения, вентиляции; ко второй – котлы, насосы системы канализации и очистки, оборудование водоподготовки (бактерицидные установки, установки для смягчения воды и др.), насосы теплоснабжения, пожарного, производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения, приборы и аппараты производственно-технологической связи, защиты от статического электричества и молниезащиты, химлаборатории и др.

Резервуарный парк предназначен для выполнения технологических операций приёма, хранения и откачки нефтепродуктов при различных гидравлических режимах работы отдельных участков нефте- и продуктопроводов, налива нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны на наливных эстакадах, для учёта хранимых и транспортируемых продуктов, а также создания определённого запаса нефтепродуктов на головных перекачивающих станциях и наливных пунктах. На промежуточных перекачивающих станциях резервуарные парки выполняют роль буферных ёмкостей и предназначены для компенсации неравномерности подачи нефти или нефтепродуктов перекачивающими станциями в любой момент времени. При кратковременном плановых или аварийных остановах одной из промежуточных станций продукт транспортировки поступает в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счёт продукта, имеющегося в её резервуарном парке.

Билет №25

1.Виды коррозий и разрушений. Коррозия - разрушение или изменение свойств металла, вызванное химическими или электрохимическими процессами при взаимодействии с окружающей средой. По характеру взаимодействия металла с окружающей средой различают два основных вида коррозии: химическую и электрохимическую

^{Химическая - относится к случаям изменения свойств металла в результате химических реакций без возникновения и протекания электрического тока. К этому виду коррозии относятся газовая коррозия и коррозия в неэлектролитах. Газовая коррозия происходит в результате взаимодействия металла с сильно разогретым газом при полном отсутствии влаги (например, коррозия лопаток газовых турбин, образование окалины при термической обработке металла и т. п.). Коррозия в неэлектролитах – разрушение металла в жидких или газообразных неэлектропроводных средах (коррозия при взаимодействии с нефтепродуктами, содержащими серу).}

^{Электрохимическая – это окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием и протеканием электрического тока. При этом на различных участках поверхности металла возникают анодные и катодные участки. Коррозионные разрушения образуются только на анодных участках. К электрохимическим коррозионным процессам относятся: коррозия в электролитах (жидкостях, проводящих электрический ток: речная и морская вода, растворы солей, кислот и щелочей); почвенная коррозия – разрушение металла под воздействием почвенного электролита; электрокоррозия – коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающий токов; контактная коррозия – коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным контактом двух и более металлов, имеющих разный электрохимический потенциал; атмосферная коррозия – разрушение металла в среде атмосферного воздуха или любого другого влажного газа; биокоррозия – коррозия, жизнедеятельностью микроорганизмов, которые выделяют вещества, ускоряющие коррозионные процессы.}

^{Процесс коррозии металла начинается с его поверхности и распространяется вглубь. Различают сплошную местную коррозию. При сплошной коррозии вся поверхность металла покрыта слоем продуктов коррозии. Местная коррозия – разрушение металла на отдельных участках поверхности. Различают следующие виды местной коррозии: пятнами (толщина слоя продуктов коррозии много меньше площади пятна); язвенная (глубина повреждения значительна и соизмерима с его площадью); точечная (питтинговая) – глубина повреждения много больше его диаметра. подповерхностная – вспучивание в виде пузырей и расслоение металла; межкристаллитная (распространяется по границам кристаллов металла и приводит к потере прочности и пластичности); структурно-избирательная (разрушается какой-либо один элемент сплава); коррозионное растрескивание (происходит в результате сочетания коррозионного и механического воздействия на металл).}

^{Местная коррозия является причиной возникновения концентраторов напряжений, поэтому она более опасна, чем сплошная.}

Заводские дефекты труб – металлургические дефекты (слоистость стенок труб, закаты, неметаллические включения, плены); использование сталей с нерасчётными характеристиками прочности, пластичности, вязкости; отклонения геометрических характеристик от расчётных (толщина стенки, диаметр труб, величина притупления кромок); дефекты заводских сварных швов (непровары, смещение кромок, шлаковые включения, ослабление околошовных зон основного металла, трещины, царапины и задиры, наносимые на металл в процессе изготовления труб, места ремонта заводского сварного шва).

Дефекты сварных соединений труб, выполняемых в полевых условиях, в основном те же, что и в заводских сварных швах (непровары, подрезы, шлаковые включения, неравнопрочность металла шва с основным металлом, «охрупчивание» околошовных зон и др.).

Механические повреждения труб при транспортировке, строительстве и эксплуатации – вмятины, царапины, задиры, приварка «заплат», «корыт», приварка различного рода крепёжных элементов, утонение концевых участков труб, при перетаскивании их волоком, сквозные повреждения, гофры.

Перенапряжение труб, обусловленное нарушениями требований проекта или ошибками проектных решений – довольно частая причина разрушений труб. Наиболее характерными примерами такого рода разрушений труб являются искривление трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях влоть до образования гофр.

Перенапряжение труб в результате неучтённых нагрузок. К таким нагрузкам относятся: силовое воздействие оползающих грунтов при укладке труб в тело оползней, размыв подводных трубопроводов, колебания размытых участков под воздействием потока и т.п.

2.Структура технологической карты при производстве работ и ее виды. Типовые технологические карты производства отдельных видов строительных, монтажных и специальных работ, выполняемых при прокладке трубопроводов, разрабатывают с целью обеспечения соответствующих организаций наиболее рациональными решениями по организации и технологии строительного производства, способствующими повышению производительности труда, улучшению качества и снижению себестоимости работ.

В них должны предусматриваться:

- применение технологических строительных и монтажных процессов, строительных и монтажных операция, рабочих приемов и рабочих движений, обеспечивающих необходимый уровень производительности труда и качества работ;

- синхронная по объемам и времени поставка труб, изоляционных и других материалов, конструкций, изделий, деталей и приспособлений из расчета на 1 км трубопровода;

- использование открытого фронта работ с учетом технологически допустимых сближений линейных потоков;

- внедрение комплексной механизации всех видов работ, в том числе вспомогательных, с максимальным использованием машин, механизмов и оборудования ( в две или три смены), а также широкое применение средств малой механизации;

- применение узлов отключающей арматуры трубопровода, инвентарных лёжек, инвентарных узлов для подключения агрегатов при очистке полости и испытании трубопровода, изготовленных в заводских или базовых условиях;

- соблюдение действующих правил охраны труда и техники безопасности;

- выполнение мероприятий по охране окружающей среды.

Типовая технологическая карта, как правило, состоит из четырех разделов:

1) область применения (характеристика конструктивных элементов и их частей; состав видов работ; характеристика условий и особенностей производства работ (природно-климатических, геологических, гидрологических, сменности и др.); указания о привязке карты к конкретному объекту и условиям строительства);

2) организация и технология строительного процесса (указания по подготовке объекта; план и разрезы объекта, схемы организации строительной площадки (рабочей зоны) в период производства данного вида работ; указания по продолжительности хранения и запасу конструкций, изделий и материалов на строительной площадке (в рабочей зоне); методы и последовательность производства работ, способы транспортировки материалов и конструкций к рабочим местам; численно-квалификационный состав бригад и звеньев; график выполнения работ и калькуляция трудовых затрат; указания по осуществлению контроля и оценке качества работ, включающие: допуски, схемы операционного контроля качества, перечень актов освидетельствования скрытых работ; решения по охране труда и технике безопасности.

3) технико-экономические показатели (затраты труда на принятую единицу измерения и на весь объем работ; затраты машино-смен на весь объем работ; выработка на одного рабочего; себестоимость строительно-монтажных работ.

4) материально-технические ресурсы (потребность в ресурсах, необходимых для выполнения строительного процесса; количество и номенклатура строительных конструкций, деталей, полуфабрикатов, материалов и оборудования; число и типы машин, инструмента, инвентаря и приспособлений; потребность в эксплуатационных материалах.

Применительно к строительству линейной части трубопроводов признано необходимым введение дополнительных разделов: 5) организация и методы труда; 6) контроль качества работ; 7) техника безопасности при производстве работ.

Типовые технологические карты на строительные процессы, выполняемые в зимних условиях, дополнительно должны содержать указания по режиму выдерживания конструкций, местам замера температуры и влажности, способам устройства утепления и заделам стыков в конструкциях, а также схемам разводок пара, электроэнергии и др.

Технологические карты разрабатываются на сложные виды работ: изоляция трубопровода; изоляция сварных стыков труб с заводской изоляцией термоусаживающимися манжетами; сварочные работы (отдельно на каждую толщину стыкуемых труб, применяемых сварочных материалов, методов сварки).

3. ГАЗОКОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ. Основное оборудование и назначение

Компрессорные станции являются составной частью магистральных газопроводов, по которым осуществляется транспортировка природного газа от промыслов к потребителям. Они предназначены для увеличения производительности газопроводов, что достигается путём повышения давления газа на выходе из станции за счёт его сжатия. Кроме того, осуществляется очистка и охлаждение газа, так как при сжатии он нагревается. Транспортируемый через КС природный газ называется технологическим в отличие от импульсного, пускового и топливного, используемых для собственных нужд станции.

Основной объект КС – компрессорный цех, оснащённый газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА и другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. В состав КС может входить один или несколько компрессорных цехов. В состав головных КС, расположенных в районе промыслов, могут входить дожимные компрессорные цехи, предназначенные для повышения давления газа на входе в основной цех.

В комплекс КС входят: котельные, общестанционные системы водоснабжения и канализации с насосными станциями, электростанции собственных нужд или трансформаторные подстанции, узлы дальней и внутренней связи, автотранспортные парки, механические мастерские, различные административно-хозяйственные сооружения. Кроме того, в состав КС входит химическая лаборатория для периодического анализа масла, воды и, если необходимо, других рабочих веществ, систематически проверяет загазованность объектов и плотность транспортируемого газа. Головные КС оснащаются сооружениями и оборудованием для осушки, очистки от вредных примесей.

Транспортируемый газ через ответвления (шлейфы) поступает в компрессорные цехи КС. После очистительных устройств он попадает в газоперекачивающие агрегаты, где осуществляется процесс сжатия, после чего пропускается через газоохладители (АВО) и возвращается в газопровод для дальнейшей транспортировки.

Когда компрессорная станция не работает, газ транспортируется только по газопроводу, минуя КС, тогда запорная арматура на входе и выходе станции закрывается, а открывается проходной кран.Максимальное давление газа на входе в КС составляет 50кгс/см², а на выходе – 75кгс/см². Температура газа на выходе не должна превышать 70ºC. В настоящее время, для более эффективного транспорта газа температура на входе КС 10-20ºC, на выходе КС 35-40ºC, после АВО 25-30ºC. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов КС способна перекачивать от 50 до 150млн. м³ газа в сутки.

Основными производственными задачами КС заключаются в обеспечении надёжной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, теплоэлектросливного, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме транспорта газа.

Компрессорный цех включает следующее основное оборудование и системы:

1. газоперекачивающие агрегаты;

2. систему оборотного водоснабжения и охлаждения масла;

3. систему маслоснабжения;

4. систему технологического газа;

5. систему топливного и пускового газа;

6. систему импульсного газа;

7. систему пожаробезопасности;

8. систему вентиляции, кондиционирования и отопления;

9. комплекс средств контроля и автоматики;

10. систему электроснабжения;

11. систему сжатого воздуха для технических целей;

12. систему промышленной канализации;

13. грузоподъёмные механизмы.

Билет №26

1.Переход МГ под автодорогой. Конструкция перехода такова. Трубопровод с целью дополни­тельной защиты от внешних нагрузок укладывается в кожухе, длина которого на 10-50 м превышает ширину полотна дороги, а диаметр не менее, чем на 200 мм больше диаметра трубопровода. Кожух, как и основной трубопровод, покрыт антикоррозионной изоляцией. На пе­реходах газопроводов межтрубное пространство в кожухе сообщается с атмосферой посредством вытяжной свечи диаметром 100-150 мм и высотой не менее 5 м На переходах нефте- и нефтепродуктопроводов вытяжные свечи не устраивают. Кожух укладывают с уклоном не ме­нее 0,002 с тем, чтобы при аварийном разрыве трубопровода нефть (нефтепродукты) стекала в специальный сборный колодец.

^{Угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами составляет 90°. Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.}

^{Прокладка кабеля связи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги производится в защитном футляре или отдельно в трубах. На подземных переходах газопроводов через железные и автомобильные дороги концы защитных футляров должны иметь уплотнения из диэлектрического материала. Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа.}

3.Газораспределительные станции (ГРС) должны обеспечивать подачу потребителям (предприятиям и населённым пунктам) газа обусловленного количества с определённым давлением, степенью очистки и одоризации. Для снабжения газом населённых пунктов и промышленных предприятий от МГ сооружаются отводы, по которым газ поступает на газораспределительную станцию. На ГРС осуществляются следующие основные технологические процессы: - очистка газа от твёрдых и жидких примесей; - снижение давления (редуцирование); - одоризация; - учёт количества (расхода) газа перед подачей его потребителю. Основное назначение ГРС – снижение давления газа и поддержание его на заданном уровне. Газ с давлением 0,3 и 0,6 МПа поступает на городские газораспределительные пункты, газорегулирующие пункты потребителя и с давлением 1,2 и 2 МПа – к специальным потребителям (ТЭЦ, ГРЭС, АГНКС и тд.). На выходе ГРС должна обеспечиваться подача заданного количества газа с поддержанием рабочего давления в соответствии с договором между ЛПУ МГ и потребителем с точностью до 10%. Надёжность и безопасность эксплуатации ГРС должны обеспечиваться: 1. периодическим контролем состояния технологического оборудования и систем; 2. поддержанием их в исправном состоянии за счёт своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ; 3. своевременной модернизацией и реновацией морально и физически изношенных оборудования и систем; 4. соблюдением требований к зоне минимальных расстояний до населённых пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений; 5. своевременным предупреждением и ликвидацией отказов. Ввод в эксплуатацию ГРС после строительства, реконструкции и модернизации без выполнения пуско-наладочных работ запрещается. Для вновь разрабатываемого оборудования ГРС система автоматического управления должна обеспечивать: - включение в работу резервной редуцирующей нитки при выходе из строя одной из рабочих; - отключение вышедшей из строя редуцирующей нитки; - сигнализацию о переключении редуцирующих ниток. Каждая ГРС должна быть остановлена 1 раз в год для выполнения ремонтно-профилактических работ. Порядок допуска на ГРС посторонних лиц и въезд транспорта определяются подразделением производственного объединения. При въезде на территорию ГРС должен устанавливаться знак с названием (номером) ГРС, указанием принадлежности её подразделению и производственному объединению, должности и фамилии лица, ответственного за эксплуатацию ГРС. Имеющаяся на ГРС охранная сигнализация должна содержаться в исправном состоянии.

1.5. ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ ГРС  На рисунке 1 представлена технологическая схема ГРС, где обозначены основные узлы ГРС, каждый из которых имеет своё назначение.  Основные узлы ГРС: 1. узел переключения; 2. узел очистки газа; 3. узел предотвращения гидратообразования; 4. узел редуцирования; 5. узел учёта газа; 6. узел одоризации газа. Узел переключения ГРС предназначен для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование давления по обводной линии, а также для предотвращения повышения давления в линии подачи газа потребителю с помощью предохранительной арматуры. Узел очистки газа ГРС предназначен для предотвращения попадания механических (твёрдых и жидких) примесей в технологическое и газорегуляторное оборудование и средства контроля и автоматики ГРС и потребителя. Узел предотвращения гидратообразований предназначен для предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях и арматуре.

Узел редуцирования газа предназначен для снижения и автоматического поддержания заданного давления газа, подаваемого потребителю.  Узел учёта газа предназначен для учёта количества расхода газа с помощью различных расходомеров и счётчиков.  Узел одоризации газа предназначен для добавления в газ веществ с резким неприятным запахом (одорантов). Это позволяет своевременно обнаруживать утечки газа по запаху без специального оборудования.

2.  Технологическая схема ННБ при строительстве переходов трубопроводов через водные преграды включает четыре последовательных этапа, схематически показанных на рис. 2:

Этап 1. Бурение пионерной скважины

Окончание бурения пионерной скважины (буровая головка вышла на противоположном берегу)

Этап 2. Расширение пионерной скважины с одновременной прокладкой второй колонны труб

Этап 3. Протаскивание трубопровода за расширителем к буровой установке

Этап 4. Гидравлическое испытание трубопровода в скважине

Обозначения: 1 - буровая головка с забойным двигателем; 2 - бурильная колонна труб;-3 - вторая бурильная колонна труб; 4 - буровая установка; 5 - вертлюг; 6 - расширитель; 7 - трубопровод; 8 - цилиндрический расширитель

Рис. 2. Технологическая схема строительства перехода трубопровода через преграды способом направленного бурения

Этап I - бурение пионерной скважины с выходом буровой головки на противоположном берегу;

Этап II - расширение пионерной скважины;

Этап III - протаскивание рабочего трубопровода в расширенную скважину;

Этап IV - испытание рабочего трубопровода.

4.4.3. Эффективность работы на всех этапах ННБ зависит от правильного выбора бурового оборудования и инструмента с учётом грунтовых условий, состава бурового раствора, надежной системы ориентации, квалификации и опыта обслуживающего персонала.

Билет №27

1.Запорная арматура ГНП. Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные управления потоками жидкостей газов, транспортируемых трубопроводам.

Назначение запорной арматуры — перекрывать поток рабочей среды по трубопроводу и снова пускать среду в зависимости от требований технологического процесса, обслуживаемого данным трубопроводом. Кроме того, запорную арматуру применяют для переключения потока или его части из одной ветви системы в другую; для дросселирования потока среды, т. е. изменения его расхода, давления и скорости. Отметим, что такое применение запорной арматуры нежелательно, т. к. в условиях дросселирования запорная арматура быстрее изнашивается из-за эрозии, вибрации и других причин.

Запорная арматура бывает четырех типов:

задвижки - запорный элемент перемещается поперек потока;

вентили - запорный элемент перемещается вдоль потока жидкости без трения о корпус и его детали; краны - поворотные запорные устройства, уплотнительные поверхности которых во время работы остаются в контакте друг с другом и защищены от рабочей среды;

дисковые поворотные затворы - наиболее простой вид арматуры, имеющий минимальные размеры, габарит и вес.

Арматура для газонефтепроводов изготавливается из чугуна серого, чугуна ковкого, углеродистой легированной стали, цветных металлов и пластмасс, в зависимости от энергетических параметров потока (давления и температуры), диаметра трубопровода и назначения арматуры.

Для обеспечения нормальной работы арматуры применяются антифрикционные и уплотнительные смазки и гидромасла. Смазки и масла должны обеспечивать сохранность жидкой прослойки, не выдавливаться с поверхностей под действием нагрузок, должны быть физически и химически стойкими. Смазки бывают: антифрикционные, защитные и уплотняющие (герметики); низко-, средне- и тугоплавкие; водостойкие; морозостойкие; коррозионностойкие; кислотоупорные.

Основные требования к запорной арматуре линейной части магистральных трубопроводов: минимальное гидравлическое сопротивление полностью открытой арматуры; легкость срабатывания после длительной эксплуатации в открытом положении; высокая надежность; долговечность; безотказность; герметичность затвора и всех уплотнений; коррозионная стойкость.

К запорной арматуре перекачивающих станций предъявляются дополнительные требования: должна иметь большое число циклов срабатывания до отказа; возможность работы на сменных уплотнениях; взрывобезопасность.

На линейной части трубопроводов надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать: на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более и на однониточных переходах категории В; в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии не менее 15 м; на ответвлениях к ГРС; на входе и выходе газопроводов из КС, СПХГ и головных сооружений; по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м; на одном или обоих концах участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметке выше уровня городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности; на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку — место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;

При параллельной прокладке двух ниток или более газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на расстояние не менее 100 м друг от друга по длине трубопровода. В сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м.

Линейную запорную арматуру на газопроводах и трубопроводах обвязки, находящуюся под давлением, — байпасы, продувочные линии и перемычки, - следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бес колодезной установки.

Доступ для обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу крана.

Линейная запорная арматура газопроводов 1 класса диаметром 1000 мм и более, а также нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.

Запорная арматура, установленная на магистральных трубопроводах, должна иметь: ограждение; площадку обслуживания с обязательной установкой предупреждающих и запрещающих знаков на ограждении; нумерацию согласно технологической схемы трубопровода; указатели вращения на закрытие и открытие и положений "закрыто", "открыто"; подъезд.

2.Лупингование. Лупинг- дополнительный трубопровод, прокладываемый на некоторых участках параллельно основному для повышения его пропускной способности.

Перед ремонтом создается запас труб (преимущественно изолированных в заводских условиях) на всю длину ремонтируемого участка. Операции: вывоз и сварка труб, параллельно ремонтируемому газопроводу, в нитку с контролем качества монтажных сварных стыков; монтаж всех пересечений с естественными и искусственными препятствиями; разработка траншеи, монтаж трубопровода с захлестами всех пересечений и засыпка минеральным грунтом; очистка внутренней полости трубопровода от воды и посторонних предметов; испытание на прочность и герметичность; отключение заменяемого и подключение нового трубопровода к действующему газопроводу (с использованием технологии врезки под давлением или отключением старого участка и врезке нового).

Старый г-д: вскрытие, подъем и очистка от старого изоляционного покрытия, укладка трубопровода на бровку траншеи с использованием технологических операций скоростного демонтажа; предварительная отбраковка и резка трубопровода на отдельные плети или трубы; транспортирование труб на склад металлолома или базу ремонта и переизоляции для использования при последующих ремонтах; засыпка траншеи минеральным грунтом с рекультивацией плодородного слоя почвы.

Достоинства - отсутствия вывода участка газопровода из транспорта газа (отключение нужно лишь для подключения нового газопровода); не требуется использование на сегодняшний день малоэффективных, ненадежных в трассовых условиях и дорогостоящих автоматизированных мобильных средств диагностики тела трубы; по причине разрезки газопровода на отдельные трубы полное удаление всех старых дефектов в кольцевых швах; высокое качество диагностирования труб в стационарных условиях; повышение качества ремонта, так как условия его проведения более благоприятные, отсутствуют жесткие требования к времени его проведения; сокращение численности и состава механизированного комплексов для строительно-монтажных работ.

Лупинги на перегонах между станциями могут быть проложены где угодно. Эффект от лупинга (уменьшение гидравлического сопротивления трубопровода), проложенного в начале, в середине или в конце перегона, один и тот же. Однако для уменьшения напряжений, возникающих в трубопроводе от давления нефти, лупинги целесообразно прокладывать в конце перегонов. Но в некоторых случаях уменьшение нагрузки на трубопровод можзт быть достигнуто прокладкой лупинга и в середине перегона.