Пояснительная записка Чугаев К.А (1215583), страница 6

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

Расстояние между подвесками должно быть таким, чтобыконцы реек на 20-25 см заходили за подвески. Укладку футеровочной рейкиначинают с нижней точки, между трубой и подвесками закладываютнесколько реек и подтягивают подвески так, чтобы рейки плотно прилегали ктрубе, затем укладывают рейки на всю окружность трубы, выравниваютконцы реек и закрепляют их скрутками так, чтобы рейки плотно прилегали кЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата37изоляции. Расстояние между скрутками должно быть равное 1м. Послезакрепления реек хомутами, выполняются работы по футеровке следующегоучастка смежного с предыдущим.Рейки разгоняются по поверхности трубопровода так, чтобы их торцынаходились против ранее закрепленных реек.

В местах, где плеть уложена належки, ее приподнимают и удерживают в приподнятом положении краномтрубоукладчиком.Приукладкедюкераметодомпоследовательногопротаскивания и наращивания плетей, плети на 2-3 метра в конце нефутеруются.Футеровкастыковвыполняетсяпослечастичногопротаскивания дюкера и наращивания последующей плети.Рисунок 4.5 - Общая схема футеровки трубопровода деревянными рейками1 – гок трубоукладчика; 2 – траверса; 3 – пояса; 4 – проволочные скрутки; 5 –зафутерованный трубопровод; 6 – прицеп с рейкойПосле окончания футеровки трубопровода производится навескаутяжелителей.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата38Работыпобалластировкевыполняютсявследующейпоследовательности:комплекты грузов из приобъектного склада развозятся вдольтрубопровода и раскладываются на расстояние 0,5 м по меткам вдоль трубы;плетьтрубопроводатрубоукладчиками,оснащеннымимонтажными полотенцами, последовательно перекладывается на нижниеполукольца ;верхние полукольца утяжелителей устанавливаются сверхурабочей плети так, чтобы монтажные отверстия верхних и нижних полуколецсовместились;полукольца соединяются между собой шпильками (болтами).Шпильки вставляют в отверстия утяжелителей сверху, с навинченнымиверхними гайками.

Нижние гайки наворачивают на шпильку до отказа, азатем верхние гайки доворачивают гайковертом.Схема установки чугунных кольцевых грузов представлена на рисунке4.6.Рисунок 4.6 - Схема навески балластных грузов трубоукладчиком1 - кран-трубоукладчик, 2 - плеть трубопровода, 3 - нижнее полукольцоутяжелителя, 4 - верхнее полукольцо утяжелителяВыступающиечастиметаллическогокрепежаутяжелителейизолируются битумной мастикой ГОСТ 6617-76* «Битумы нефтяныестроительные.

Технические условия».При величине зазора более 5 мм между внутренними поверхностямиполуколец утяжелителя и поверхностью трубопровода, под грузы следуетЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата39установить дополнительные уплотняющие коврики из скального листа.МонтажныеоперациипоустановкеУЧКнанефтепроводосуществляются с помощью кранов-трубоукладчиков.Нижниеиверхниеполукольцаутяжелителейраскладываютпараллельно подготовленным плетям трубопровода в два ряда вдоль оситрубы с интервалом по техническому расчету.На береговом участке монтаж утяжелителей на первую плеть приналичииспусковойдорожкипроизводятрядомсней.Строповкубалластированного трубопровода при его подъеме и перекладке следуетосуществлять в местах расположения опорных частей утяжелителя.Дляуменьшенияколичестваимощноститрубоукладчиков,необходимых для перемещения плети в створ перехода, допускается навескагрузов с интервалами, а установка недостающих грузов на плеть – после ееукладки в створе.Для сокращения перерыва в процессе протаскивания трубопровода,вызванного сваркой стыков между плетями около уреза воды и монтажомутяжелителей на последующих плетях трубопровода, необходимо всетехнологические операции по навеске на них утяжелителей проводить в дваэтапа: сначала (заранее) установить одну часть утяжелителей на даннуютрубу в период расположения ее параллельно спусковой дорожке, затем –вторую часть утяжелителей установить после перемещения плети в створперехода.Установка утяжелителей на трубопровод производится пунктирнымметодом с шагом 1,53 м.

При установке утяжелителей необходимо следить зарасстоянием между утяжелителями и правильностью их установки натрубопроводе. Расчет шага и общее количество пригрузов выполнены втехнологическом расчете.Транспортировка утяжелителей в зону монтажа производят на стрелетрубоукладчика. Полукольца можно поднимать как прямо, так и вперевернутомположении.Перевертыватьполукольца(изпрямогоЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата40положения) допускается за две петли, но при этом они не должны отрыватьсяот земли.Контроль качества установки утяжелителей и затяжки шпилеквыполняется в соответствии с требованиями РД-91.200.00-КТН-044-11«Регламент применения балластирующих устройств при проектировании истроительстве магистральных трубопроводов».4.5 Монтаж понтонов на трубопроводДляуменьшениямассы(отрицательнойплавучести)участкатрубопровода, находящегося под водой, и соответственно тяговых усилийпри протаскивании, необходимо использовать разгружающие инвентарныепонтоны.До начала работ по установке понтонов должны быть выполненыследующие операции:обозначены места установки понтонов на трубопроводе;трубоукладчики расставлены вдоль плети;понтоны доставлены к месту установки;проверено техническое состояние понтонов;герметичность;строповочные устройства (стальные стропы диаметром 15-19мм);Работы по навешиванию грузозахватных устройств на трубопроводпроизводятся в следующей последовательности:понтоны раскладываются вдоль плети трубопровода рядом сместами установки;понтоныстропятсячетырехветвевымстропомккрюкутрубоукладчика;ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата41трубоукладчиком монтируется в непосредственной близости надтрубой;понтон опускается на трубу в месте установки и вручнуюкрепится к трубе стропами.Рисунок 4.7 - Схема навески разгружающих понтонов на трубопровод:1 - укладываемый трубопровод; 2 - понтон; 3 - строп; 4 - клинья;5 - деревянные прокладки; 6 - трубоукладчикЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата425 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПРОТАСКИВАНИЯДЮКЕРАПри сборке труб (секций) в плеть должны применяться инвентарныемонтажные опоры или земляные (грунтовые) призмы [9].Опоры должны воспринимать нагрузку от веса плети, обеспечиватьсоосность труб, фиксировать их пространственное положение в процессесварки стыка, исключать сползание плети.Технологический процесс при протаскивании плетей на р.

Амурвключает:подготовку на монтажной площадке дюкера из тринадцати плетейпротяженностью 203,4 м и одной плети 140,8 м;укладку 1-ой плети дюкера трубоукладчиками по створу;приварку оголовка к головной плети;запасовку троса на оголовок;прокладку тягового троса с правого на левый берег, запасовка натяговую лебедку;оснащение 1-ой плети дюкера разгружающими понтонами;протаскивание1-ойплетидюкераподнутраншеисразгружающими понтонами;вывод 2-ой плети дюкера в створ, выполнение монтажного стыка,контроль сварного стыка, изоляция сварного стыка и футеровка. Плоскоститорцовых поверхностей стыкуемых плетей должны быть перпендикулярныосям этих трубопроводов и параллельны друг другу. Перемещение участковтрубопроводовтрубоукладчикамидлядостижениясприменениемихсоосности«мягких»осуществляетсяполотенец.Впроцессевыполнения монтажного стыка (сварка, контроль сварного стыка, изоляция,футеровка, балластировка) предусмотреть каждые 3 часа протаскиваниедюкера на 5 – 10 м с целью предотвращения его замыва и прилипания;ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата43оснащение 2-ой плети дюкера разгружающими понтонами;протаскивание 1-ой и 2-ой плетей дюкера по дну траншеи сразгружающими понтонамипоочередное наращивание и протаскивание последующих плетейтрубопровода (с 3-ей по 14-ю);отстроповку разгружающих понтонов после размещения дюкера впроектном створе;контроль положения уложенного трубопровода;срезку оголовка, демонтаж тяговой лебедки.5.1 Выбор и монтаж запорной арматурыГраницами подводного перехода трубопровода, определяющимидлину перехода, являются участок, ограниченный запорной арматурой,установленной на берегах.В качестве магистральной задвижки на ЛЧ принята шибернаязадвижка с выдвижным шпинделем.Задвижка должна иметь наружное антикоррозионное покрытие,выполненное в заводских условиях, и обеспечивать герметичность икоррозионную стойкость от воздействия рабочей среды в условияхэксплуатации.Для максимального снижения выбросов в окружающую средугорючих и взрывопожароопасных веществ при аварийной разгерметизациисистемы предусмотрена установка запорных устройств с дистанционнымуправлением и временем срабатывания не более 120 с.Установка шиберных задвижек предусмотрена с электроприводами вовзрывозащищенном исполнении Приводы задвижек закрыты защитнымикожухами с замками или оборудованы специальными блокираторами.В состав работ по монтажу узла задвижки входят:ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата44земляные работы;фундаментные работы;подготовка конструктивных элементов и труб к сварке (разметка,газовая резка, зачистка мест резки и т.д.);монтаж задвижки;монтаж колодцев;монтаж трубопроводов и сборочно-сварочные работы;изоляционные работы.Шиберные задвижки, устанавливаемые на подводных переходахтрубопроводов, следует размещать на обоих берегах на отметках не нижеотметок ГВВ 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода [10].Дляприямков,технологическихогороженныхзадвижекбордюрнымпредусматриваетсякамнем.Приямкиустройствозасыпаютсякерамзитовым гравием.Строповку и подъем сборных элементов следует производить спомощью подъемных и захватных приспособлений.Все конструкции, необходимые при монтажных работах, располагатьв зоне работы трубоукладчика и крана.Впроцессемонтажадолжнабытьобеспеченаустойчивостьсмонтированных элементов до сварки закладных частей.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата456 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДА6.1 Расчет диаметра проектируемого нефтепроводаВнутренний диаметр нефтепровода круглого сечения рассчитываютпо формуле:(6.1)где Q – расчетно-пропускная способность нефтепровода;ɷ – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки при заданнойрасчетной пропускной способности, определяемая по графику;Расчетнаячасоваяпропускнаяспособностьнефтепроводаопределяется по формуле:(6.2)где– годовой расход нефти,= 50 млн т/год– расчетная плотность нефти при 20 °C,– число рабочих суток,= 842,9 кг/м³;= 350 сут.Тогда, расчетный внутренний диаметр нефтепровода будет равен:По значениюдиаметрпринимается ближайший стандартный наружный.

Характеристики

Список файлов ВКР