Методичка Сооружение и ремонт объектов для кадры РК ВНС2


МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Ухтинский государственный технический университет»
(УГТУ)
Н.С. ВИШНЕВСКАЯ, Е.Е. ЯВОРСКАЯ, А.И. ПОПОВА
Сооружение газонефтепроводов,
НС и КС
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
(переработанное и дополненное)
Ухта, УГТУ, 2014
УДК 622.692.4.07(075.8)
ББК 39.76Я7
В 55
ISBN
Сооружение газонефтепроводов, НС и КС. [Текст] : учеб. пособие / Н. С. Вишневская, Е. Е. Яворская, А. И. Попова – Ухта : УГТУ, 2014. – 109 с.
Учебное пособие состоит из двух разделов. В первом разделе пособия приведены основные сведения, назначение магистральных трубопроводов и области их применения. Конструктивные решения магистральных трубопроводов. Состав сооружений и основные рабочие показатели магистральных трубопроводов. Во втором разделе приведены расчеты объема земляных работ при сооружении ГНП, выбор землеройной техники и комплекта машин для транспортировки грунта, определение рациональной транспортной схемы, расчет такелажных средств и приспособлений, расчет балластировки и расчет расхода полимерных лент и расстановки трубоукладчиков.
Учебное пособие предназначено для проведения лекционных, практических занятий, самостоятельное изучение студентами дисциплины «Сооружение газонефтепроводов, НС и КС» для направления подготовки 23.03.01 «Нефтегазовое дело» (академический бакалавриат)
Работа выполнена в рамках реализации проекта по подготовке высококвалифицированных кадров для направления подготовки 23.03.01 «Нефтегазовое дело» (Программа «Кадры для регионов»).
Содержание издания согласовано с Техническим отделом АО «Транснефть-Север» (начальник отдела – В.Т. Федоров)
УДК 622.692.4.07(075.8)
ББК 39.76Я7
Учебное пособие рекомендовано к изданию Редакционно-издательским советом Ухтинского государственного технического университета.
Рецензент: Е. И. Крапивский, профессор каф. ПЭМГ, д. г-м. н.
Точность
© Ухтинский государственный технический университет, 2014
© Н. С. Вишневская, Е. Е. Яворская, А. И. Попова, 2014
ISBN
ОГЛАВЛЕНИЕ
TOC \o "1-3" \h \z \u ВВЕДЕНИЕ PAGEREF _Toc404947892 \h 4КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: PAGEREF _Toc404947893 \h 4ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫ PAGEREF _Toc404947894 \h 5ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ PAGEREF _Toc404947895 \h 18ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ PAGEREF _Toc404947896 \h 191. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ PAGEREF _Toc404947897 \h 211.1 НАЗНАЧЕНИЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И PAGEREF _Toc404947898 \h 21ОБЛАСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ PAGEREF _Toc404947899 \h 211.2 СОСТАВ, КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИЯ PAGEREF _Toc404947900 \h 23МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ PAGEREF _Toc404947901 \h 231.3 КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ PAGEREF _Toc404947902 \h 261.4 СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ PAGEREF _Toc404947903 \h 311.5 ОСНОВНЫЕ РАБОЧИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТРУБОПРОВОДОВ PAGEREF _Toc404947904 \h 391.5.1 НЕФТЕПРОВОДЫ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ PAGEREF _Toc404947905 \h 391.5.2 ГАЗОПРОВОДЫ PAGEREF _Toc404947907 \h 402. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ PAGEREF _Toc404947908 \h 432.1 РАСЧЕТ ОБЪЕМА ЗЕМЛЯНЫХ РАБОТ ПРИ СООРУЖЕНИИ ГНП PAGEREF _Toc404947909 \h 432.2 ВЫБОР ЗЕМЛЕРОЙНОЙ ТЕХНИКИ И КОМПЛЕКТА МАШИН ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГРУНТА PAGEREF _Toc404947913 \h 472.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНОЙ ТРАНСПОРТНОЙ СХЕМЫ PAGEREF _Toc404947933 \h 532.4 РАСЧЕТ ТАКЕЛАЖНЫХ СРЕДСТВ И ПРИСПОСОБЛЕНИЙ PAGEREF _Toc404947937 \h 582.5 РАСЧЁТ БАЛЛАСТИРОВКИ PAGEREF _Toc404947942 \h 642.6 РАСХОД ПОЛИМЕРНЫХ ЛЕНТ И РАССТАНОВКИ PAGEREF _Toc404947961 \h 73ТРУБОУКЛАДЧИКОВ PAGEREF _Toc404947962 \h 73ПРИМЕРНЫЕ ВОПРОСЫ ДЛЯ КОНТРОЛЬНОГО ТЕСТА PAGEREF _Toc404947974 \h 82Приложение А PAGEREF _Toc404947975 \h 106Приложение Б PAGEREF _Toc404947976 \h 107БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК PAGEREF _Toc404947977 \h 108
ВВЕДЕНИЕТрубопроводный транспорт углеводородов России – сложная техническая система (СТС) с мощным энергетическим потенциалом. Трубопроводные магистрали по грузообороту занимают 2 место после железных дорог. Природный газ, нефть и нефтепродукты помимо внутренних потребителей поставляются по трубопроводам в 25 стран СНГ, Балтии и Европы. Поэтому к трубопроводам предъявляются высокие требования по обеспечению надёжности и безопасности их функционирования. Одним из путей решения проблемы повышения надёжности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно-обоснованных технологий строительства трубопроводных систем. Основной особенностью строительства является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопровода.
Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть – непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная по трассе тем или иным способом.
Существуют принципиально различные конструктивные схемы прокладки газонефтепроводов: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Выбор схемы прокладки определяется условиями строительства и принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов.
В учебном пособии приведены задания и варианты решения задач, которые чаще других приходится решать при строительстве линейной части газонефтепроводов.
Ключевые слова: сооружение, конструктивные схемы, газонефтепроводы, линейная часть, компрессорные станции, насосные станции, земляные работы, землеройная техника, транспортная схема, такелажные средства, монтажные приспособления, балластировка, трубосварочные базы (ТСБ).

ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫВ учебном пособии использованы следующие термины и определения по направлению подготовки 23.03.01 «Нефтегазовое дело».
Адекватное - приравненное, соответствующее, верное, точное значение.
Алгоритм диагностирования - определенная совокупность, так называемых элементарных проверок объекта, а также правил, устанавливающих последовательность реализации элементарных проверок, и правил анализа результатов последних.
Аномалия участок стенки трубы или сварного шва, на котором зарегистрированы показания приборов или имеются визуальные признаки, свидетельствующие о возможности наличия дефекта.
Аппаратные методы
диагностирования предполагают введение в диагностируемую систему дополнительного оборудования, в функции которого входит измерение контролируемых параметров, сравнение их с эталонными значениями и принятие решения о работоспособности исследуемой системы. Достоинствами аппаратных методов является их высокое быстродействие (обычно в реальном масштабе времени), а также возможность обнаружения не только отказов, но и сбоев в работе системы.
Арматура (вооружение, снаряжение) – приборы и приспособления, устанавливаемые на каком либо оборудовании, например, трубопроводная арматура.
Аэровизуальное обследование осуществляется с вертолета на высоте 100 м со средней скоростью не выше 100 км/ч при боковом удалении от оси трубопровода не более 100 метров. Главным инструментом при обследовании служит оборудование, с помощью которого фиксируются проявления экзогенных геологических процессов и обстановка на трассе.
Аэрокосмические методы контроля основаны на регистрации характеристик электромагнитного поля земли. Используются, прежде всего оптико-электронные сканерные методы, тепловизионные методы, методы ИК и СВЧ, радиометрии, гиперспектральные методы, лидарные методы, РЛ методы – радары с синтезированной аппаратурой (РСА) и радары бокового обзора (РЛСБО), магнитометрические и гравиметрические методы, пассивные методы, основанные на регистрации потоков частиц (гаммаспектрометрия).
Аэрокосмическая съемка (АКС) процесс получения с помощью космического летательного аппарата статического изображения местности на светочувствительном материале с помощью оптических приборов в заданных временных и пространственных параметрах. По спектральному диапазону АКС подразделяют на ахроматическую (черно-белую) и цветную (с натуральной и условной цветопередачей объектов местности).
Балластировка дополнительные пригрузы, утяжелители – обеспечивающие устойчивость трубопроводов против всплытия.
Байпас обвод, параллельный прямому участку трубопровода, с запорной или регулирующей трубопроводной арматурой или приборами (например, счетчиками жидкости или газа).
Взаимодействующие дефекты два или несколько дефектов, для совокупности которых расчетное давление разрушения трубы ниже расчетного давления разрушения трубы для каждого из дефектов.
Вибрация механические колебания, возбуждаемые вибраторами (полезная вибрация) или возникающие при движении транспортных средств, работе машин и механизмов (вредная вибрация).
Вмятина нарушение формы сечения трубы в виде местного плавного изменения формы поверхности, образующегося при действии на наружную поверхность трубопровода сосредоточенной или распределенной поперечной нагрузки.
Воздействия нагрузки, изменения температуры, влияния на строительный объект окружающей среды, действие ветра, осадка оснований, смещение опор, деградация свойств материалов во времени и другие эффекты, вызывающие изменения напряженно-деформированного состояния строительных конструкций. При проведении расчетов воздействия допускается задавать как эквивалентные нагрузки;
Гляциокриология гляцио - лёд, крио – холод и логос) - наука, изучающая явления, связанные с холодом, морозом и льдом.
Гнутый отвод под гнутым отводом понимают отвод, изготовленный из трубы и имеющий угол поворота до 6° включительно.
Гофр нарушение формы сечения трубы в результате потери местной устойчивости стенки трубы, когда при изгибе трубопровода в сжатой зоне развиваются чрезмерные пластические деформации. Обычно вытянут в окружном направлении, имеет малую длину по оси трубопровода. Гофр может иметь, кроме основной волны, дополнительные (вторичные) волны меньшей высоты.
Дефект каждое отдельное несоответствие продукции требованиям, установленным нормативной документацией [ГОСТ 15467-79 (СТ СЭВ 3519-81)].
Дефектный элемент часть объекта магистрального газопровода (труба, СДТ), имеющая дефекты и подлежащая полной замене при ремонте или реконструкции.
Документ качества трубы или СДТ сертификат или паспорт, подтверждающий соответствие трубы или СДТ требованиям ТУ или ГОСТ.
Дефекты подразделяются на явные, скрытые, критические, значительные и малозначительные, исправимые и неисправимые.
Дефекты явные поверхностные выявляются при визуальном осмотре.
Дефекты внутренние скрытые и поверхностные, не различимые
глазом, определяются - специальными средствами.
Дефекты, классификация выполняется в зависимости от характера, размеров, места расположения дефекта на детали, особенностей деталей и изделий, их назначения, условий использования (эксплуатации).
Дефект критический дефект, при наличии которого использование продукции по назначению невозможно или исключается из-за несоответствия требованиям безопасности или надежности.
Дефект малозначительный не оказывает какого либо существенного влияния на работоспособность продукции.
Дефект значительный существенно влияет на использование продукции по назначению и (или) на ее долговечность, но не является критическим.
Диагноз результат диагностирования.
Дюкер (дюкер – проводить) напорный трубопровод, прокладываемый под руслом реки или канала, по склонам и дну глубокой долины и оврага, под дорогой и т.д.
Забракованная катушка участок трубы с дефектами, признанная непригодной для применения в МГ.
Забоина повреждение, возникающее при динамическом взаимодействии поверхности трубы с твердым телом, с острыми краями, без касательного по отношению к поверхности стенки трубы перемещения и заметного остаточного местного изгиба тела трубы.
Коэффициент сочетаний нагрузок коэффициент, учитывающий уменьшение вероятности одновременного достижения несколькими нагрузками их расчетных значений;
Нагрузки внешние механические силы (вес конструкций, оборудования, снегоотложений, людей и т.п.), действующие на строительные объекты.
Нагрузки длительные Нагрузки, изменения расчетных значений которых в течение расчетного срока службы строительного объекта пренебрежимо малы по сравнению с их средними значениями.
Нагрузки кратковременные нагрузки, длительность действия расчетных значений которых существенно меньше срока службы сооружения.
Нормативное (базовое) значение нагрузок основная базовая характеристика, устанавливаемая соответствующими нормами проектирования, техническими условиями или заданием на проектирование;
Особые нагрузки нагрузки и воздействия (например, взрыв, столкновение с транспортными средствами, авария оборудования, пожар, землетрясение и отказ работы несущего элемента конструкций), создающие аварийные ситуации с возможными катастрофическими последствиями;
Идентификация трубы или СДТ процедура установления соответствия трубы или СДТ выданному на нее документу качества.
Идентифицированная труба или СДТ труба или СДТ, для которой установлено соответствие маркировки документу качества, выданному на трубу или СДТ.
Карстовые пустоты пустоты, образующиеся в результате карстовых явлений, связанных с растворением природными водами горных пород.
Категория труб и СДТ классификационная группа труб и СДТ по возможности их эксплуатации в МГ, а также порядку их подготовки к применению.
Катушка цилиндрический участок трубы (патрубок) с параметрами, регламентированными требованиями действующей нормативной документации, длиной не менее 250 мм.
Контролируемая шлифовка метод ремонта трубы или СДТ, заключающийся в вышлифовке дефектов с контролем их остаточной глубины в процессе шлифовки, а также контролем результатов ремонта, включая подтверждение полноты устранения дефектов и определение размеров образовавшихся выемок.
Комбинированные методы включают в себя как аппаратную, так и программную диагностику.
Консистенция (консистер – состоять) состояние подвижности вещества, отличающееся от подвижности типично жидких и типично твёрдых тел.
Конструкция строение, устройство, взаимное расположение частей сооружения, машины, проекта и т.д.
Компрессорная станция
магистрального газопровода неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на компрессорной станции. КС служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Параметрами работы КС определяется режим работы газопровода.
Компрессорная станция, промежуточная (ПКС) компрессорная станция, которая предназначена для поддержания необходимого режима транспорта газа по всей длине магистрального газопровода.
Коррозия самопроизвольное разрушение твердых тел, вызванное химическими и электрохимическими процессами, развивающимися на поверхности тела при его взаимодействии с внешней средой.
Коррозионному разрушению подвержены металлы, бетон, строительный камень, дерево, некоторые пластмассы и другие конструкционные и строительные материалы.
Литология (лито – камень, логос – понятие, учение) отрасль петрографии (науки о горных породах), изучающая осадочные горные породы в отношении их состава, физико-химических свойств, происхождения и истории развития.
Линейная часть основная составляющая магистрального трубопровода, непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная вдоль трассы тем или иным способом.
Локальные дефектные участки
газопровода участки газопровода, на которых существуют условия отслоения изоляционного покрытия и протекают коррозионные и/или стресс-коррозионные процессы.
Магистральные трубопроводы капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки нефти и газа на значительные расстояния.
Магистральный трубопроводный транспорт вид федерального транспорта, предназначенный для транспортировки магистральными трубопроводами продукции, подготовленной в соответствии с требованиями национальных (государственных) стандартов и технических условий, и состоящей из магистральных трубопроводов и их систем.
Мониторинг непрерывный процесс наблюдения и регистрации параметров объекта, в сравнении с заданными критериями. Это система сбора/регистрации, хранения и анализа небольшого количества (явных или косвенных) признаков/параметров описания данного объекта для вынесения суждения о поведении/состоянии данного объекта в целом.
Модели объекта при диагностировании вводится понятие модели объекта.
Модели функциональные отражают только выполняемые объектом (исправным или неисправным) функции, определенные относительно рабочих входов и выходов объекта. Позволяют решать задачи проверки работоспособности и правильности функционирования объекта.
Модели структурные применяются для проверки исправности и поиска дефектов с большей глубиной, содержат информацию о внутренней организации объекта, о его структуре.
Модели объектов диагностирования могут быть детерминированными и вероятностными.
Модели вероятностные к вероятностному (предположительному) представлению прибегают при невозможности детерминированного описания поведения объекта.
Морозное пучение дисперсных пород поднятие поверхности земли, обусловленное увеличением объёма замёрзшей влаги и льдообразованием (вследствие миграции воды) при промерзании. Происходит выпучивание крупнообломочного материала с образованием на поверхности каменных полей (курумов), или сортировка грунтов с образованием каменных полигонов или полос на склонах.
Морозобойное растрескивание механизм процесса заключается в том, что при охлаждении в соответствии с распределением температур по глубине в мёрзлых породах возникают сжимающие и растягивающие напряжения, накопление которых приводит к разрыву пород и образованию трещин.
Надежность свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции. Надежность - комплексное свойство, состоящее в общем случае из безотказности, долговечности, ремонтопригодности и сохраняемости.
Насос машина для создания потока жидкой среды.
Насос, нефтяной магистральный центробежный насос (одно- или многоступенчатый), предназначенный для подачи в системах магистральных трубопроводов нефти и нефтепродуктов с температурой от -5 до +80°С, кинематической вязкостью не более 3·10-4 м2/с, с содержанием механических примесей не более 0,005% (по объему) и размером частиц до 0,2 мм.
Насосная станция комплекс сооружений, машин и устройств для напорного перемещения жидкостей.
Насосная установка насосный агрегат с комплектующим оборудованием и системами, смонтированными по определенной схеме, обеспечивающий работу насоса.
Нефтехранилище резервуар или система резервуаров для хранения нефти или продуктов ее переработки; сооружаются наземные, полуподземные и подземные хранилища; резервуары бывают стальные, железобетонные, пластмассовые; наиболее распространены наземные стальные (объемом до 100 тыс.м3) и полуподземные железобетонные (объемом до 30 тыс.м3) резервуары.
Неразрушающий контроль контроль, при котором не должна быть нарушена пригодность труб и СДТ к применению и эксплуатации.
Оборудование совокупность связанных между собой частей или устройств, из которых по крайней мере одно движется, а также элементы привода, управления и энергетические узлы, которые предназначены для определенного применения, в частности для обработки, производства, перемещения или упаковки материала.
Объекты диагностики различные технические системы или её части - устройства, блоки или элементы, подлежащие диагностированию.
Одоризация газа добавление в газ специальных веществ – одорантов, обладающих сильным специфическим запахом.
Отказы случайные непредусмотренные перегрузки, погрешности изготовления, ошибки персонала, сбой системы управления и т.д.
Отказы систематические закономерные явления, вызывающие постепенное накопление повреждений (влияние среды, времени, температуры).
Отказы внезапные неожиданные (например, поломки от перегрузов с характером хрупкого разрушения).
Отказы постепенные по развитию и внезапные по проявлению с продолжительным инкубационным периодом (усталостное разрушение, разрушение в результате коррозионного растрескивания под напряжением).
Отказы постепенные накапливаются по мере эксплуатации объекта (износ, загрязнение, старение материалов).
Отказ самоустраняющийся, сбой приводящий к кратковременному нарушению работоспособности.
Отказ, причины возникновения могут объясняться конструктивными, технологическими или эксплуатационными факторами.
Отказы, последствия могут быть легкими, средними, тяжелыми, или тяжелыми с катастрофическими последствиями. Классифицируются по трудоемкости устранения причин, по количеству и тяжести вторичных разрушений, которые вызывает рассматриваемый отказ.
Отказы полные исключающие возможность дальнейшей эксплуатации объекта, вплоть до устранения причины отказа.
Отказы частичные позволяющие частично или кратковременно использовать объект.
Освидетельствование трубы или СДТ процедура, устанавливающая соответствия трубы или СДТ требованиям действующих ТУ или ГОСТ на трубы и СДТ для МГ.
Отбраковка трубы, СДТ или катушки процедура определения пригодности трубы, СДТ или катушки для применения в магистральных газопроводах.
Оценка качества труб и СДТ процедура установления соответствия труб и СДТ нормативным требованиям и их разделения на категории.
Переход в предельное состояние происходит в момент снижения давления разрушения трубы до заданного уровня давления.
Предельное состояние трубы задается допустимым уровнем давления, с которым сравнивают величину расчетного давления разрушения дефектной трубы или катушки.
Пригодная катушка катушка, признанная пригодной для применения в МГ.
Поверхностные дефекты дефекты, расположенные на поверхности трубы, вызывающие уменьшение площади сечения стенки трубы или продольного сварного шва (коррозионные, стресс-коррозионные, металлургические и т.п.).
Сканер это устройство, которое анализируя какой-либо объект (обычно изображение, текст), создаёт цифровую копию изображения объекта. Процесс получения этой копии называется сканированием. Сканер снимает изображение не целиком, а по строчкам. По вертикали планшетного сканера движется полоска светочувствительных элементов и снимает по точкам изображение строку за строкой. Чем больше светочувствительных элементов у сканера, тем больше точек он может снять с каждой горизонтальной полосы изображения.
Солифлюкционные процессы (солюм - почва и флюкцио - истечение) медленное передвижение почв и рыхлых грунтов под влиянием попеременного протаивания – промерзания и силы тяжести. Развивается в зоне развития мерзлых горных пород.
Срок ремонта дефектных труб период времени, в течение которого необходимо отремонтировать или вырезать дефектные участки труб, обследованные в шурфах.
Трубопровод сооружение из труб, плотно соединенных между собой, для транспортировки газообразных, жидких и твердых продуктов, в том числе готовых изделий.
Трубы полые (пустотелые) изделия, преимущественно кольцевого сечения и относительно большой длины.
Трубопроводный транспорт
составляющая часть системы снабжения нефтью и газом.
Трубопровод-лупинг параллельно действующая нитка трубопровода.
Траншея временное земляное сооружение, длина которой многократно превышает ширину.
Топография (топос – место и графо – пишу) географическое и геометрическое изучение местности, путём проведения съемочных работ (наземных, с воздуха, из космоса и создания на их основе топографических карт).
Технический коридор магистральных газонефтепроводов система параллельно проложенных по одной трассе трубопроводов, предназначенных для транспортирования углеводородного сырья.
Топогеодезия (геодезия – землемерие) наука, занимающаяся изучением размеров земли (высшая геодезия) и её небольших участков; имеет большое значение при осуществлении различных инженерных мероприятий.
Трубы и СДТ категории А трубы и СДТ, прошедшие процедуры по обследованию, оценке качества, освидетельствованию, ремонту и оформлению необходимых документов и признанные пригодными для применения в магистральных газопроводах.
Трубы категории А разделяют на категории А1, А2, А3 или бракуют (относят к категории Б). СДТ категории А разделяют на категории А1, А2 или бракуют (относят к категории Б).
Трубы и СДТ категории А1 трубы и СДТ, оставляемые в газопроводе для дальнейшей эксплуатации, в том числе ремонтируемые без вырезки из газопровода (в траншее).
Трубы и СДТ категории А2 трубы и СДТ, извлеченные из траншеи, отремонтированные и смонтированные в границах ремонтируемого участка, определенного проектной документацией (как правило, в пределах от крана до крана).
Трубы категории А3 трубы, вырезаемые из ремонтируемых и демонтированных участков газопроводов, которые подлежат освидетельствованию на специализированных заводах или базах, для повторного применения при ремонте магистральных газопроводов. По результатам освидетельствования труб, на них оформляют документы качества как на трубы повторного применения.
СДТ не могут быть отнесены к категории А3 в связи с отсутствием в ОАО «Газпром» нормативного документа, регламентирующего их повторное применение. В случае разработки и введения в действие указанного норматива, допускается отнесение СДТ к категории А3.
Трубы и СДТ категории Б трубы и СДТ, применение которых в магистральных газопроводах не допускается.
Трубы и СДТ могут быть забракованы и отнесены к категории Б (Б1, Б2), в том числе переведены из категорий А (А1, А2, А3), по результатам их обследования, освидетельствования или ремонта, а также входного или
выходного контроля (в случаях возникновения повреждений при нанесении изоляции, погрузочно-разгрузочных, сварочно-монтажных и других работах).
Трубы и СДТ категории Б1 забракованные трубы и СДТ, которые не могут быть применены на объектах промысловых и магистральных газопроводов, но могут быть использованы в хозяйственных целях при строительстве водоводов, коллекторов, терминалов и других объектов.
Трубы и СДТ категории Б2 забракованные трубы и СДТ, которые не могут быть применены на объектах промысловых и магистральных газопроводов и подлежат применению только в качестве сырья для выплавки стали (металлолома).
Футеровка весьма недолговременное защитное покрытие.

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯТС - транспортные системы.
ТП - трубопроводы.
МГНП- магистральные газонефтепроводы.
ЛЧ- линейная часть.
МТП- магистральные трубопроводы.
МГП - магистральные газопроводы.
МНП- магистральные нефтепроводы.
ВТД - внутритрубная дефектоскопия.
ГТС СНГ- газотранспортная система содружества независимых государств
КРН - коррозион. растрескивание под напряжением (стресс - коррозия).
КС- компрессорная станция.
ГКС- головная компрессорная станция.
ПКС- промежуточные компрессорные станции.
СДТ - соединительная деталь трубопровода.
ДКС- дожимная компрессорная станция.
ДНС- дожимная насосная станция.
УКПГ- установка комплексной подготовки газа.
УКПН- установка комплексной подготовки нефти.
НПС- нефтеперекачивающая станция.
ГНПС- головная нефтеперекачивающая станция.
ПНПС- промежуточная нефтеперекачивающая станция.
РП- резервуарный парк.
РВС- резервуар вертикальный стальной.
РГС- резервуар горизонтальный стальной.
РВСП- резервуар вертикальный стальной с понтоном.
РВСПК- резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей.
НМ- насос магистральный.
НМП- насос магистральный подпорный.
НПВ- насос подпорный вертикальный.
КПД- коэффициент полезного действия.
ЛПУМГ- линейно-производственное управление магистральными газопроводами.
БКНС- блочно - комплектные нефтеперекачивающие станции.
ГПА- газоперекачивающие агрегаты.
ЗП- запорная арматура.
ГТУ- газотурбинные установки.

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯDн, Dвн, R, Rвн, δн - наружный и внутренний диаметры, средний и внутренний радиусы, номинальная толщина стенки трубы, [L];
E, μ, α - модуль Юнга, коэффициент Пуассона и коэффициент линейного расширения материала трубы, [L-1 ·М·Т-2], [-], [Θ-1];
Fr, Ff - площадь кольца и площадь внутреннего сечения трубы, [L2];
r, θ, z - координаты связанной с трубопроводом цилиндрической системы координат, [L], [-], [L];
x, y, z - координаты декартовой прямоугольной системы координат, образованной правой тройкой векторов базиса, [L];
s (x, y, z) - пространственная координата, направленная вдоль оси трубопровода, [L];
T - время, [Т];
р (s, t) - давление транспортируемого потока, [L-1 ·М·Т-2];
mp - масса единицы длины трубы с учетом массы изоляционного покрытия и размещенного на трубопроводе регулировочного оборудования, [М·Т-1];
mf - масса транспортируемого потока в единице длины трубопровода, [М·Т-1];
m - суммарная масса единицы длины (трубопровода), [М·Т-1];
ρ - плотность транспортируемого потока, [М·Т-3];
ν - скорость транспортируемого потока вдоль оси трубопровода, [М·Т-1];
Δt - расчетный температурный перепад, [Θ];
{Y} - вектор положения (трубопровода), [L];
{Yi} - вектор положения (трубопровода) на шаге i (i=0,1,2,…) при численном решении уравнения движения, [L];
y (s, t) - функция перемещения (трубопроводной системы), [L];
T - температура, [Θ];
{y} - вектор перемещения системы конечных элементов трубопровода, [-];
σкцн - кольцевые напряжения материала стенки трубы от нормативного давления, [L-1 ·М·Т-2];
σпрн - продольные напряжения материала стенки трубы от нормативных нагрузок и воздействий, [L-1 ·М·Т-2];
σкц - кольцевое напряжения материала стенки трубы, [L-1 ·М·Т-2];
σпр - продольное напряжение материала стенки трубы, [L-1 ·М·Т-2];
Sa - амплитуда перемещения, [L];
Ln - длина полуволны поперечной деформации трубопровода, [L];
f - частота периодических колебаний, [Т-1];
ω,υ - угловые частоты гармонических колебаний, [Т-1];
ω0 - угловая собственная частота системы без демпфирования, [Т-1];
ωθ - угловая частота изменения напряженно-деформированного состояния материала стенки трубы по полярному углу Θ, [-].

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ1.1 НАЗНАЧЕНИЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И
ОБЛАСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯМагистральными называют трубопроводы, предназначенные для дальнего транспорта жидких, газообразных и твердых сыпучих продуктов от мест их добычи, получения, переработки (условная начальная точка трубопровода) к местам потребления (условная конечная точка).
В зависимости от вида транспортируемого продукта трубопроводы получают соответствующие их целевому назначению названия.
Газопроводы - трубопроводы для перекачки природных и искусственных газов, находящихся как в газообразном, так и в жидком состояниях. В последнем случае газопровод имеет более узкое название, например аммиакопровод, газопровод сжиженного газа (пропана, бутана и их смесей), углекислотопровод и т.п.
Нефтепроводы - трубопроводы для перекачки нефти, поступающей по системе промысловых трубопроводов к начальной точке магистрального нефтепровода.
Нефтепродуктопроводы - трубопроводы для перекачки продуктов переработки нефти: бензинов (бензинопровод), дизельного топлива, керосина (керосинопровод), мазута (мазутопровод).
Наиболее широко трубопроводы используются для перекачки природных газов, нефтей и нефтепродуктов, однако по трубопроводам перекачивают на большие расстояния и воду (магистральные водоводы), уголь в виде водных суспензий (углепроводы), расплавленную серу, инертные сыпучие материалы. Ведутся исследовательские и опытные работы по созданию пневмотрубопроводного транспорта. При этом грузы, помещенные в трубопроводе в специальные контейнеры, под напором воздуха, нагнетаемого в трубопровод, движутся в нем с весьма большой скоростью.
Наконец, нельзя не отметить, что своевременная и наиболее надежная доставка горючего для снабжения быстро перемещающихся воинских частей может быть осуществлена в основном с помощью так называемых полевых нефтепродуктопроводов. Этот способ доставки горючего используется в армиях и флотах многих стран.
Все перечисленные выше виды трубопроводов относятся к сухопутным трубопроводам, так как прокладываются по территории материка.
Увеличение мировой добычи нефти и газа в акваториях океанов и морей потребовало прокладки магистральных трубопроводов под водой как с заглублением их в грунт, так и без заглубления. Такие трубопроводы называют морскими. Иногда магистральный трубопровод имеет морскую и сухопутную части. Такой трубопровод называют сухопутно-морским.
Таким образом, назначение трубопроводов с каждым годом расширяется - от транспортирования горючих газов и нефтей до продуктов питания. Область их применения охватывает все районы территории России - от центральных, хорошо освоенных, до областей, где трубопроводы практически являются одним из первых объектов инженерной деятельности человека. К таким районам относятся районы Крайнего Севера, пустыни. Трубопроводы пересекают горы и реки, непроходимые болота и топи.
В настоящее время и в обозримом будущем только они смогут обеспечить непрерывную доставку нефти и газа в центральные районы страны. Поэтому необходимо постоянное совершенствование методов проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов в целях повышения их надежности и эффективности, снижения энергозатрат на перекачку, затрат материальных и трудовых ресурсов на сооружение, сокращения времени строительства, увеличения срока службы без капитального ремонта, уменьшения или полного устранения вредного воздействия на природу, ее растительный и животный мир.

1.2 СОСТАВ, КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВМагистральные трубопроводы - это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки на значительные расстояния природных и искусственных газов (в газообразном или сжиженном состоянии), нефти, нефтепродуктов, воды, твердых и сыпучих тел, взвешенных в потоке воздуха или воды, от мест их добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка).
В состав магистральных трубопроводов входят:
нефтеперекачивающие (НПС) и компрессорные (КС) станции;
емкости для хранения нефти, нефтепродуктов и газа;
линейная часть трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС и т. д.;
линии электропередачи, установки электрохимзащиты (ЭХЗ);
противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;
постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки и т. д.
В настоящее время все вновь строящиеся, а также реконструируемые магистральные трубопроводы и ответвления от них условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением 1,2-10 МПа следует проектировать с учетом основных положений строительных норм и правил (СП 36.13330.2012). Эти нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, в районах морских акваторий, на промыслах, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионное воздействие на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 °С.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления р делят на два класса:
класс I 2,5 МПа < р < 10,0 МПа;
класс II 1,2 МПа <р< 2,5 МПа.
Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра Dу подразделяют на четыре класса:
класс I 1000 мм < Dу < 1200 мм;
класс II 500 мм < Dу < 1000 мм;
класс III 300 мм <Dу < 500 мм;
класс IV Dу < 300 мм.
Чем выше класс трубопровода, тем большую опасность он представляет в случае разрушения и тем будут большие расстояния от оси трубопровода до близлежащих населенных пунктов, промышленных предприятий, а также отдельных зданий и сооружений.
Разделение трассы магистрального трубопровода по категориям. Магистральные трубопроводы проходят по участкам с различным рельефом местности, с различными гидрогеологическими условиями, пересекают водные преграды, автомобильные и железные дороги, электрические подземные кабели и воздушные высоковольтные линии электропередачи, линии связи и т. д. Поэтому в зависимости от условий работы трубопровода, а также для безопасности расположенных вблизи трассы объектов, согласно СП 36.13330.2012, линейную часть (таблица 1) и отдельные участки магистральных трубопроводов (приложение Д) подразделяют на пять категорий: В, I, II, III и IV. В каждой категории предъявляют определенные требования к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений, к предварительным гидравлическим испытаниям и к типам изоляционного покрытия (таблицы 1,.2). Категорийность линейной части магистральных трубопроводов и их участков зависит от вида транспортируемого продукта и условного диаметра трубопровода.
Таблица 1 - Категории магистральных трубопроводов
Назначение трубопровода Категория трубопровода при прокладке
подземной наземной и
надземной
Для транспортирования природного газа: а) диаметром менее 1200 мм IV III
б) диаметром 1200 мм и более III III
в) в северной строительно-климатической зоне III III
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов: а) диаметром менее 700 мм IV III
б) диаметром 700 мм и более III III
в) в северной строительно-климатической зоне III 111
Таблица 2 - Требования, предъявляемые к участкам различных категорий магистральных трубопроводов
Категория
трубопровода и его участка Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность т Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % общего количества Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
В 0,60 Принимается по СНиП Ш-42-80*
I 0,75 II 0,75 III 0,90 IV 0,90 Примечание - При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.
1.3 КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВОсновной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть - непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная по трассе тем или иным способом.
В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки магистральных трубопроводов: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов.
Подземная схема укладки, является наиболее распространенной (98 % от общей протяженности). Трубопровод укладывают в грунт на глубину, превышающую диаметр труб (рисунок 1).
При данной схеме укладке достигается максимальная механизация работ всех видов, не загромождается территория и после окончания строительства используются пахотные земли, отсутствует воздействие солнечной радиации и атмосферных осадков, трубопровод находится в стабильных температурных условиях. Однако на участках с вечномерзлыми, скальными и болотистыми грунтами подземная схема укладки является неэкономичной из-за высокой стоимости земляных работ. Кроме того, необходимость специальной балластировки (особенно газопроводов) на участках с высоким стоянием грунтовых вод и надежного антикоррозионного покрытия от почвенной коррозии значительно удорожает стоимость строительства.

Рисунок 1 - Подземные схемы прокладки трубопровода: а - прямоугольная форма траншеи; б - трапецеидальная форма траншеи; в - смешанная форма траншеи; г - укладка с седловидными пригрузами; д - укладка с использованием винтовых анкеров для закрепления против всплытия; е - укладка в обсыпке из гидрофобизированных грунтов; ж - укладка в зонах активных тектонических разломов; з - укладка с песчаной подсыпкой вне зон разломов; 1 - трубопровод; 2 - минимальное заглубление; 3 - засыпка почвеннорастительным грунтом; 4 - грунт из отвала; 5 - подсыпка песком; 6 - засыпка крупнозернистым песком; 7 - подсыпка крупнозернистым песком
Наземные схемы прокладки (рисунок 2) преимущественно используются в сильно обводненных и заболоченных районах при высоком уровне грунтовых вод и очень малой несущей способности верхнего слоя грунта, на солончаковых грунтах, при наличии подстилающих скальных пород, а также при пересечении с другими коммуникациями.

Рисунок 2 - Наземные схемы прокладки трубопровода: а - повышенной устойчивости с обсыпкой минеральным грунтом; б - повышенной устойчивости с обсыпкой гидрофобизированным грунтом; в - в насыпи с обсыпкой минеральным грунтом; г - в насыпи с обсыпкой гидрофобизированным грунтом
При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается выше отметок дневной поверхности, а нижняя образующая - ниже, на уровне или выше дневной поверхности. Для уменьшения объема насыпи и увеличения устойчивости трубопровода в горизонтальной плоскости (особенно на криволинейных участках) рекомендуется проектировать прокладку трубопровода в неглубокую траншею глубиной 0,4- 0,8 м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров. При всех ее преимуществах недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи и необходимость устройства большого числа водопропускных сооружений.
Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков рекомендуется в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия (рисунки 3-6). При надземной прокладке сводится к минимуму объем земляных работ, отпадает необходимость в дорогостоящей пригрузке, а также в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов. Однако надземная укладка имеет недостатки: загроможденность территории, устройство опор, специальных проездов для техники и миграции животных и значительная подверженность трубопровода суточным и сезонным колебаниям температуры, что требует принятия специальных мер.
В каналах и коллекторах прокладывают водоводы, теплопроводы, трубопроводы для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, в т. ч. с путевым подогревом, а также трубопроводы в вечномерзлых грунтах. Для сокращения тепловых потерь стенки каналов изготавливают из теплоизоляционных материалов (рисунок 7).

Рисунок 3 - Надземные схемы прокладки линейной части магистрального трубопровода: а - трубопровод с компенсаторами; б - трубопровод в виде зигзагообразного самокомпенсиру- ющего контура; в - упругоискривленный самокомпенсирующий трубопровод; г - трубопровод со слабоизогнутыми участками; д - параллельная прокладка трубопровода; 1 - трубопровод; 2 - промежуточная продольно-подвижная опора; 3- неподвижная опора; 4- П-образный компенсатор; 5 - промежуточная или скользящая опора; 6 - шарнирная опора; 7 - свободноподвижная опора; 8 - слабоизогнутый участок (компенсатор)

699135-320040
Рисунок 4 — Прокладка трубопровода на участках с погребенными льдами:
1 - георешетка; 2 - гумусный слой; 3 - насыпь из щебня с песочным заполнением 20 %; 4 - подсыпка; 5 - железобетонная плита; 6 - свободноподвижная опора; 7 - нефтепровод в теплоизоляции; 8 - полиэтиленовая мембрана; 9 - перекрывающие породы; 10 - ледяной массив

12801604166235
Рисунок 5 - Прокладка трубопровода в каналах или коллекторах:
1 - трубопровод; 2 - лежка-опора; 3 - теплоизоляционные плиты
1.4 СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВМагистральный трубопровод - сооружение линейного типа, представляющее непрерывную трубу, вдоль которой размещаются сооружения, обеспечивающие перекачку транспортируемого продукта при заранее заданных параметрах (давлении, температуре, пропускной способности и т.п.). В отличие от других линейных сооружений, таких как автодороги, железные дороги, магистральный трубопровод в течение всего срока эксплуатации находится в сложном напряженном состоянии под воздействием внутреннего давления перекачиваемого продукта и работает как сосуд высокого давления. Если по нему перекачивается нефть, газ, бензин и т.п., то это делает его к тому же чрезвычайно энергонасыщенным сооружением. Это необходимо иметь в виду при определении состава сооружений магистрального трубопровода и их роли в обеспечении надежной эксплуатации трубопровода и уменьшении энергетических потерь в случаях возможных разрушений труб.
Состав сооружений и их назначение зависят от вида транспортируемого продукта.
Магистральный газопровод включает следующие группы сооружений (рис. 6): головные, линейные, компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС) в конце трубопровода, подземные хранилища газа (ПХГ), объекты связи (высокочастотной и селекторной), системы электрозащиты сооружений трубопровода от коррозии, вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу газопровода (линии электропередач, водозаборные устройства и водопроводы, канализация и т.п.), объекты ремонтно-эксплуатационной службы, административные и жилищно-бытовые сооружения.

Рис. 6. Схема магистрального газопровода:
1 - промысел; 2 - газосборный пункт; 3 - головная КС;
4 - отвод и ГРС; 5,6 - переходы через дороги; 7 - промежуточная КС;
8,9 - переходы через реку и овраг; 10 - подземное газохранилище;
11 - станция катодной защиты; 12 - конечная ГРС
Головными называют сооружения, на которых газ готовят к дальнему транспортированию. Комплекс головных сооружений (ГС) зависит от состава и давления газа, добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт. В комплекс ГС входят: установки по очистке газа от механических примесей, влаги, установки отделения от серы и высокоценных компонентов. К ГС относят и КС в начальной точке газопровода, на территории которой обычно размещается комплекс перечисленных сооружений.
Линейная часть газопровода представляет собой непрерывную трубу, собранную из отдельных труб между промежуточными КС и пересекающую на всем протяжении от начальной до конечной точек естественные и искусственные препятствия, обходящую населенные пункты и особо сложные для строительства участки. Некоторые из этих препятствий показаны на рис. 6 (поз. 5, 6, 8, 9). Конечно, схема Рис. 6 лишь очень условно отображает реальные условия действительной местности.
Компрессорные станции представляют площадочный комплекс сооружений, состоящий из определенного числа и типа функциональных блоков, предназначенных для выполнения основных и вспомогательных процессов.
Модель функционирования КС показана на рис. 7.
Основное назначение КС - сжатие газа - реализуется на установках элемента 1 (поршневой компрессор, центробежный нагнетатель) в функциональном блоке Т, включающем компрессорный цех. Для работы элементов 1 в блоке Т имеются энергетические установки (газовые турбины, электродвигатель, дизель - элемент 2, а кроме того, в нем имеются устройства охлаждения двигателей и смазочного масла - элемент 3, устройства подготовки газа к дальнему транспортированию (очистка, осушка, одоризация) - элемент 4.
Эти устройства управляются с помощью средств автоматики (А1, А2, АЗ, А4), относящихся к функциональному блоку автоматического Управления (АУ).
В состав КС входит также блок ремонта Р со складом материалов, запасных частей.
Для нормальной работы обслуживающего персонала на КС имеется Функциональный блок жизнеобеспечения Ж (жилье, объекты культурно-бытового назначения). Для выполнения вспомогательных технологических функций необходимы функциональные блоки ИТ и ИРЖ, включающие элементы энергоснабжения, освещения, вентиляции помещений и площадок, водо- и теплоснабжения, пожаротушения, канализации, связи, обеспечения топливом двигателей функциональных блоков Та Ж, обеспечения ГСМ и т.д.). Все функциональные блоки выполняются в виде зданий и сооружений, блоков-боксов.
318135714376Основная тенденция компоновки отдельных сооружений КС - создание сборно-блочных, компактных, собираемых в заводских условиях (включая и технологическое оборудование) блочных элементов.
Рисунок 7 - Модель функционирования КС
Для примера на рис. 8 показаны возможные трансформации компоновочных решений по КС (основной функциональный блок 7).

Рисунок 8 -. Компоновочные решения компрессорных цехов: а - традиционная схема компрессорного цеха; б - схема без помещения для нагнетателей; в - схема без подвальных помещений; г - схема компактного размещения агрегатов;
д - расположение агрегатов в трубе
Общий вид одной из КС показан на рис. 9.
Газораспределительные станции предназначены для снижения давления газа до уровня, необходимого потребителям газа (от 0,3 до МПа). Кроме того, на ГРС осуществляются дополнительная очистка и осушка газа и, если степень одоризации недостаточна, дополнительное введение одоранта. Давление газа в магистрали предусматривается в широком диапазоне - от 1,0 до 10 МПа, на выходе - от 3 до 1,2 МПа, иногда (при промышленном потреблении и разводящей сети среднего давления) - до 2,5 МПа.
В зависимости от производительности ГРС подразделяются на две группы: первая группа предназначена для малых и средних газопотребителей с расходом газа менее 250 тыс. м3/ч, вторая группа - для крупных газопотребителей с расходом более 250 тыс. м3/ч.

Рисунок 9 - Общий вид КС: 1 - газоперекачивающие агрегаты;
2 - передвижная мастерская; 3 - блок емкости масел; 4 - резервуар для воды; 5 - насосная нулевого подъема; 6 - насосная масел; 7 - операторская; 8 - узел связи; 9 - электрощитовая и аккумуляторная; 10 - объемная трансформаторная подстанция; 11 - ПАЭС-1250;
12 - материальный склад; 13 - ремонтная мастерская; 14 - перекачивающая насосная станция; 15 - блок-бокс редуцирования газа; 16 - установка очистки газа
На ГРС имеются следующие комплексы оборудования:
узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газовыми сепараторами;
узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления (РД) различной мощности; узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами;
узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях, либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения Давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу; установки подогрева газа для предотвращения образования гидратных пробок; обычно для этого используют водогрейные котлы; Установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;
внешние входные и выходные трубопроводы - гребенка с большим числом запорной арматуры;
устройства КИП и автоматики;
электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты линейной части газопровода.
Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплексе с РД или пневмореле, расходомерами и другими установками.
Подземные хранилища газа обеспечивают регулирование сезонной неравномерности потребления газа. Сооружаются газохранилища в выработанных нефтяных и газовых месторождениях, а также в благоприятных геологических структурах (водоносные пористые пласты). Для хранения жидких газов хранилища сооружают и в отложениях каменной соли. На рис. 10 изображена схема ПХГ в водоносном пласте.
Магистральные нефтепровод и нефтепродуктопровод включают следующие группы сооружений (рис. 11).

Рисунок 10 - Схема подземного газохранилища:
1 - КС; 2 - установка по подготовке газа; 3 - эксплуатационная скважина; 4 - наблюдательная скважина; 5 - горные породы; 6 - верхний водоупор; 7 - пласт коллектор, заполненный газом; 8 - часть пласта, заполненная водой; 9 - нижний водоупор
Головные сооружения, состоящие из головной насосной станции (ГНС) и подводящих трубопроводов, по ним нефть или нефтепродукты поступают в резервуары ГНС.
На ГНС размещаются резервуарный парк, основная и подпорная насосные станции (НС), внутриплощадочные трубопроводы, установ- счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепро дуктопроводах - шаровых разделителей), помещение фильтров тонкой очистки, системы общего и оборотного водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначений, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад ГСМ. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и нефтепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки трубопровода.

Рисунок 11 - Схема магистрального нефтепровода:
1 - промысел; 2 - нефтесборный пункт; 3 - подводящие трубопроводы; 4 - головные сооружения; 5 - колодец пуска скребка; 6 - линейный колодец; 7 - переход под железной дорогой; 8 - переход через реку; 9 - переход через овраг;
10 - конечный распределительный пункт
В целом функционирование НС осуществляется по такому же принципу, как показано на рис. 7, с некоторым изменением назначения отдельных элементов.
Линейная часть состоит: из собственно трубопровода с ответвлениями и лупингами (лупинг - трубопровод, идущий на некотором участке параллельно основному), запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды; установок электрохимической защиты; линий технологической связи (кабельные воздушные и радиорелейные); сооружений линейной службы эксплуатации; постоянных вдольтрассовых дорог и подъездов к ним; вдольтрассовых линий электропередач и других объектов. Назначение линейных сооружений - обеспечение заданных режимов перекачки нефти или нефтепродукта.
Промежуточные насосные станции (ПНС) принимают и направляют нефть и нефтепродукты далее по трубопроводу до следующей станции, к конечным и промежуточным распределительным пунктам. Важным моментом в работе ПНС является организация движения нефти или нефтепродукта в пределах территории станции. Если на ГНС устанавливают резервуары общим объемом до 1-2 млн м3, то на ПНС сооружают два-четыре резервуара объемом 1000-5000 м3, имеющие чисто технологическое назначение.
Резервуары играют важную роль в обеспечении нормальной работы ПНС. Они необходимы для накопления некоторого запаса нефти или нефтепродуктов. Запасы предназначены для обеспечения безостановочной перекачки нефти в случаях неожиданной остановки работы трубопровода на предыдущем перегоне (участке). Насосная станция может работать на запасе нефти, содержащейся в резервуарном парке. Кроме того, наличие резервуаров позволяет вести точный учет перекачиваемой нефти.
На рис. 12 показана схема стального вертикального цилиндрического резервуара. Объем таких резервуаров составляет от 1000 до 2000 м3 и более.

Рисунок 12 - Стальной резервуар:
1 - корпус, 2 - покрытие; 3 - опорная стойка; 4 - лестница; 5 - днище
1.5 ОСНОВНЫЕ РАБОЧИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТРУБОПРОВОДОВ1.5.1 НЕФТЕПРОВОДЫ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫОдна из важнейших характеристик нефтепровода - его пропускная способность, характеризуемая количеством нефти, перекачиваемой в год при заданных диаметрах, рабочем давлении на выходе из НС, прочности труб, температуре продукта и некоторых других показателях. В табл. 3 приведены значения пропускной способности трубопроводов (ориентировочные).
Диаметр трубопровода, приведенный в табл. 3, может быть и не самым выгодным, так как, изменяя расстановку НС, можно обеспечить перекачку необходимого количества нефти или нефтепродуктов по трубам меньшего или большего диаметра по сравнению с указанными в таблице. Наилучшее значение диаметра можно найти оптимизацией нефтепровода по затратам, изменяя рабочее давление р, расстановку НС , используя различные конструктивные схемы прокладки линейной части трубопровода и чередование их по длине трубопровода.
Среднюю скорость движения жидкости υср можно принимать по табл. 3.
Таблица 3 - Пропускная способность Q трубопроводов
Нефтепроводы Нефтепродуктопроводы
Dн, мм р, МПа Q, млн т/год Dн, мм р, МПа Q, млн т/год
530 5,4-6,5 6-8 219 9-10 0,7-0,9
630 5,2-6,2 10-12 273 7,5-8,5 1,3-1,6
720 5,0-6,0 14-18 325 6,7-7,5 1,8-2,3
820 4,8-5,8 22-26 377 5,5-6,5 2,5-3,2
920 4,6-5,6 32-36 426 5,5-6,5 3,5^1,8
1020 4,6-5,6 42-50 530 5,5-6,5 6,5-8,5
1220 4,4-5,4 70-78 720 5,5-6,5 15-20
Примечание: Dн - наружный диаметр; р - внутреннее давление.
Таблица 4 - Скорость υср движения нефти и нефтепродуктов в магистральных трубопроводах
Dн, мм υср, м/с Dн, мм υср, м/с
219-273 1,0 720 1,6
325-377 1,1 820 1,9
426 1,2 920 2,1
530 1,3 1020 2,3
630 1,4 1220 2,7
Таблица 5 – Удельные металловложенияDн, мм Металловложения, т/км Dн, мм Металловложения, т/км
219 37-50 630 123-140
273 52-62 720 140-175
325 64-95 820 187-250
377 84-100 1020 293-320
426 102-120 1220 425-450
530 108-140 1420 580-650
Металловложения являются очень важным показателем трубопровода. Уменьшению их удельной величины (т/км) придается большое значение. Металловложения зависят от диаметра и толщины стенки труб. В табл. 5 приведены ориентировочные значения удельных металловложений, полученные на основе анализа ранее построенных трубопроводов (при определенной толщине стенки труб).
Точные значения металловложений могут быть определены только после выполнения гидравлического расчета и определения фактической толщины стенки труб для различных участков трубопровода (в зависимости от принятой для каждого участка средней толщины стенки труб).
1.5.2 ГАЗОПРОВОДЫПропускная способность газопровода (одного и того же диаметра) зависит в основном от расстояния между КС, давления газа на выходе из КС и в конце участка, а также температуры газа.
Ориентировочно пропускную способность газопроводов можно определить по данным табл. 6. Как видно из таблицы, средняя пропускная способность в зависимости от давления газа на выходе его из КС (начало линейного участка между двумя КС) и входе в следующую КС (конец линейного участка) может изменяться более чем в 2 раза.
Таблица 6 – Средняя пропускная способность газопровода Qср, млн т/год
Dн, мм р, МПа При расстоянии L между КС, км
50 80 100 120 При температуре транспортируемого газа tср, °С
+40 -30 +40 -30 +40 -30 +40 -30
1420 5,5 35,6 42,3 27,0 33,8 24,0 30,0 22,0 27,4
7,5 47,0 57,5 37,5 45,8 33,4 41,0 30,0 37,5 10 64,5 90,0 51,0 70,0 45,5 60,0 41,0 55,0 1220 5,5 23,8 29,5 19,0 23,4 16,9 20,8 15,3 19,2
7,5 33,5 45,0 26,0 36 23,4 32,0 21,5 29,3 10 45,0 69,0 36,0 55 32,0 49,0 29,2 44,5 1020 5,5 14,5 18,2 11,5 14,6 10,3 13,0 9,5 11,7
7,5 20,2 28,0 16,2 21,8 14,4 20,0 13,1 18,0 10 27,8 42,7 21,8 33,8 19,8 30,0 17,8 27,5 720 5,5 5,85 7,4 4,6 5,8 4,1 5,2 3,76 4,72
7,5 8,1 11,2 6,4 8,9 5,7 7,9 5,2 7,2 10 11,0 17,0 8,75 13,5 7,7 12,0 7,2 11,0 Поэтому при проектировании и строительстве газопроводов наблюдается тенденция к увеличению рабочего давления газа в начале линейных участков. Длительное время давление принималось от 5,5 МПа. В настоящее время имеются примеры проектирования и строительства трубопроводов на давление 12 МПа и более. Несущая способность труб недостаточна для обеспечения надежной эксплуатации газопроводов с внутренним давлением газа 10 МПа и более. Увеличение толщины стенки без принципиального изменения конструкций труб не дает сколько-нибудь заметного повышения надежности. Высокие давления требуют и нового технологического оборудования.
Очень много строительных и эксплуатационных проблем возникает из-за температурного режима газопроводов, и не только по обеспечению прочности и устойчивости собственно трубопровода, но и по уменьшению вредного воздействия на окружающую среду. На выходе из КС температура может достигать 60°С; она постепенно уменьшается на протяжении десятков километров (рис. 13) и может достичь в пределе температуры окружающего трубу грунта.

Рисунок 13 - График изменения температуры по длине газопровода
Столь высокая температура растепляет вечную мерзлоту, что создает значительные трудности при строительстве газопроводов в таких грунтах.
Пропускная способность газопроводов, как это видно из табл. 6, при понижении температуры газа существенно увеличивается. При этом улучшаются условия стабилизации положения труб в грунте. Понижение температуры газа до -3°С не требует (в целях обеспечения несущей способности газопроводов) изменения конструкции и материала труб. При более глубоком охлаждении (до -30°С и более) необходимо существенное изменение как конструкции труб, так и их материала (марок сталей).
2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ2.1 РАСЧЕТ ОБЪЕМА ЗЕМЛЯНЫХ РАБОТ ПРИ СООРУЖЕНИИ ГНПУсловие задачи 1Произвести расчёт объёма земляных работ при сооружении ГНП
Таблица 7 - Исходные данные
№ вар D, мм V, м/ч Тип грунта L, м № вар D, мм V, м/ч Тип грунта L, м
1 820 Насыпные неслежавшиеся 3000 26 1220 Песчаные 2200
2 1020 Песчаные 3000 27 1020 Супесь 230
3 630 Супесь 1000 28 630 250 Суглинок 1250
4 630 200 Суглинок 2000 29 630 180 Глина 1300
5 630 200 Глина 1500 30 1220 Лессовые 2800
6 720 Лессовые 2500 31 1020 Скальные 300
7 920 Скальные 500 32 1220 Вечномерзлые 50
8 1220 Вечномерзлые 300 33 920 Насыпные неслежавшиеся 2300
9 1420 Насыпные неслежавшиеся 100 34 1020 Песчаные 2700
10 920 Песчаные 500 35 1420 Супесь 7800
11 820 Супесь 800 36 630 220 Суглинок 2250
12 630 300 Суглинок 1500 37 630 160 Глина 1350
13 630 150 Глина 350 38 1420 Лессовые 1800
14 1220 Лессовые 2500 39 1220 Скальные 100
15 1020 Скальные 100 40 1020 Вечномерзлые 75
16 630 150 Вечномерзлые 150 41 1420 Насыпные неслежавшиеся 430
17 630 Насыпные неслежавшиеся 750 42 1220 Песчаные 260
18 1220 Песчаные 650 43 820 Супесь 670
19 1020 Супесь 850 44 630 240 Суглинок 255
20 630 240 Суглинок 950 45 630 160 Глина 1350
21 630 150 Глина 720 46 1220 Лессовые 1350
22 1420 Лессовые 1700 47 1420 Скальные 150
23 820 Скальные 1200 48 920 Вечномерзлые 125
24 1420 Вечномерзлые 1300 49 1220 Насыпные неслежавшиеся 320
25 1420 Насыпные неслежавшиеся 360 50 1020 Песчаные 200
Указания к решению задачи 1
Параметры земляных сооружений, применяемых при сооружении ГНП (ширина, глубина и откосы траншеи, сечение насыпи и крутизна её откосов и др.), устанавливают в зависимости от диаметра (Dн) трубопровода, способа его закрепления, рельефа местности, грунтовых условий. Размеры траншеи (глубина, ширина по дну, откосы) устанавливают в зависимости от назначения и диаметра трубопровода, характеристики грунтов, гидрогеологических условий.
Минимальная ширина траншеи по дну устанавливается СП 36.13330.2012 и принимается равной D +300 мм для трубопроводов диаметром до 700 мм (где D – условный диаметр трубопровода) и 1,5D для трубопроводов диаметром 700 мм и более с учётом следующих дополнительных требований:
– для трубопроводов Dн = 1200 и 1400 мм при рытьё траншей с откосами не круче 1 : 0,5 ширину траншеи по дну уменьшают до величины D +500 мм;
– допускается принимать ширину траншей равной ширине рабочего органа землеройной машины, но не менее указанной;
– ширина траншеи по дну на кривых участках под гнутые или сварные отводы равна двукратной величине по отношению к ширине на прямолинейных участках для обеспечения вписания трубопровода в кривую траншею;
– ширина траншеи по дну под балластными грузами или анкерными установками должна быть не менее 2,2D, на участках трубопровода балластируемого грунтом с использованием нетканого синтетического материала, 1,6D.


1:m Hзал
1:m
Hтр Dн С Dн Внтр С Ввтр Рисунок 14. Параметры траншеиКрутизна откосов траншей под трубопровод и котлованов под трубопроводную арматуру принимается по СП.
Крутизна откоса – отношение глубины (Нтр) траншеи к проекции образующей стенки на горизонтальную плоскость.
Глубину траншеи устанавливают из условий предохранения трубопровода от механических повреждений при переезде через него автотранспорта, строительных и сельскохозяйственных машин и назначают равной: для трубопроводов диаметром Dу до 1000 м – Dу + 0,8 м; для трубопроводов диаметром 1000 м и более Dу+1м; для болотистых грунтов, подлежащих осушению, Dу+1,1 м; для песчано-барханных грунтов Dу+1 м от нижних межбарханных оснований; для скальных и болотистых грунтов при отсутствии проезда автотранспорта, строительных машин Д+ (0,6-0,8) м.
Методы разработки грунтов определяют в зависимости от параметров земляного сооружения и объёмов работ, геотехнических характеристик грунтов, классификации грунтов по трудности разработки, местных условий строительства, наличия землеройных машин в строительных организациях. При разработке траншей с откосами объём земляных работ Vтр определяется:

где Ввтр – максимальная ширина траншеи по верху, м;
Внтр – максимальная ширина траншеи по низу, м;
Lтр – длина траншеи, м;
Нтр – максимальная глубина траншеи, м;
m – коэффициент откоса (табл. 1) или СНиП III-42-80.
Ширину траншеи по низу Внтр следует назначать по СП 36.13330.2012:
Внтр= 2,2 Dн·– для трубопроводов диаметром до 700 мм;
Внтр= 1,5 Dн·– для трубопроводов диаметром 700 мм и более;
Внтр= Dн+(2·0,3) – для трубопроводов на обводненных и заболоченных участках;
Глубину траншеи Нтр следует назначать по СП 36.13330.2012:
Нтр= Dн+0,8 м – для трубопроводов диаметром до 700 мм;
Нтр= Dн+1 м – для трубопроводов диаметром 700 мм и более;
Нтр= Dн+1,1 м – для трубопроводов на обводненных и заболоченных участках;
Ширину траншеи по верху Ввтр определяем:
Ввтр= Внтр + 2С
где С – заложение откоса.
С = Нтр · п
По таблице 8 определяем коэффициент откоса n = 1:0,5
Таблица 8 – Крутизна откосов траншеи № п/п Тип/ категория грунта Крутизна откоса (отношение его
высоты к заложению)
при глубине выемки, м, не более
1,5 3,0 5,0
1 Насыпные неслежавшиеся/I 1:0,67 1:1 1:1,25
2 Песчаные/I 1:0,5 1:1 1:1
3 Супесь/II 1:0,25 1:0,67 1:0,85
4 Суглинок/III 1:0 1:0,25 1:0,75
5 Глина/IV 1:0 1:0,5 1:0,5
6 Лессовые/III 1:0 1:0,5 1:0,5
7 Скальные/V 1:0 1:0,5 1:0,5
8 Вечномерзлые/VI 1:0 1:0,5 1:0,5
Определяем объём земляных работ при разработке траншей с откосами по формуле: = 6621,12 м3
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИНазовите способы разработки траншей на болотах всех типов для прокладки МТ;
Как называются участки грунты которых имеют значительные водонасыщения и торфяной покров менее 1 м;
В чем заключается рекультивация земель при строительстве газонефтепроводов;
Назовите технические средства для разработки земляных сооружений;
Обратная засыпка земляных сооружений. Технология. Требования нормативных документов к обратной засыпке;
Назовите земляные сооружения. Дайте их классификацию.
Земляные работы. Технологии разработки грунтов. Ресурсы.
Траншея. Определение.
Насыпь. Определение.
Назовите строительные процессы определяющие земляные работы.
2.2 ВЫБОР ЗЕМЛЕРОЙНОЙ ТЕХНИКИ И КОМПЛЕКТА МАШИН ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГРУНТАУсловие задачи 2Определить установочную мощность роторного экскаватора для рытья траншеи под трубопровод диаметром D мм в заданном типе и категории грунта со скоростью V м/ч.
Исходные данные для задачи 2 принять рассчитанные характеристики первой задачи.
Указания к решению задачи 2
Определение ёмкости ковша экскаватора будет зависеть от Vз.р., для этого можно воспользоваться следующими требованиями.
Vз.р (объём земляных работ)Q (ёмкость ковша экскаватора)До 500500…15001500…50002000…80006000…1100013000…18000Более 150000,150,24 и 0,30,50,650,81,0-1,251,5Сначала необходимо определить параметры траншеи – глубина (hт) и ширина траншеи по дну (В).
В соответствии со СНиП II-05-06-85* глубина траншеи определяется:
hт = D + 0,8 м, если D < 1000 мм;
hт = D + 1 м, если D > 1000 мм.
Ширина траншеи также зависит от диаметра прокладываемого трубопровода:
В = D + 300 мм, если D < 700 мм;
В = 1,5 D, если D ≥ 700 мм.
Принимается крутизна откосов в соответствии с таблицей 8.
Определяется площадь поперечного сечения, в зависимости от крутизны откосов. Площадь поперечного сечения представляет собой трапецию (за исключением случаев, когда крутизна откоса равна 1 : 0 – при таких откосах поперечное сечение траншеи представляет собой прямоугольник со сторонами hт и В). Площадь трапеции представляет собой произведение полусуммы оснований на высоту. Например, на рисунке 2 представлена траншея с крутизной откосов 1 : 0,25. В этом случае площадь поперечного сечения определяется по формуле:
.

Рисунок 2. Пример геометрии траншеи с крутизной откосов 1 : 0,25
Тогда установочная мощность может быть определена по формуле:
,
где – коэффициент, учитывающий отношение времени копания к времени рабочего цикла (определяется по табл. 2);
– коэффициент, учитывающий расход мощности на вспомогательные механизмы (по табл. 3);
– удельное сопротивление резанию и копанию (по табл. 4);
V – скорость движения экскаватора, м/ч;
– площадь поперечного сечения траншеи, м2.
Таблица 9 – Коэффициент, учитывающий отношение времени копания к времени рабочего цикла ()
Тип землеройной техники Значение коэффициента
Одноковшовый экскаватор 0,5 – 0,8
Бульдозер 0,3 – 0,9
Роторный экскаватор 1,0

Таблица 10 – Коэффициент, учитывающий расход мощности на вспомогательные механизмы ()
Тип землеройной техники Значение коэффициента
Одноковшовый экскаватор 0,2 – 0,5
Бульдозер 0,2 – 0,5
Роторный экскаватор 0,6 – 0,8
Таблица 11 – Удельное сопротивление резанию и копанию ()
Категория грунта Число ударов плотномера
ДОРНИИ Бульдозер Экскаватор с обратной лопатой Роторный
экскаватор
I 1-4 20-85 30-80 70-230
II 5-8 58-210 70-160 210-400
III 9-16 160-300 120-250 380-660
IV 17-34 260-440 220-360 650-800
V 35-70 330-600 330-550 800-1200
VI 70-140 480-850 430-750 1000-2200
На основании рассчитанной установочной мощности выбираем марку роторного экскаватора для земляных работ по табл. 12
Таблица 12 – Технические характеристики роторных экскаваторов
ПараметрыИндекс машиныЭТР-223АЭТР-224АЭТР-254АМаксимальная техническая
производительность, м3 /ч 650 600 1200/220
Категория разрабатываемого грунта I-IV, мёрзлые грунты при глубине промерзания до 1,2 мI-IV, мёрзлые грунты при глубине промерзания до 2,5 мРазмеры разрабатываемой траншеи, м: глубина 2,2 2,2 2,5
ширина по дну 1,5 0,85 2,1
по верху (с откосами) 2,58 1,85 3,8
Рабочее оборудование (тип) Навесное Полуприцепное
Базовая машина Т-10М Т-10М ДЭТ-250М2
Мощность двигателя, кВт 125 125 220
Диапазон скоростей рабочего хода, м/ч 10...300 10...300 12...1210
Транспортные скорости, км/ч 1,5…4,2 1,5...4,2 0,5…5,75
Диаметр ротора по зубьям ковшей, мм 3830 3830 4410
Таблица 13 – Технические характеристики одноковшовых гидравлических экскаваторов


Экскаваторы по видам рабочего оборудования классифицируются на:
прямая лопата разрабатывает грунт выше уровня стоянки: ковш, укрепленный на рукояти, копает в направлении от экскаватора, т. е. «от себя». Различают маятниковые и напорные прямые лопаты. У маятниковой рукоять совершает только маятниковое движение относительно стрелы.
обратная лопата предназначена для разработки грунта ниже уровня стоянки: ковш, укрепленный на рукояти, копает в направлении к экскаватору, т. е. «на себя».
боковую обратную лопату используют для работы в стесненных условиях. Рабочее оборудование, которое монтируют из узлов прямой и обратной лопат, называют универсальной лопатой.

Рисунок 3. Виды исполнения рабочего оборудования: 1- прямая лопата;
2 - обратная лопата; 3 – боковая обратная лопата.
Вывод: Для разработки траншеи под трубопровод диаметром D мм необходимо использовать роторный экскаватор ЭТР_ХХХ с глубиной копания ХХ м, диаметром ротора ХХ м и мощностью.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИНазовите основные параметры землеройных машин.
Назовите все виды землеройных машин для разработки грунтов, перемещения грунтов в пределах строительной площадки, планировки, уплотнения и обратной засыпки.
Какими техническими средствами разрабатывают траншеи в песчаных грунтах.
Какие технические средства используют для разработки земляных сооружений при прокладке подводных газонефтепроводов.
Параметры земляных сооружений. От чего зависят.
Привести классификацию грунтов по трудности их разработки.
Поясните принцип работы экскаватора «обратная лопата».
Поясните принцип работы экскаватора «прямая лопата».
Назовите техническую производительность экскаваторов (одноковшовых и многоковшовых).
Назовите эксплуатационную производительность экскаваторов (одноковшовых и многоковшовых).
2.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНОЙ ТРАНСПОРТНОЙ СХЕМЫПри сооружении магистральных трубопроводов основной объём транспортных работ приходится на перевозку отдельных труб и секций. Транспортные работы включают в себя:
- перевозку отдельных труб с железнодорожных станций (речных или морских портов) на трубосварочные базы или непосредственно на трассу;
- перевозку секций труб с промежуточных трубосварочных баз на трассу.
При выполнении транспортных работ основными задачами является выбор марки транспортных средств и определение числа транспортных средств на период строительства участка трубопровода
Условие задачи 3Определить рациональную транспортную схему и количество транспортных средств для строительства участка газопровода протяженностью Lобщ (км). Расстояния от точки поступления труб до трубосварочных баз a (км), b (км), c (км). Расстояния между трубосварочными базами по трассе L1 (км) и L2 (км). Диаметр трубопровода D (мм), толщина стенки (мм). Продолжительность строительства Т (мес.) Средняя скорость движения машин с грузом Vгр (км/ч), без груза V0 (км/ч). Время погрузки труб (tпогр) 20 мин, время разгрузки (tразгр) 15 мин (по данным хронометража). Продолжительность работы машин в течение суток (tраб) составляет 16 часов. Работы ведутся в летний (зимний) период года. Подъездные дороги с твердым покрытием, вдольтрассовые – грунтовые.
Таблица 14 - Исходные данные№ варианта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Lобщ (км) 180 240 150 200 190 140 170 270 320 100
a (км) 30 18 24 17 25 32 39 14 11 18
b(км) 18 32 15 27 34 22 15 36 19 12
c(км) 24 26 29 21 17 19 23 22 28 31
L1(км) 48 80 38 70 60 45 39 72 95 32
L2(км) 65 64 45 59 54 51 57 64 87 41
D (мм) 1020 1220 1020 1420 1020 820 820 1020 1220 1420
(мм) 6 7 8 8 9 7 8 7 10 14
Vгр (км/ч) 20 15 15 25 15 25 20 20 18 15
V0 (км/ч) Соответствует максимальной скорости выбранного транспортного средства
Период строительства лето лето зима лето зима зима зима лето зима лето
Указания к решению задачи 3
В зависимости от конкретных условий для перевозки труб и секций труб используется колесный транспорт (автомобили с прицепами) или гусеничный. При выборе типа (марки) транспортных средств следует учитывать их грузоподъемность, возможность передвигаться по трассовым (грунтовым) дорогам. Кроме того, при решении реальных производственных задач выбор транспортных средств всегда ограничен автопарком фирмы-строителя. Для выбора используются таблицы с имеющимися в наличии транспортными средствами и их техническими характеристиками. При решении данной задачи можно воспользоваться таблицей 15.
Таблица 15 – Технические характеристики некоторых трубовозов-плетевозов
ПараметрыМарка машиныПВ-94ПВ-95ПВ-96Грузоподъемность, кг 8000 12 000 12 000
Габаритная длина автопоезда, мм: при перевозке труб длиной 12 м16 000 18 000 16 000
при перевозке плетей длиной 36 м40 000 42 000 40 000
Погрузочная высота, мм 1740 1880 1880
Основной тягач ЗИЛ-441510 Урал-4320 КамАЗ-4310
Максимальная скорость движения
автопоезда, км/ч 70 70 75
Грузоподъёмность выбранного автомобиля (qn), указанная в таблице не является расчётной величиной. Для определения фактической грузоподъёмности выбранного транспортного средства необходимо определить число труб, которые, перевозя на данном транспортном средстве.
Для этого определим сначала вес одной трубы из расчета, что длина одной трубы составляет 12 м. Определить вес одной трубы можно, воспользовавшись сортаментом на трубы электросварные, где указана масса одного погонного метра трубы (m0). Таким образом, вес одной трубы может быть определён, по следующей формуле:
m = m0·12 (кг).
Иначе можно определить приблизительный вес, считая, что плотность трубной стали 7800 кг/м3.
Тогда масса одной трубы будет определяться по формуле:
 (кг).
Зная вес одной трубы (m) можно определить фактическую грузоподъёмность транспортного средства
.
Полученное значение n – количество полных труб, которое может перевести данное транспортное средство за один раз, как правило, округляют в меньшую сторону, однако, по нормам допустим перегруз не более 15%.
Следующий шаг при расчете – определение общего веса труб, которые будут использованы при строительстве данного участка. Общий вес определяется по формуле:

Требуемое количество транспортных средств может быть определено по следующей формуле:

где Ко.т. – коэффициент организационно технических перерывов, принимается равным в пределах 0,6-0,8;
Кв – коэффициент использования транспортных средств
(в летний период Кв = 0,9, в зимний – Кв = 0,8;
25,5 – среднее количество рабочих дней в месяце;
Lср – средняя дальность возки определяется по формуле:
,
где – протяженность трассы (участка), равна Lобщ;
– сумма линейных моментов возки
,
где n число промежуточных трубосварочных баз (в настоящей задаче n = 3;
, линейный момент возки, определяемый по формуле:
, ,
где s расстояние от пункта поставки труб до i-ой трубосварочной базы: s = a – при i = 1, s = b – при i = 2, s = c – при i = 3;
, рациональные границы, обслуживаемые одной ТСБ
Для определения средней дальности возки воспользуемся расчётной схемой определения рациональных границ участков трассы (рисунок 3.)

Рисунок 3. Расчётная схема определения рациональных границ участков трассы
Из рисунка видно, что трубы на участок L1 можно поставлять и с первой и со второй трубосварочной базы (ТСБ). Поэтому условно разобьём данный участок на два – , который будет снабжаться с первой трубосварочной базы, и , который будет снабжаться со второй базы. При этом граница между этими участками должна располагаться таким образом, чтобы расстояние от неё до пункта поставки труб было одинаковым как при движении через 1 ТСБ, так и при движении через 2 ТСБ. Таким образом, расстояние от пункта поставки труб до границы между участками и может быть определено по выражению
, тогда
; .
Аналогично определяется дальность возки и . Крайние участки и должны быть известны по условию, в противном случае их можно условно принять равными, тогда
.
Вывод: на сварочно-монтажном участке постоянно должно работать не менее N транспортных единиц выбранной марки (полученное значение N необходимо округлять в большую сторону).
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИДопускается ли складирование труб разного типа размеров в одном штабеле.Максимально-допустимая высота штабеля при складировании труб диаметром до 426 мм включительно.
Материал подкладки нижнего яруса труб.
В чем заключается расчет транспортной схемы и в какой последовательности выполняется.
Назовите состав погрузочно-разгрузочных и транспортных работ.
Какая такелажная оснастка используется при выполнении подъемно-транспортных операций. Приведите классификацию.
Допускается ли производить погрузочно-разгрузочные работы при отрицательных температурах.
Максимальное количество труб допустимое для единовременного захвата труб при погрузке-разгрузке на притрассовой площадке.
Дайте определение понятия «технический коридор».
Назовите условия строительства трубопроводов.
2.4 РАСЧЕТ ТАКЕЛАЖНЫХ СРЕДСТВ И ПРИСПОСОБЛЕНИЙПри выполнении подъёмно-транспортных операций используется различная такелажная оснастка, а в качестве специального оборудования – устройства различного назначения, канаты, мягкие полотенца, траверсы, клещевые захваты и т.п. Применяемое оборудование должно обеспечивать безопасное проведение работ, по этой причине все такелажные средства подлежат обязательному расчёту на несущую способность.
Можно выделить несколько типов производственных задач:
- подбор подходящего профиля для изготовления траверсы;
- проверка общей устойчивости траверс (для траверс, работающих на сжатие);
- подбор строп, канатов, мягких полотенец;
- расчёт несущей способности выбранного такелажного устройства.
Условие задачи 4.1Рассчитать траверсу, работающую на изгиб при разгрузке труб весом N кН. Траверса изготовлена из двутавровой балки. Рабочая длина траверсы l м.
Таблица 16 - Исходные данные № варианта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0
N (кН) 52 59 42 77 83 57 45 79 63 80
L (м) 2 2,6 1,6 3 3,2 2,4 1,8 3 2 3
Марка стали С235 С245 С275 С345 С345 С275 С245 С235 С345 С245
Указания к решению задачи 4.1Траверсе, работающей на изгиб, соответствует следующая расчётная схема (рисунок 4). Для данной расчётной схемы необходимо определить максимальный изгибающий момент. Изгибающий момент по длине балки изменяется по следующей зависимости:
,
где х – координата соответствующего сечения.
а)
б)
Рисунок 4. Траверса, работающая на изгиб
а) конструктивная схема; б) расчётная схема
Максимальное значение момента наблюдается в центральном сечении, то есть при х = l/2, тогда соответственно выражение для максимального изгибающего момента примет вид:
.
Любая конструкция, подверженная внешним усилиям должна удовлетворять условию прочности, которое для случая конструкций, работающих на изгиб, имеет следующий вид:
,
где Ry – расчётное сопротивление, МПа, определяется по
СНиП II-23-81* (таблица 7 в зависимости от марки стали)
с – коэффициент условия работы, для такелажных средств может быть принят равным 0,95.
Из условия прочности можно определить минимальное значение момента сопротивления сечения (Wx).

Найденное значение момента сопротивления сечения позволяет выбрать двутавр из сортамента (Приложение), удовлетворяющий условиям задачи.
Вывод: Для разгрузки труб весом N кН необходимо использовать траверсу, работающую на изгиб, выполненную из прокатного профиля – двутавр № n, момент сопротивления, сечения которого Wx.

Таблица 17 – Извлечение из таблицы 51 СНиП II-23-81*
Сталь Толщина проката 1 , мм Нормативное сопротивление 2, МПа, проката Расчетное сопротивление 3, МПа (кгс/см2), проката
листового, широкополосного универсального фасонного листового, широкополосного универсального фасонного
Ryn Run Ryn Run Ry Ru Ry Ru
С235 2-20 235 360 235 360 230 350 230 350
20-40 225 360 225 360 220 350 220 350
40-100 215 360 - - 210 350 - -
>100 195 360 - - 190 350 - -
С245 2-20 245 370 245 370 240 360 240 360
20-30 - - 235 370 - - 230 360
С275 2-10 275 380 275 390 270 370 270 380
10-20 265 370 275 380 260 360 270 370
С345 2-10 345 490 345 490 335 480 335 480
10-20 325 470 325 470 315 460 315 460
20-40 305 460 305 460 300 450 300 450
40-60 285 450 - - 280 440 - -
60-80 275 440 - - 270 430 - -
80-160 265 430 - - 260 420 - -
С345К 4-10 345 470 345 470 335 460 335 460
Условие задачи 4.2Проверить на устойчивость траверсу, работающую на сжатие, изготовленную из двутавровой балки № n. Рабочая длина траверсы L м, угол наклона каната к горизонтали α. Вес поднимаемого груза N кН.
Таблица 18 - Исходные данные№ варианта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0
Номер
двутавра n 20Ш1 23Ш1 26Ш1 23Б1 26Б1 30Б1 35Б1 23Ш1 26Ш1 23Б1
N (кН) 57 45 79 63 80 52 59 42 77 83
L (м) 4 3,6 3,8 4 3,2 3 3,2 3,4 3,6 3,8
Угол наклона α 40 45 35 50 45 40 35 40 50 35
Указания к решению задачи 4.2Траверсе, работающей на сжатие, соответствует следующая расчетная схема (рисунок 5). В соответствии с расчетной схемой определим величину сжимающих усилий, возникающих в материале балки.
а) б)
Рисунок 5. Траверса, работающая на сжатие
а) конструктивная схема; б) расчетная схема
Из схемы видно, что вес поднимаемого груза вызывает реакции в канатах, направленных под углом α к горизонтали. Величину этих реакций можно определить по формуле:
,
где N – вес поднимаемого груза, кН;
α – угол наклона каната к горизонтали, 0.
Возникающие в этом случае реакции S будут вызывать сжимающие усилия в балке траверсы, действующие по горизонтали, которые можно определить по формуле:

Гибкость траверсы может быть определена по формуле:

где L – длина траверсы, м;
imin – минимальный радиус инерции сечения балки траверсы, м (принимается в соответствии с сортаментом на прокатные двутавры (см. приложение)).
Условие устойчивости имеет следующий вид:

где φ – коэффициент продольного изгиба (определяется по таблице в зависимости от найденной гибкости);
А – площадь поперечного сечения траверсы, м2 (принимается в соответствии с сортаментом на прокатные двутавры (см. приложение));
Ry – расчётное сопротивление материала балки, МПа, определяется по СНиП II-23-81* (таблица 9 в зависимости от выбранной марки стали);
с – коэффициент условия работы, для такелажных средств может быть принят равным 0,95.
Таблица 19 – Коэффициенты φ продольного изгиба центрально сжатых элементов (извлечение из табл. 72 СНиП II-23-81*)
Гибкость λКоэффициенты φ для элементов из стали с расчетным сопротивлением Ry, МПа
200 240 280 320 360 400 440 480 520 560 600 640
10 988 987 985 984 983 982 981 980 979 978 977 977
20 967 962 959 955 952 949 946 943 941 938 936 934
30 939 931 924 917 911 905 900 895 891 887 883 879
40 906 894 883 873 863 854 846 839 832 825 820 814
50 869 852 836 822 809 796 785 775 764 746 729 712
60 827 805 785 766 749 721 696 672 650 628 608 588
70 782 754 724 687 654 623 595 568 542 518 494 470
80 734 686 641 602 566 532 501 471 442 414 386 359
90 665 612 565 522 483 447 413 380 349 326 305 287
100 599 542 493 448 408 369 335 309 286 267 250 235
110 537 478 427 381 338 306 280 258 239 223 209 197
120 479 419 366 321 287 260 237 219 203 190 178 167
130 425 364 313 276 247 223 204 189 175 163 153 145
140 376 315 272 240 215 195 178 164 153 143 134 126
150 328 276 239 211 189 171 157 145 134 126 118 111
160 290 244 212 187 167 152 139 129 120 112 105 099
170 259 218 189 167 150 136 125 115 107 100 094 089
180 233 196 170 150 135 123 112 104 097 091 085 081
190 210 177 154 136 122 111 102 094 088 082 077 073
200 191 161 140 124 111 101 093 086 080 075 071 067
210 174 147 128 113 102 093 085 079 074 069 065 062
220 160 135 118 104 094 086 077 073 068 064 060 057
Вывод 1: Выбранная балка сечением n обеспечивает (не обеспечивает) условие устойчивости траверсы при подъёме груза весом N кН.
Усилие, возникающие в стропах, S, не должно превышать грузоподъёмности выбранного каната. По таблице 19 можно определить, какие канатные стропы лучше использовать для подъёма груза весом N.
В случае, если возникающее растягивающее усилие слишком велико необходимо использовать несколько канатов, при этом их суммарная грузоподъёмность определяется произведением грузоподъемности одного стропа на их количество.
Вывод 2: Для подъёма груза весом N кН необходимо использовать строп канатный СКП-ХХХ в количестве n штук на каждый захват
Таблица 20 – Строп канатный петлевой – СКП (ГОСТ 25573-82)
№ Наименование стропа Грузоподъёмность, тонн Диаметр каната, мм Длина петли, мм Мин. длина стропа, м Изображение
1 СКП–0,32 0,32 6,2–6,3 240 1,0
2 СКП–0,4 0,4 6,7–7,6 240 1,0 3 СКП 0,5 0,5 8,1–8,5 240 1,0 4 СКП 0,63 0,63 8,1–9,0 240 1,0 5 СКП 0,8 0,8 9,7–11,5 320 2,0 6 СКП 1,0 1,0 11,5 320 2,0 7 СКП 1,25 1,25 11,5–13,5 400 2,0 8 СКП 1,6 1,6 13,5–14,0 400 2,0 9 СКП 2,0 2,0 15,0–15,5 400 2,0 10 СКП 2,5 2,5 16,5–17,0 400 3,0 11 СКП 2,8 2,8 18,0–19,5 400 3,0 12 СКП 3,2 3,2 19,5–20,0 500 3,0 13 СКП 3,6 3,6 20,0–21,5 500 3,0 14 СКП 4,0 4,0 21,5–22,5 500 3,0 15 СКП 5,0 5,0 23,5–25,0 500 3,0 16 СКП 5,6 5,6 25,5–27,0 500 3,0 17 СКП 6,3 6,3 27,0 500 4,0 18 СКП 8,0 8,0 30,5–31,0 500 4,0 19 СКП 10,0 10,0 33,0–35,0 500 4,0 20 СКП 12,5 12,5 37,0–39,5 500 4,0 ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИНазовите основные такелажные средства.
Дайте классификацию такелажных средств.
Способы крепления такелажной оснастки. Приведите примеры крепления такелажной оснастки.
Грузовые канатные стропы. Типы.
Назовите типы траверс.
Назовите автоматических и клещевых захватов.
Приведите примеры мягких полотенец.
2.5 РАСЧЁТ БАЛЛАСТИРОВКИУсловие задачи 5Произвести расчёт балластировки подводного перехода трубопроводаИсходные данные:D = 720 мм; L = 200 м; δ = 12 мм.
Указания к решению задачи 5
Для нормальной работы проходящего по дну водоёма трубопровода необходимо придать ему надёжную устойчивость.
Устойчивость создается силой веса трубы, силой веса перекачиваемого продукта и силой пригрузки чугунными или железобетонными грузами.
Наиболее распространены утяжеляющие ж/б пригрузы различных типов и размеров: тип УБО, УБК-М, УТК (рис. 6, рис. 7, табл. 10-13 пособия).
Эти грузы следует применять для балластировки трубопроводов на переходах через болота различных типов и малые водотоки, на выпуклых и вогнутых кривых и прямолинейных участках, прилегающих к ним, на углах поворота в горизонтальной плоскости, на участках выхода трубопровода на поверхность.

Рисунок 6. Схема утяжелителей типов УБО для балластировки газопроводов
Рисунок 7. Кольцевые грузы: а – железобетонный; б – чугунный;
1, 2 – верхняя и нижняя половины груза; 3 – болт; 4 – гайка
Таблица 21 – Характеристика грузов типа УБО
Марка груза Диаметр трубопровода, мм Габаритные размеры, мм Объём
груза,
м3 Масса груза,
т
Н L В УБО-1
УБО-2
УБО-3
УБО-4 1420
1220
1020
820
720
530 1600
1400
1100
1100
1100
750 1200
1350
1500
1500
1500
1500 600
600
550
550
550
400 1,872
1,843
1,455
1,455
1,455
0,75 4,305
4,238
3,346
3,346
3,346
1,725
Таблица 22 – Характеристика грузов типа УБК-ММарка Размеры, мм Расход бетона, м Масса изделия, т
В Н L УБК-1,4
КБК-1,2
УБК-1,0
УБК-0,8
УБК-0,7
УБК-0,5
УБК-0,4 2400
2000
1840
1600
1500
1300
1100 1760
1570
1370
1120
1030
760
690 1000
900
900
900
900
900
900 2,55
1,7
1,44
1,12
0,98
0,68
0,54 6
4,1
3,46
2,7
2,36
1,6
1,3
Таблица 23 – Характеристика сборных ж/б кольцевых утяжелителей типа УТКМарка утяжелителя Расход материалов на один утяжелитель Масса, кг
одного утяжелителя 1 м утяжеляющего покрытия
бетон, м3 сталь, кг на воздухе на воде
УТК 1020-24-1 0,69 76,94 1587 1323 748
УТК 1020-24-2 0,88 76,94 2024 1687 953
УТК 1220-24-1 0,98 88,7 2254 1878 1062
УТК 1220-24-2 1,23 88,7 2829 2358 1332
УТК 1420-24-1 1,24 98,3 2850 2377 1343
УТК 1420-24-2 1,79 98,3 4120 3431 1939
Для балластировки трубопроводов на переходах через водные преграды, болота III типа, где применяется метод протаскивания, используют чугунные или ж/б кольцевые пригрузы. Сборный ж/б кольцевой утяжелитель типа УТК изготовляется из бетона класса В20 плотностью 2,3 т/м3 и состоит из двух симметричных полуколец, которые монтируются на трубе по деревянной футеровке и скрепляются между собой стальными болтами. Аналогичный вид имеют и чугунные грузы (табл. 23).
Таблица 24 – Характеристика чугунных кольцевых грузов
Наружный диаметр трубопровода, мм Масса груза, кг Размеры, мм
груза болтов
r1 r2 r3 В М dб Lб
530
720
820
1020
1220
1420 450
1100
1100
1100
2000
2000 380
480
530
630
750
870 315
410
460
560
660
770 305
400
450
550
650
750 355
455
505
605
725
845 530
910
820
705
884
884 20
24
24
24
30
30 170
180
180
180
260
260
При расчёте отрицательной плавучести должно быть выполнено условие
Б Бi,
где Бi – необходимые нормативные пригрузки,
Бi = пi Бфi,
где пi – коэффициент перегрузки;
Бфi – фактические нагрузки, которые определяются по формулам.
Определяются пригрузки для компенсации взвешивающего усилия:

где nВ – коэффициент, учитывающий возможное увеличение объёмной массы воды в паводок, при засыпке и т. п. nВ = 1,1;
ρВ – плотность воды с учётом взвешенных частиц грунта, кг/м3;
V – объём воды, вытесненной 1 м. длины трубопровода, м3;
g – ускорение силы тяжести, м/с2.
Определяется пригрузка компенсации гидродинамических воздействий.
Согласно СНиП гидродинамические воздействия на трубопровод БВ, Н (кгс), определяются по формуле:

где – средняя скорость течения потока, м/с. Принимается = 0,5 м/с;
D – проекция 1 м. длины трубопровода на плоскость, перпендикулярную вектору скорости потока, м2.
Дополнительная пригрузка для обеспечения устойчивости на сдвиг БГ, Н (кгс):

Определяется дополнительная пригрузка на упругий изгиб трубопровода в соответствии с проектным профилем:
а) если рассматривать трубопровод как балку с одним защемленным и опёртым концом, то упругий изгиб трубы Бизг, Н (кгс), определяется по формуле:

б) с обоими защемленными концами:

в) с обоими шарнирно-опёртыми концами:

где f – стрела прогиба, м. Этой величиной задаются;
Е – модуль упругости материала трубы, Н/м3 (кгс/см2);
l – длина криволинейного участка траншеи, м.
Определяется суммарный вес пригрузки
Б Бi = (БА – g) + БВ + БГ + Бизг,
где g – масса 1 м. длины трубопровода в воздухе, кг [3].
Сила веса пригрузки Gгр, Н, на весь трубопровод составит:
Gгр = Б L
Определяется количество грузов, устанавливаемых на трубопроводе:

где gгр – масса одного груза, Н (кгс).
Полученное значение по округляется в большую сторону до целого числа и далее в расчёте обозначается п.
Определяется расстояние между грузами l1, м:
м.
По предельному сопротивлению на сдвиг по грунту определяется тяговое усилие протаскиваемого трубопровода Тгр, Н:
Тгр = kт Gгр f, Н (кгс),
где kт – коэффициент трогания с места, kт = 2,0;
f – коэффициент трения скольжения, f = 0,6 – 1,0;
Gгр – сила веса пригрузки.
Определяется разрывное усилие Rн, Н:
Rн = Тгр k,
где k – коэффициент прочности, k = 4.
Согласно ГОСТ принимается количество канатов и приводится их техническая характеристика, выбрать монтажные приспособления можно по справочнику [4].
Так как с таким канатом выполнять такелажные работы тяжело, уменьшаем тяговое усилие, применяя тележки узкой колеи или роликовые опоры.
Тяговое усилие при протаскивании на тележках Тук, Н:
Тук = k (Т1 + Т2 + Т3) + Т4,
где Т1 – сила трения качения колес тележки по рельсам, Н, (кгс)
Н, (кгс)
где gп – масса 1 м длины протаскиваемого трубопровода, Н (кгс);
gт – масса тележки на 1 м длины трубопровода, Н (кгс);
rк – радиус колеса тележки, м;
f1 – коэфф. трения качения колес тележки по рельсам; f1 = 0,12;
Т2 – сила трения в подшипниках осей тележки, Н (кгс);
Н, (кгс)
где f2 – масса 1 м длины протаскиваемого трубопровода, Н (кгс);
gт – коэфф. трения скольжения осей в подшипниках; f2 = 0,2;
rрс – радиус оси ската тележки, м;
Т3 – усилие, необходимое на преодоление сопротивления ребер у колес при движении их по рельсам, Н (кгс);
, Т4 = gкан f3, Н (кгс),
где gкан – масса каната на 1 м длины трубопровода, Н (кгс);
f3 – коэф. трения скольжения каната о грунт. Принимается f3 = 1.
Gгр – сила веса пригрузки.
По соответствующему ГОСТ подбирается канат соответствующего диаметра.
При протаскивании трубопровода по роликовой дорожке тяговое усилие Тр.д, Н (кгс),определяется по формуле:
Тр.д = k (Т1´ + Т2´ + Т3´) + Т4´,
где Т1 – сила трения качения трубопровода по роликам, Н (кгс),
Т1́
где f4 – коэф. трения качения дерева по стали (футеровка); f4 = 0,2;
gт – коэф. трения скольжения осей в подшипниках; f2 = 0,2;
rр – радиус ролика, м; rр = 0,15 м;
Т2´ – сила скольжения осей роликов в опорах, Н (кгс);
Т2́ Н (кгс),
где rрс – радиус оси ролика, м;
Т3 – добавочное сопротивление от неточной укладки осей
роликовых опор, Н (кгс);
Т3´= 0,4·(Т1´ + Т2´).
Выбирается канат по ГОСТ с соответствующим диаметром.
Определяется пригрузка для компенсации гидродинамических воздействий по формуле:
Н (0,6 кгс),Дополнительная пригрузка для обеспечения устойчивости на сдвиг определяется по формуле:
Н (2 кгс).
Определяется дополнительная пригрузка на упругий изгиб трубопровода в соответствии с проектным профилем по формуле, рассматриваем трубопровод как балку с обоими защемленными концами:
Н (41,7 кгс);
Определяется суммарный вес пригрузки по формуле:
Б Бi = (4827 – 2060) + 6 + 20 + 417 = 3210 Н (327 кгс)Силу веса пригрузки на весь трубопровод определяем по формуле:
Gгр = 3210 200 = 642 000 Н (65 510 кгс).Определяется количество грузов, устанавливаемых на трубопроводе по формуле, принимается gгр = 4900 Н (500 кгс):
. т.е. п = 131.
Определяется расстояние между грузами по формуле:
мПо предельному сопротивлению на сдвиг по грунту определяется тяговое усилие протаскиваемого трубопровода по формуле:
Тгр = 2,0 (642 000 +2060 · 200) 1 = 2 108 000 Н (214 880 кгс),Определяется разрывное усилие по формуле:
Rн = 2 108 000 4 = 8 432 000 Н (859 530 кгс),Согласно ГОСТ принимается количество канатов и приводится их техническая характеристика.
Так как с канатом выполнять такелажные работы тяжело, уменьшаем тяговое усилие, применяя тележки узкой колеи или роликовые опоры.
Сила трения качения колес тележки по рельсам по формуле:
Н, (512 кгс).
Сила трения в подшипниках осей тележки по формуле:
Н (10,2 кгс).
Усилие, необходимое на преодоление сопротивления рёбер у колес при движении их по рельсам по формуле:
Н (261 кгс);
Т4 = 35 1 = 35 Н (3,6 кгс).
Тяговое усилие при протаскивании на тележках составят по формуле:
Тук = [2 (5020 + 100 + 2560) + 35] · 200 = 3 079 000 Н (313 860 кгс).Разрывное усилие каната по формуле:
Rн = 66 512 · 4 = 265 048 Н (27 120 кгс).По соответствующему ГОСТ подбирается канат диаметром d = 24 мм.
Сила трения качения трубопровода по роликам по формуле:
Т1́ Н (716 кгс).Сила скольжения осей роликов в опорах по формуле:
Т2́ Н (22 кгс).Добавочное сопротивление от неточной укладки осей роликовых опор по формуле:
Т3´= 0,4 · (7027 + 211) = 2893 Н (295 кгс).Тяговое усилие при протаскивании трубопровода по роликовой дорожке по формуле:
Тр.д = [2 (7027 + 211 + 2893) + 35] = 4 059 400 Н (413802 кгс).Разрывное усилие каната по формуле:
Rн = 101 632 · 4 = 406 648 Н (41 440 кгс).Выбирается канат по ГОСТ с диаметром d = 32,5 мм.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИНазовите средства балластировки первой группы, воздействующие на трубопровод с собственным весом.
Назовите средства балластировки второй группы, несущая способность которых зависит от прочностных и деформационных свойств грунтов.
При каком методе используют чугунные или ж/б кольцевые пригрузы.
Из чего изготавливается сборный ж/б кольцевой утяжелитель типа УТК.
Какие основные параметры являются при балластировке одиночными пригрузами.
За счет чего обеспечивается устойчивость трубопровода против всплытия.
Назовите основные балластирующие устройства и их параметры.
Балластировка. Определение.
2.6 РАСХОД ПОЛИМЕРНЫХ ЛЕНТ И РАССТАНОВКИ
ТРУБОУКЛАДЧИКОВУсловие задачи 6Произвести расчёт расхода полимерных лент для изоляции строящегося трубопровода и расстановки трубоукладчиков в изоляционно-укладочной колонне при совмещенном способе производства работ.
Исходные данные:D = 1020 мм;
L = 135 км;
δ = 11,5 мм;
Изоляционное покрытие типа ПЭЛ. Изоляционное покрытие двухслойное.
Указания к решению задачи 6
Изоляционное покрытие стальных трубопроводов независимо от конструкции, методов нанесения, способов укладки, применяемых материалов должно обеспечить защиту нефте-, газо- и нефтепродуктопроводов от подземной (почвенной) и атмосферной коррозии и безаварийную их работу (по причине коррозии) на весь планируемый период эксплуатации. Для защиты трубопроводов от коррозии применяют следующие изоляционные покрытия: битумно-резиновые или битумно-полимерные; из полимерных липких лент (отечественных и импортных); полиэтиленовые, наносимые в заводских условиях; эпоксидные; лакокрасочные.
Изоляционные материалы, применяемые для защиты трубопроводов от коррозии, должны соответствовать требованиям действующих ГОСТ, ОСТ, СНиП и ТУ.Расчёт расхода полимерных лент для изоляции строящегося трубопровода. Определяется расход полимерных лент и рулонных материалов для защитной обертки G, кг:
G = kн kп π D L P, кг
где kн – коэффициент, учитывающий величину нахлёста, при однослойной изоляции kн = 1,09; при двухслойной изоляции kн = 2,30;
kп – коэффициент, учитывающий потери изоляционной ленты или обёрточного материала при смене рулонов, обрывах,
торцовке и т. п; kп = 1,08;
D – наружный диаметр изолируемого трубопровода, м.;
L – длина изолируемого трубопровода, м.;
P – масса 1 м2 ленты или обёрточного материала (таблица 15).
Таблица 25 – Техническая характеристика изоляционных лент
Тип
материала
(страна изготовитель) Толщина, мм. Прочность при растяжении единицы ширины, МПа Удлинение при разрыве,
% Масса
1 м2,
кг
Общая Основы Адгезива Поликен 980-25
Плайкофлекс 450-25 (США)
Тек-Рап 240-25 (США)
Нитто 53-635 (Япония)
Фурукава Рапко НМ-2 (Япония)
Альтене 100-25 (Италия)
Пластизол (Югославия)
Кил (Болгария) 0,635
0,635
0,635
0,635
0,640
0,635
0,630
0,630 0,330
0,330
0,330
0,380
0,340
0,330
0,330
0,330 0,305
0,305
0,305
0,255
0,300
0,305
0,330
0,300 0,620
0,625
0,536
0,760
0,7
0,620
0,760
0,6 235
400
400
570
500
235
500
230 0,664
0,664
0,735
0,692
0,648
0,664
0,655
0,800
Обёртки
Поликен 955-25 (США)
Плайкофлекс 650-25 (США)
Тек-Рап 260-25 (США)
Нитто 56 РА-4 (Япония)
Фурукава Репко РВ-2 (Япония)
Альтене 205-25
Пластизол (Югославия) 0,635
0,635
0,635
0,635
0,640
0,635
0,635 0,508
0,5
0,5
0,535
0,5
0,508
0,5 0,127
0,135
0,135
0,1
0,140
0,127
0,135 4,50
4,47
4,47
10
11
4,50
5 100
200
200
400
580
100
380 0,653
0,640
0,680
0,670
0,633
0,653
0,655
Определяем площадь поверхности ленты или обёрточного материала на трубе Sл, м2:

где В – ширина рулонного материала, м;
n – ширина нахлёста, м.
Грунтовка, изоляционное покрытие, армирующий и обёрточные материалы наносят на трубопровод за один проход очистной и изоляционной машин.
Изоляционные и обёрточные ленты наносят на трубопровод без перекосов, морщин, отвисаний с величиной нахлёста: для однослойного покрытия – не менее 3 см; для двухслойного – на 50% ширины ленты плюс 3 см.
Расстановка групп трубоукладчиков в изоляционно-укладочной колоннеПри укладке трубопровода в траншею увеличенной глубины расстановку групп трубоукладчиков в изоляционно-укладочной колонне (при совмещённом способе производства работ) осуществляют с использованием диаграммы.
Определяется масса единицы длины трубопровода q, кг:
q = π D δ ρст,
где D – условный диаметр трубопровода, см.;
δ – толщина стенки трубопровода, см.;
ρст плотность стали, кг/см3 принимается ρст = 0,0078 кг/см3.
Задаваясь технологической высотой подъёма трубопровода в местах расположения очистной машины hоч (относительно поверхности строительной полосы) и изоляционной машины hиз (относительно дна траншеи), исходя из конкретных условий трассы, определяются значения комплексов:
Ι комплекс – ;
ΙΙ комплекс – .
где hт – глубина траншеи, см;
По диаграмме (рисунок 8) по цифровым значениям комплексов находят соответствующие овальные кривые:
Для Ι комплекса из серии сплошных кривых, для ΙΙ комплекса – из серии пунктирных.
Точки пересечения кривых сносят на координатные оси и получают значения параметров α и β.
Получают две точки пересечения, что соответствует двум вариантам расстановки трубоукладчиков.
Расчёт ведётся по двум вариантам, а на заключительном этапе выбирается приемлемый.
Определяются расстояния l1 и l2, l3, l4 м
м
м
м
где ЕI – жёсткость трубопровода на изгиб;
Е – модуль упругости, МПа. Для стали Е = 2,1105 МПа;
I – момент инерции сечения трубопровода, м4


Рисунок 8. Диаграмма для определения рациональной расстановки групптрубоукладчиков в изоляционно-укладочной колонне
Определяются нагрузки на группы трубоукладчиков:



где Qоч – масса очистной машины;
Qиз – масса изоляционной машины;
1, 2, 3 – индексы, обозначающие порядковый номер группы трубоукладчиков по ходу колонны.

Рисунок 9. Схемы расположения трубоукладчиков и машин в изоляционно-укладочной колонне при совмещённом способе производства работ для труб различных диаметров
Определяется допускаемое вертикальное усилие Кдоп, кН:

где kн.ч – коэффициент надёжности по грузоподъёмности, учитывающий неровный рельеф местности, kн.ч. = 0,9;
Му – номинальный момент устойчивости трубоукладчика
а – вылет стрелы, является переменным и изменяется от минимального у первого по ходу работ трубоукладчика К3 до максимального у последнего трубоукладчика К1, м,
Максимальный вылет стрелы а определяется по приложению 3.
Используемые для работы в изоляционно-укладочной колонне краны-трубоукладчики приведены.
Сравнивая результаты К1, К2, К3 и Кдоп делается вывод, выбирается вариант расстановки трубоукладчиков.
Определяется расход полимерных лент и рулонных материалов для защитной обёртки по формуле.
Массу 1 м2 ленты или обёрточного материала определяем по таблице 15, Р = 0,33 кг.G = 2,3 1,08 3,14 1,020 135·103 0,33 = 354428,9 кг.Выбираем ширину рулонного материала по таблице 15, В = (100-500) мм. Выбирается В = 0,4 м.
Таблица 26 – Техническая характеристика полимерных липких лент
Показатели Поливинилхлоридная ПИЛ
ТУ 6-05-1801-76 Поливинилхлоридная МИЛ ПВХ-СЛ
ТУ 51-518-72 Полиэтиленовая ПЭЛ
Ширина рулона, мм
Толщина пленки, мм
Длина в рулоне, м
(не менее)
Масса 1 м2, г.
Сопротивление разрыву, кгс/см2 (не менее)
Относительное удлинение при разрыве, %
Удельное электросопротивление при 20°С, Омм
Морозостойкость, °С
Температура нанесения, °С
Эксплуатация при температуре окружающего воздуха, °С
Приклеивающий состав 400, 450, 500
0,3
100
340
100
80
11011
-30
5
-30-50
Перхлорвиниловый 400-450
0,35
70
360
-
-
11010
-20
-12
-20-30
Перхлорвиниловый 100-500
0,3
150
330
120
100
11016
-25
-25
-20-30
Полиизобутиле-новый
При двухслойном покрытии ширина нахлеста составляет 50% от ширины ленты плюс 3 см., т. е
п = 0,2 + 0,03 = 0,23 м.Определяется площадь поверхности ленты или оберточного материала на трубе по формуле:
м2.Определяется масса единицы длины трубопровода по формуле:
q = 3,14 100 1,15 0,0078 = 2,82 кг.
По приложению 3 выбирается для опускания трубопровода в траншею трубоукладчик типа ТГ-402.
Задаваясь технологической высотой подъёма трубопровода в местах расположения очистной машины hоч = 100 см (относительно поверхности строительной полосы) и изоляционной машины hиз = 200 см (относительно дна траншеи), исходя из конкретных условий трассы, определяются значения комплексов по формулам.
Глубина траншеи составляет hт = D + 100 = 102 + 100 = 202 смΙ комплекс – ;
ΙΙ комплекс – .
По диаграмме по цифровым значениям комплексов находят соответствующие овальные кривые.
Получают две точки пересечения, что соответствует двум вариантам расстановки трубоукладчиков.
Для Ι варианта α = 1,44 и β = 1,82.
Для ΙΙ варианта α = 1,74 и β = 2,48.
Расчет ведется по двум вариантам, а на заключительном этапе выбирается приемлемый.
Определяется момент инерции сечения трубопровода, по формуле:
м4.Вариант 1
Определяются расстояния l1 и l2, l3, l4 по формулам:
м
м
м
м
Определяются нагрузки на группы трубоукладчиков для 1 варианта по формулам:
кН,
кН,
кН
Вариант 2
м
м
м
м
Определяются нагрузки на группы трубоукладчиков для 2 варианта
кН
кН
кН
Максимальный вылет стрелы принимаем по приложению 3, а = 7,5 м.
Используя для работы в изоляционно-укладочной колонне краны-трубоукладчики ТГ 502 с моментом устойчивости Му = 1246 кН.· м и максимальной грузоподъемностью 50 т.
Определяется допускаемое вертикальное усилие по формуле :
кН.Сравнивая результаты К1, К2, К3 и Кдоп делается вывод. Для расстановки выбирается 1 вариант. В первой группе трубоукладчиков 1, во второй – 1, в третьей – 1.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИНазовите причины отказов на магистральных трубопроводов.
Назовите причины вызывающие коррозионное повреждение труб.
Что предусматривается для предотвращения коррозии газонефтепровода.
Назовите методы защиты магистральных газонефтепроводов.
Изоляционное покрытие. Определение.
Назовите группы изоляционных покрытий.
Приведите технологию нанесения изоляционного покрытия.
Назовите технические средства для изоляции магистральных газонефтепроводов.
ПРИМЕРНЫЕ ВОПРОСЫ ДЛЯ КОНТРОЛЬНОГО ТЕСТА№1 Указать какой из комплексов не входит в состав магистрального нефтепровода:
А) подводящие трубопроводы;
В) головная и промежуточная нефтеперекачивающие станции;
С) конечный (наливной) пункт;
D) нефтебаза;
E) линейные сооружения.
№2 Перекачивающая насосная станция, это:
A) сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенный для обеспечения перекачки заданного количества нефти и нефтепродуктов;
B) комплекс сооружений, предназначенный для подачи и перекачки по трубопроводу нефти и нефтепродуктов;
C) сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенный для повышения напора в трубопроводной сети;
D) комплекс сооружений, обеспечивающий пропускную способность нефте- и нефтепродуктопровода;
E) объект перекачки нефтепродуктов;
№3 Насосные станции нефтебаз предназначены:
A) для приема, отпуска и внутрибазовых перекачек нефтепродуктов;
B) для слива вязких нефтепродуктов;
C) для налива в автоцистерны;
D) для выполнения внутрибазовых операций;
E) для слива масел из железнодорожных цистерн.
№4 Рекомендуется размещать насосные станции нефтебаз в наиболее низких точках системы трубопроводов с минимальным удалением от мест приема:
A) для улучшения условий эксплуатации насосов
B) для уменьшения стоимости сооружений;
C) для обеспечения необходимой высоты всасывания насосов;
D) для обеспечения гидроизоляции и высоты всасывания насосов;
E) для расположения задвижек и узлов задвижек (манифольдов) в одном помещении с насосами.
№5 Головная перекачивающая станция:
A) располагается в начале трассы;
B) часть комплекса сооружений трубопровода;
C) служит для накапливания определенных партий нефти и нефтепродуктов;
имеет большой резервуарный парк, лабораторию по контролю качества
D) нефти и нефтепродуктов;
E) наиболее ответственная часть всего комплекса трубопровода, на которой собирают нефть или нефтепродукты, предназначенные для закачки в трубопровод.
№6 Промежуточная нефтеперекачивающая станция предназначена для:
A) перекачки нефти и нефтепродуктов;
B) понижения давления перекачиваемого нефтепродукта в трубопроводе;
C) приема нефтепродуктов с предыдущей станции;
D) осуществления движения нефти и нефтепродуктов по трубопроводу;
E) поддержания необходимого режима перекачки.
№7 Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода:
A) по числу нефтебаз, расположенных по трассе;
B) согласно гидравлическому расчету;
C) для удобства обслуживания линейных сооружений;
D) в зависимости от рельефа трассы;
E) для сокращения длины трубопровода.
№8 Движение газа по магистральному трубопроводу обеспечивается:
A) газораспределительными станциями;
B) компрессорными станциями;
C) насосными станциями;
D) газонаполнительными станциями;
E) газгольдерами.
№9 Компрессорные станции устанавливаются на трубопроводах с интервалом, определяемым:
A) объемами перекачек;
B) возможным отключением отдельных участков трубопровода;
C) гидравлическим расчетом;
D) по расположению газораспределительных станций в населенных пунктах;
E) длиной трубопровода определенного диаметра.
№10 При использовании, каких хранилищ газа нужны компрессорные станции?
A) сухих газгольдеров;
B) газгольдеров высокого давления;
C) стальных резервуаров;
D) подземных газохранилищ;
E) сферических резервуаров.
№11 Для закачки газа подземное газохранилище оборудуют собственной:
A) компрессорной станцией;
B) установкой редуцирования газа;
C) станцией охлаждения газа;
D) насосной станцией;
E) газораспределительной станцией
№12 Какой технологический процесс не осуществляется на промежуточных КС?
A) очистка газа от механических примесей;
B) охлаждение газа;
C) осушка газа;
D) компримирование газа;
E) сжатие газа.
№13 Какая система входит в комплекс сооружений компрессорной станции, но не входит в комплекс сооружений насосной станции:
A) система электроснабжения;
B) система молниезащиты;
C) узел пуска и приема очистных устройств;
D) система сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей;
E) система канализации.
№14 К основным объектам КС не относятся:
A) площадка приема и пуска очистных устройств;
B) установка очистки газа от механических примесей;
C) компрессорный цех;
D) узел редуцирования давления газа;
E) узел охлаждения газа.
№15 На каких станциях можно производить подкачку нефти или нефтепродуктов с других трубопроводов?
A) промежуточных НПС;
B) головных НПС;
C) газораспределительных станциях;
D) магистральных НС;
E) компрессорных станциях
№16 В зависимости от чего могут отсутствовать резервуары в составе объектов промежуточной НПС?
A) от пропускной способности трубопровода;
B) от диаметра трубопровода;
C) от методов обеспечения экономичности перекачки;
D) от принятой схемы перекачки;
E) от рабочего давления и расстояния между НС.
№17 НПС открытого типа работают нормально при температуре окружающей среды:
A) от-2С  до+40С;
B) от- 20С  до+20С;
C) от- 40С  до+40С;
D) от- 40С  до+50С;
E) от- 10С  до+30С.
№18 НПС у рек или водоемов по отношению к ближайшим населенным пунктам размещают:
A) рядом, учитывая возможное расширение станции;
B) выше по течению рек;
C) в зоне санитарной охраны источников водоснабжения;
D) ниже по течению рек;
E) на расстоянии 10-20км.
№19 Принципиальная схема коммуникаций, в которой предусмотрено проведение всех необходимых производственных операций по перекачке, называется:
A) производственной;
B) гидравлической;
C) типовой;
D) технологической;
E) подстанционной.
№20 Станции сооружаемые на магистральных газопроводах:
A) насосные;
B) магистральные;
C) основные;
D) компрессорные;
E) аварийные.
№21 Станции, предназначенные для перекачки нефти и нефтепродуктов:
A) насосные;
B) передвижные;
C) магистральные;
D) компрессорные;
E) эксплуатационные.
№22 Компрессорные и насосные станции аварийного назначения:
A) стационарные;
B) типовые;
C) аварийные;
D) магистральные;
E) передвижные.
№23 Конструкции, составляющие каркас здания насосной станции и компрессорной станции:
A) динамические;
B) статические;
C) несущие;
D) рамные;
E) ленточные.
№24 Фундаменты, применяемые на компрессорной станции под ГТУ:
A) ограждающие;
B) ленточные;
C) несущие ;
D) рамные;
E) доборные.
№25 Фундаменты под всей длиной стены здания КС или НС:
A) рамные;
B) ленточные;
C) динамические;
D) ограждающие;
E) статические
№26 Конструкции, укладываемые или навешиваемые на несущие:
A) конструкции, называются:
B) ленточные;
C) доборные;
D) рамные;
E) ограждающие;
F) сплошные.
№27 Отводы от магистрального нефтепродуктопровода на нефтебазы называются:
A) лупинги;
B) трапы;
C) байпас;
D) шлейфы;
E) вставки.
№28 Специальные установки для отделения попутного газа от нефти:
A) пылеуловители;
B) фильтры;
C) одоризаторы;
D) трапы;
E) сероочистки
№29 Автоматические устройства для предотвращения взрыва в блок – контейнере НС и КС:
A) одоризаторы;
B) трапы;
C) огнетушители;
D) газоанализаторы;
E) предохранители.
№30 Блок - контейнеры НС и КС для пожаротушения оснащены:
A) одорантами;
B) метанольницами;
C) газоанализаторами;
D) баллонами с углекислотой;
E) предохранителями.
№31 Что необходимо иметь для отвода земель под НС и КС для составления проекта трубопровода:
A) гидравлический расчет;
B) генеральный план;
C) планы земельных участков;
D) задание на проектирование;
E) рабочий чертеж.
№32 Что необходимо сделать для обоснования отклонений от задания на проектирование?
A) технорабочий чертеж;
B) гидравлический расчет;
C) геодезическую съемку;
D) план местности;
E) технико-экономический расчет.
№33 Проект строительства, частью которого является выбор площадок для НС и КС:
A) задание на проектирование;
B) рабочий чертеж;
C) план местности;
D) технический проект;
E) генеральный план.
№34 Составление какого плана учитывает рациональное размещение зданий и сооружений станции, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с нормами проектирования?
A) технический план;
B) генеральный план;
C) рабочий чертеж;
D) технологическая схема;
E) план местности.
№35 Основной метод составления продольного профиля оси трассы трубопровода:
A) метод Шухова В.Г.;
B) по планам земельных участков;
C) геодезическая вертикальная съемка;
D) по планам местности;
E) метод Стокса.
№36 Документ, в котором уточняются, детализируются, принимаются окончательные решения:
A) рабочий чертеж;
B) технический проект;
C) задание на проектирование;
D) генеральный план;
E) план местности.
№37 Правило размещения НС и КС относительно трубопровода:
A) по обе стороны от трубопровода;
B) по одну сторону;
C) грунт площадки должен быть сухим;
D) на пологом рельефе площадки;
E) в шахматном порядке.
№38 Показатель грунтов площадок отводимых под строительство НС и КС:
A) глубина промерзания грунта;
B) водопроницаемость;
C) вязкость;
D) качество грунта;
E) удельный вес.
№39 Что достигается не только при удалении сооружений одного от другого, но и при заглублении в грунт?
A) кратчайшая геодезическая линия;
B) качество грунта;
C) глубина промерзания грунта;
D) необходимый уровень безопасности;
E) отдаленность от горизонта грунтовых вод.
№40 Основным оборудованием насосной станции являются:
A) насосы и системы охлаждения, смазки;
B) основные и подпорные насосы;
C) насосы, осуществляющие перекачку и электропривод к ним;
D) насос и электродвигатель;
E) насосы систем охлаждения и смазки.
№41 В насосных станциях магистральных трубопроводов применяют:
A) только высоконапорные насосы;
B) высоконапорные насосы и низконапорные насосы;
C) только низконапорные насосы;
D) высоконапорные насосы, работающие параллельно;
E) низконапорные насосы, работающие последовательно.
№42 Какое расположение агрегатов применяется для обеспечения удобства и безопасности их обслуживания в насосной?
A) однорядное расположение агрегатов, когда более полно используется строительная площадь здания;
B) одно-и двухрядные схемы расположения агрегатов;
C) двухрядное расположение агрегатов, когда длина здания уменьшается, а ширина насосной увеличивается;
D) однорядное расположение агрегатов, когда длина здания увеличивается, а ширина уменьшается;
E) двухрядное расположение агрегатов, но в шахматном порядке.
№43 Какая система укладки применяется при проектировании обвязочных трубопроводов в здании насосной и при каких диаметрах труб?
A) канальная система укладки при d=500 мм;
B) канальная система укладки при d до500 мм и бесканальная более 500 мм;
C) бесканальная система укладки при d=500 мм;
D) канальная система при d более 500 мм и бесканальная система укладки при при d
E) до500 мм;
F) канальная система при d =500 мм и бесканальная при d менее 500 мм.
№44 Резервный насос на перекачивающей станции предусматривается:
A) в группе основных насосов;
B) в группе подпорных насосов;
C) в каждой группе работающих насосов;
D) при каждом основном и подпорном насосе;
E) при каждом основном насосе.
№45 Предохранительный клапан на технологическом трубопроводе между подпорной и основной насосными устанавливают для:
А) обеспечения безаварийной работы трубопровода;
В) защиты арматуры подпорных насосов от повышения давления;
C) защиты арматуры основных насосов от повышения давления;
D) обеспечения безопасной работы трубопровода;
E) защиты арматуры низкого и среднего давления подпорных насосов от повышения давления.
№46 Схема перекачки нефти из «насоса в насос» через промежуточную станцию:
A) нефть принимается в приемный резервуар, откачивается из расходного резервуара;
B) нефть принимается в приемный резервуар, из которого одновременно и откачивается;
C) резервуары полностью отключены от магистрали;
D) перекачка осуществляется с подключенным (буферным) резервуаром, предназначенным для выравнивания неравномерностей подачи с предыдущей НС;
E) нефть принимается в расходный резервуар, из которого одновременно откачивается.
№47 Величины, характеризующие работу насосов:
A) подача и давление;
B) напор и давление;
C) производительность, мощность и КПД;
D) подача, давление, напор, мощность и КПД;
E) давление, напор, мощность электродвигателя и КПД.
№48 Достоинство центробежных насосов:
A) требуют заливки перед пуском;
B) допускают регулировку режима работы без остановки агрегата;
C) большие габариты;
D) максимальный напор определяется диаметром рабочего колеса;
E) вязкость перекачиваемой жидкости влияет на работу насоса;
№49 Подпорный и основной насосы должны иметь:
A) одинаковую подачу;
B) различную подачу;
C) одинаковый напор;
D) одинаковое давление на приеме;
E) одинаковую скорость вращения вала.
№50 При каких условиях возникает в насосе явление кавитации?
A) снижение давления во всасывающем трубопроводе ниже давления насыщенных паров перекачиваемой жидкости при данной температуре;
B) увеличение давления во всасывающем трубопроводе выше давления насыщенных паров перекачиваемой жидкости при данной температуре;
C) уменьшение производительности насоса против нормы при данной температуре;
D) понижение температуры жидкости на приеме насоса с увеличением давления;
E) уменьшение числа оборотов против нормы.
№51 Для магистральных продуктопроводов насосы выпускают в:
A) одноступенчатом исполнении;
B) двухступенчатом исполнении;
C) многоступенчатом и одноступенчатом исполнении;
D) многоступенчатом исполнении;
E) одно-и двухступенчатом исполнении.
№52 Для характеристики работы любого насоса вводятся основные параметры насосов. Укажите, какой параметр относится к основным параметрам насосов:
A) производительность;
B) температура подшипников;
C) КПД;
D) напор;
E) мощность.
№53 Для каких целей используются подпорные насосы?
A) для увеличения производительности насоса;
B) для увеличения КПД;
C) для создания подпора;
D) для увеличения мощности;
E) для увеличения напора.
№54 При расшифровке марки насоса 12Н-10*4, цифра «12» означает:
A) диаметр напорного патрубка, уменьшенный в 25 раз
B) коэффициент быстроходности;
C) диаметр всасывающего патрубка,
уменьшенный в 25 раз;
D) кавитационный запас;
E) коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз.
№55 При расшифровке марки насоса НМ 2500-230 цифра «230» означает: давление;
A) расход;
B) производительность;
C) подачу;
D) напор;
№56 При расшифровке марки насоса 14Н-12*2 число «12» означает:
A) коэффициент полезного действия, уменьшенный в 10 раз;
B) коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз;
C) диаметр напорного патрубка, уменьшенный в 25 раз;
D) коэффициент быстроходности, увеличенный в 10 раз
E) диаметр всасывающего патрубка, увеличенный в 25 раз;
№57 При маркировке насоса 8НДвН, буква «Д» означает:
A) двухступенчатый;
B) дифференциальный;
C) двойного действия;
D) колесо с двухсторонним входом жидкости;
E) дизельный.
№58 В маркировке насоса 18НДсН буква «с» означает:
A) секционный;
B) средненапорный;
C) спиральный;
D) одноступенчатый;
E) ступенчатый.
№59 Проектирование насосов на максимально возможную частоту вращения (3000 об/ мин) для электродвигателей, обусловлено тем, что при дальнейшем увеличении частоты вращения вала:
A) уменьшается скорость входа нефти в насос;
B) возникает шум в насосе;
C) увеличиваются утечки продукта;
D) увеличивается подача масла;
E) возрастает скорость входа жидкости в насос.
№60 Дальнейшее увеличение частоты вращения вала центробежного насоса (>3000 об/мин) приводит к возникновению:
A) шума;
B) кавитации;
C) утечек;
D) стука;
E) вибрации.
№61 Преимущества каких насосов заключаются в отсутствии необходимости строить заглубленные станции, расположенные на открытых площадках в непосредственной близости к резервуарному парку:
A) магистральных;
B) центробежных;
C) подпорных вертикальных;
D) поршневых;
E) основных и подпорных.
№62 Марка насоса НМП 3600-78 расшифровывается следующим образом:
A) насос магистральный подпорный с подачей 3600м3/ч и напором 78м;
B) нефтяной магистральный перекачивающий с подачей 600м3/ч и напором 78 м;
C) насос магистральный подпорный с подачей 78м3/ч и напором 3600м;
D) насос механический для перекачки маловязких жидкостей с подачей 3600м3/ч и напором 78м ;
E) насос масляный перекачивающий с подачей 78 м3/ч.
№63 Обеспечение электроэнергией для питания электродвигателей должно быть рассчитано на суммарную мощность:
A) 500кВТ;
B) 600кВТ;
C) до 10000кВТ;
D) до20000кВТ;
E) до 3000кВТ
№64 Двигатель в качестве привода центробежного насоса выбирают с учетом также следующего положения:
A) внешний вид насосного агрегата должен соответствовать стандарту;
B) соответствие габаритных размеров насоса и электродвигателя;
C) удобство эксплуатации;
D) соединение вала насоса с валом электродвигателя должно быть простейшим;
E) способствовать широкому распространению данного типа.
№65 Емкость резервуарного парка головной перекачивающей станции должна равняться:
A) 30 000 м куб;
B) двухсуточному объему перекачки;
C) трехсуточному объему перекачки;
D) определенному запасу нефти или нефтепродуктов;
E) более 30000 м куб.
№66 Емкость резервуарного парка промежуточной перекачивающей станции имеет:
A) 0-20 тыс. м куб;
B) 2 резервуара;
C) 2-4 резервуара;
D) 4 резервуара;
E) двухсуточный объем перекачки.
№67 В зданиях насосных станций широкое распространение получили системы отопления:
A) воздушная и водяная;
B) водяная и паровая;
C) паровая и воздушная;
D) водяная, паровая и воздушная;
E) водяная.
№68 В производственных помещениях насосных станций применяют вентиляцию:
A) естественную;
B) искусственную;
C) механическую;
D) принудительную;
E) естественную и искусственную.
№69 Промышленно-ливневая канализация перекачивающей станции предусматривается для отвода:
A) производственных стоков;
B) производственных и бытовых сточных вод;
C) атмосферных и хозяйственных вод;
D) производственных стоков вод, загрязненных нефтепродуктами, атмосферных вод;
E) производственных стоков вод, загрязненных нефтепродуктами, бытовых сточных вод.
№70 К какой категории электроснабжения относится насосная перекачивающая станция?
A) 1 категории;
B) 2 категории;
C) 3 категории;
D) резервной;
E) сложной.
№71 К вспомогательному оборудованию насосной станции относятся:
A) подпорные насосы;
B) оборудование, предназначенное для обслуживания основного оборудования;
C) насосы систем смазки и охлаждения, системы вентиляции;
D) оборудование, предназначенное для обслуживания основного оборудования и помещения перекачивающей станции;
E) оборудование, предназначенное для обслуживания помещения перекачивающей станции.
№72 Камера приема и пуска на НПС не предназначена для:
A) приема и пуска скребка для очистки трубопровода;
B) приема разделителей при последовательной перекачке;
C) приема и пуска поточных средств диагностики;
D) закачки нефти в трубопровод;
E) запуска разделителей при последовательной перекачке.
№73 Какой прибор контролирует резкое увеличение утечек нефти?
A) манометр;
B) датчик;
C) счетчик;
D) вибросигнализатор;
E) амперметр.
№74 Объем резервуаров, используемых для сбора утечек на перекачивающей станции:
A) 2000 м куб;
B) 3-100 м куб;
C) 150-400 м куб;
D) 60-70 м куб;
E) 1-2 м куб.
№75 Потери нефтепродуктов от испарения при малых «дыханиях» происходят при:
A) откачке из резервуаров;
B) приеме в резервуар;
C) утечках через уплотнения запорной арматуры;
D) хранении нефтепродуктов в резервуаре;
E) наливе в Ж/Д цистерны.
№76 Потери нефтепродуктов при испарении от больших «дыханий» резервуаров происходят при:
A) авариях;
B) наливе в Ж/Д цистерны;
C) суточных колебаниях температуры наружного воздуха;
D) откачке и приеме нефтепродуктов;
E) временном хранении нефтепродуктов.
№77 Днище РВС имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается:
A) устойчивость всего сооружения;
B) устойчивость днища;
C) правильная установка люка-лаза;
D) более полное удаление подтоварной воды;
E) опирание крыши резервуара на центральную стойку.
№78 Подготовка территории строительства КС и НС начинается с:
A) монтажа каркаса зданий;
B) уборки территории;
C) геодезической съемки;
D) отвода земель;
E) прокладки трубопроводных коммуникаций.
№79 Существенно уменьшается общая площадь застройки НС, резервуарные парки которых имеют резервуары:
A) надземные на опорах;
B) наземные;
C) подземные;
D) резервные;
E) стальные.
№80 Какую площадь не следует занимать под здания, сооружения и коммуникации НС?
A) санитарную зону;
B) заболоченную;
C) отдаленую от автодорог;
D) с низким горизонтом грунтовых вод;
E) резервную.
№81 Как размещают энергообъекты относительно основных потребителей, чтобы уменьшить протяженность тепло -газо -и паропроводов и электролиний?
A) приближенно;
B) на определенном расстоянии;
C) рядом;
D) отдаленно;
E) учитывая возможное расширение станции;
№82 Средние размеры площадок головных перекачивающих станций:
A) 30 га;
B) 20 га;
C) 10 га;
D) 6 га;
E) 75 га.
№83 Средние размеры площадок промежуточных перекачивающих станций:
A) 6 га;
B) 34 га;
C) 20 га;
D) 75 га;
E) 10 га.
№84 Расстояние от края проезжей части на площадке НС, обеспечивающей подъезд пожарных машин, до стены здания насосного цеха:
A) 200м;
B) 20м;
C) 65-75м;
D) не более 25м;
E) 24-35м.
№85 Площадь блочно- комплектной НС:
A) 10га;
B) 1,2га;
C) 5га;
D) 6га;
E) 12га.
№86 Минимальное расстояние между очистными объектами НС от основных, вспомогательных зданий и сооружений:
A) 30м;
B) 34м;
C) 100м;
D) 2-5м;
E) 20м.
№87 Обстоятельство, учитываемое при расположении зданий и сооружений с производствами повышенной пожарной опасности:
A) пологий рельеф;
B) ровная площадка;
C) возможность разлива нефти, нефтепродуктов;
D) тип прокладок трубопроводов по территории ПС;
E) направление ветров.
№88 Условия заложения подошвы фундамента здания насосного цеха:
A) 0,8-1м;
B) 3м;
C) 0,6м;
D) глубина заложения фундамента должна быть больше глубины промерзания грунта;
E) глубина заложения фундамента должна быть меньше глубины промерзания грунта.
№89 Преимущество свайных фундаментов:
A) устройство без рытья котлованов;
B) сборомонолитность;
C) дешевый материал изготовления;
D) монолитность;
E) устойчивость
№90 Способ размещения насоса и двигателя при однозальной компоновке:
A) на отдельных фундаментах;
B) на одном фундаменте;
C) распределить равномерно напряжение по подошве фундамента;
D) на ленточном фундаменте;
E) рассчитать фундамент под динамические нагрузки.
№91 Обстоятельство, которое необходимо учитывать при установке соединяемых машин на одном или отдельных фундаментах:
A) габаритные размеры;
B) вид фундамента;
C) глубина заложения фундамента;
D) неравномерное распределение напряжений по подошве фундамента;
E) пожаробезопасность.
№92 Какие размеры устанавливаемых агрегатов влияют на размеры фундаментов?
A) минимальные;
B) максимальные;
C) габаритные;
D) масса;
E) основные.
№93 Условие, соблюдаемое при установке фундамента под основное оборудование:
A) равномерное распределение напряжений;
B) устойчивость;
C) бесшумная работа агрегатов;
D) прочность фундамента;
E) совмещение центров тяжести оборудования и фундамента.
№94 Одна из составных частей каркаса здания насосного цеха:
A) карниз;
B) фундамент;
C) ферма;
D) подкрановые балки;
E) панель.
№95 Материал изготовления подкрановых балок:
A) дерево;
B) железо;
C) сталь;
D) железобетон;
E) асбестоцемент.
№96 Как называется конструкция, имеющая алюминиевый каркас, к которому крепятся листы из асбестоцемента, а внутренняя полость заполнена утеплителем?
A) колонна;
B) балка;
C) фундамент;
D) панель;
E) ферма.
№97 Конструкции стеновых панелей из железобетона бывают:
A) только сплошные;
B) сплошные прямоугольного сечения;
C) металлические;
D) сплошные и пустотные;
E) решетчатые.
№98 Число работающих центробежных насосов на каждой перекачивающей станции определяют исходя из:
A) максимальной загрузки станции;
B) полной загрузки трубопровода и расчетных параметров трубопровода;
C) обеспечения безостановочной работы трубопровода;
D) расчетных параметров трубопровода, режима перекачки и полной загрузки трубопровода;
E) режимов перекачки.
№99 Характеристика центробежного насоса Q-H выражает зависимость между производительностью и напором. Как изменяется напор (Н) с увеличением производительности (Q):
A) не изменяется;
B) уменьшается ;
C) увеличивается до определенного значения, а затем остается постоянным;
D) увеличивается;
E) уменьшается до определенного значения, а затем увеличивается.
№100 По каким параметрам производится выбор насосов для насосных станций магистральных трубопроводов?
A) по пропускной способности и напору насосных станций;
B) по давлению и напору;
C) по начальному и конечному давлению трубопровода;
D) по конечному давлению и напору НС;
E) по величине потерь напора на трение.
№101 Согласование работы насосных станций достигается:
A) контролированием;
B) изменением напора;
C) отключением одной из станций;
D) регулированием;
E) остановкой перекачки
№102 Размещение НС производится графическими построениями на:
A) сжатом профиле трассы трубопровода;
B) технологической схеме;
C) генеральном плане района;
D) рабочем чертеже;
E) ситуационном плане района предполагаемого строительства.
№103 Комплекс головных сооружений магистрального газопровода зависит от:
A) состава добываемого газа;
B) давления добываемого газа;
C) состава и давления газа, добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт;
D) давления газа, поступающего на газосборный пункт;
E) состава газа, поступающего на газосборный пункт.
№104 К головным сооружениям магистрального газопровода не относится:
A) сепараторы и адсорберы;
B) газораспределительная станция;
C) установка по очистке газа от механических примесей;
D) компрессорные станции;
E) сепараторы и абсорберы.
№105 Для очистки газа от механических примесей используют:
A) абсорберы;
B) сепараторы и пылеуловители;
C) адсорберы;
D) конденсатосборники;
E) абсорберы и адсорберы.
№106 Осушку газа осуществляют в аппаратах, которые называются:
A) сепараторы;
B) теплообменники;
C) гидроуловитель;
D) влагосборник;
E) абсорберы и адсорберы.
№107 Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью веществ, обладающих резким запахом. Как называются эти вещества?
A) гидраты;
B) абсорбенты;
C) одоранты;
D) адсорбенты;
E) метанол.
№108 Когда не требуется строительство головной перекачивающей компрессорной станции?
A) газ с месторождения поступает в трубопровод под высоким давлением;
B) газ поступает с чисто газовых месторождений;
C) в газе, поступающего с месторождения имеются вредные примеси ;
D) газ с месторождения поступает в большом объеме;
E) при перекачке попутных газов.
№109 На компрессорной станции осуществляется компримирование газа:
A) до давления, обеспечивающего дальнейшее движение газа с заданной пропускной способностью газопровода;
B) для повышения температуры газа;
C) для снижения температуры газа;
D) для сжижения природного газа;
E) до давления обеспечивающего уменьшение пропускной способности газопровода.
№110 Компрессоры, предназначенные для сжатия газа:
A) только поршневые;
B) центробежные;
C) винтовые;
D) лопастные;
E) поршневые и центробежные.
№111 Преимущество блок - контейнеров для ГТУ перед использованием общего здания компрессорного цеха:
A) точный замер количества газа;
B) поддержание технического состояния оборудования более удобно;
C) более организована защита окружающей среды;
D) бесперебойная работа;
E) уменьшение шума и температуры.
№112 Основной процесс, на который разрабатывается технологическая карта при строительстве КС и НС:
A) монтаж каркаса зданий;
B) разбивка площадки;
C) прокладка подземных коммуникаций;
D) земляные работы;
E) установка оборудования открытого типа.
№113 Какое воздействие оказывают компрессоры на фундаментные конструкции?
A) статическое;
B) динамическое;
C) постоянное;
D) напряженное;
E) временное.
№114 Высота стены здания компрессорного цеха в зависимости от размеров располагаемого в помещении оборудования:
A) от 6 до 15м;
B) 2-3м;
C) от 7 до 14м;
D) от 0,6 до 1,4м;
E) 10-12м.
№115 Для выполнения подрядными организациями ремонтов ГПА, основного технологического оборудования КС следует предусматривать:
A) механические мастерские;
B) ремонтные мастерские;
C) склады;
D) кустовые и центральные ремонтные базы;
E) специальные помещения.
№116 Основные показатели режима работы компрессорной станции:
A) пропускная способность, давление на входе и выходе КС;
B) часовая производительность КС;
C) давление газа на входе, выходе и часовая;
D) максимальная пропускная способность;
E) среднее индикаторное давление.
№117 Для подбора основного оборудования компрессорной станций пользуются:
A) расчетом газовых эксплуатационных расходов по компрессорной станции;
B) расчетом давлений всасывания и нагнетания компрессора;
C)расчетом по «минимальному комплексу» для оценки экономической эффективности компрессоров;
D) расчетом эффективной мощности компрессора, необходимый для сжатия газа;
E) расчетом механических потерь при номинальном режиме.
№118 Для отключения КС от газопровода необходимо предусматривать запорную арматуру с дистанционным и местным управлением на:
A) всасывающих шлейфах;
B) технологических трубопроводах;
C) станционных коммуникациях;
D) всасывающих и нагнетательных шлейфах станции;
E) нагнетательных шлейфах компрессорного цеха.
№119 На каждом нагнетательном шлейфе станции следует предусматривать:
A) кран;
B) вентиль;
C) задвижку;
D) продувочную свечу;
E) обратный клапан.
№120 В систему производственно - ливневой канализации перекачивающих станций, входят очистные сооружения:
A) нефтеловушки, обвалованная территория;
B) отстойные пруды;
C) пруды-испарители;
D) обвалованные участки земли;
E) нефтеловушки, пруды-отстойники.
№121 Когда не требуется строительство головной перекачивающей компрессорной станции?
A) газ с месторождения поступает в трубопровод под высоким давлением;
B) газ поступает с чисто газовых месторождений;
C) в газе, поступающего с месторождения имеются вредные примеси ;
D) газ с месторождения поступает в большом объеме;
E) при перекачке попутных газов.
№122 Компрессоры, предназначенные для сжатия газа:
A) только поршневые;
B) центробежные;
C) винтовые;
D) лопастные;
E) поршневые и центробежные.
№123 Какие компрессоры целесообразнее применять с ростом давлений?
A) центробежные;
B) поршневые;
C) струйные;
D) лопастные;
E) осевые.
№124 Поршневой газомотокомпрессор представляет собой:
A) установку, состоящую из компрессора для сжатия газа и охладителя;
B) агрегат, в котором объединены силовая часть и компрессор для сжатия газа;
C) агрегат, в котором объединены компрессор для сжатия газа и системы маслоснабжения;
D) установку, состоящую из компрессора и контрольно-измерительной аппаратуры;
E) собственно компрессор.
№125 На магистральных газопроводах пропускной способностью более 10 млн. м 3/сут наиболее широкое применение нашли:
A) поршневые газомотокомпрессоры с приводом от газового двигателя;
B) центробежные нагнетатели с электроприводом;
C) поршневые компрессоры с приводом от электродвигателя;
D) центробежные компрессоры с паротурбинным приводом;
E) центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом.
№126 Принцип действия аппаратов сухого отделения пыли состоит в:
A) искусственном осаждении пыли под действием сил тяжести и в результате снижения скорости течения газа;
B) осаждении пыли в результате снижения скорости течения газа;
C) механическом осаждении пыли под действием сил тяжести;
D) увеличении скорости течения газа;
E) уменьшении скорости потока газа.
№127 Минимальное расстояние между складом ГСМ и установками по осушке газа:
A) 30м;
B) 20м;
C) 1-2м;
D) 10м;
E) 200м.
№128 Преимущество блок - контейнеров для ГТУ перед использованием общего здания компрессорного цеха:
A) точный замер количества газа;
B) поддержание технического состояния оборудования более удобно;
C) более организована защита окружающей среды;
D) бесперебойная работа;
E) уменьшение шума и температуры.
№129 Для выполнения подрядными организациями ремонтов ГПА, основного технологического оборудования КС следует предусматривать:
A) механические мастерские;
B) ремонтные мастерские;
C) склады;
D) кустовые и центральные ремонтные базы;
E) специальные помещения.
№130 На каждом нагнетательном шлейфе станции следует предусматривать:
A) кран;
B) вентиль;
C) задвижку;
D) продувочную свечу;
E) обратный клапан.
№131 Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью веществ, обладающих резким запахом. Как называются эти вещества?
A) гидраты;
B) абсорбенты;
C) одоранты;
D) адсорбенты;
E) метанол.
Двутавры стальные горячекатаные с параллельными гранями полок типа Б и Ш по ГОСТ26020 Приложение А Обозначения:
h – высота двутавра;
b – ширина полки;s – толщина стенки;t – средняя толщина полки;
R – радиус внутреннего закругления;
r – радиус закругления полки I – момент инерции;
W – момент сопротивления;
S – статический момент полусечения;
I – радиус инерции
Номер Размеры Площадь
поперечного
сечения,
см2 Масса
1 м, кг Справочные значения для осей
двутавра h b s t R r X ( X Y ( Y
не более Ix, Wx, ix, Sx, Iy, Wy, iy,
мм см4 см3 см см3 см4 см3 см
10 100 55 4,5 7,2 7,0 2,5 12,0 9,46 198 39,7 4,06 23,0 17,9 6,49 1,22
12 120 64 4,8 7,3 7,5 3,0 14,7 11,50 350 58,4 4,88 33,7 27,9 8,72 1,38
14 140 73 4,9 7,5 8,0 3,0 17,4 13,70 572 81,7 5,73 46,8 41,9 11,50 1,55
16 160 81 5,0 7,8 8,5 3,5 20,2 15,90 873 109,0 6,57 62,3 58,6 14,50 1,70
18180 90 5,1 8,1 9,0 3,5 23,4 18,40 1290 143,0 7,42 81,4 82,6 18,40 1,8820 200 100 5,2 8,4 9,5 4,0 26,8 21,00 1840 184,0 8,28 104,0 115,0 23,10 2,07
22220 110 5,4 8,7 10,0 4,0 30,6 24,00 2550 232,0 9,13 131,0 157,0 28,60 2,2724240 115 5,6 9,5 10,5 4,0 34,8 27,30 3460 289,0 9,97 163,0 198,0 34,50 2,3727 270 125 6,0 9,8 11,0 4,5 40,2 31,50 5010 371,0 11,20 210,0 260,0 41,50 2,54
30 300 135 6,5 10,2 12,0 5,0 46,5 36,50 7080 472,0 12,30 268,0 337,0 49,90 2,69
33 330 140 7,0 11,2 13,0 5,0 53,8 42,20 9840 597,0 13,50 339,0 419,0 59,90 2,79
36360 145 7,5 12,3 14,0 6,0 61,9 48,60 13380 743,0 14,70 423,0 516,0 71,10 2,8940 400 155 8,3 13,0 15,0 6,0 72,6 57,00 19062 953,0 16,20 545,0 667,0 86,10 3,03
45 450 160 9,0 14,2 16,0 7,0 84,7 66,50 27696 1231,0 18,10 708,0 808,0 101,00 3,09
50500 170 10,0 15,2 17,0 7,0 100,0 78,50 39727 1589,0 19,90 919,0 1043,0 123,00 3,2355 550 180 11,0 16,5 18,0 7,0 118,0 92,60 55962 2035,0 21,80 1181,0 1356,0 151,00 3,39
60 600 190 12,0 17,8 20,0 8,0 138,0 108,00 76806 2560,0 23,60 1491,0 1725,0 182,00 3,54
213360375285Утяжеляющие железобетонные и чугунные устройстваАнкерные устройстваГрунтозаполняемые устройстваБалластирующие устройстваУБОЖелезобетонные седловидныеЧугунные кольцевыеОбетонированные трубыПКБУНСМКТСПУПКУДисковые вмораживаемыеВинтовые вмораживаемыеИнъекционныеРаскрывающего типаВинтовыеПриложение Б
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК1. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы.
2. СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы.
3. Быков Л. И. Типовые расчёты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов: учеб. пособие / Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков [и др.]. – Санкт-Петергург : Недра, 2011. – 748 с.
4. Шаммазов А. М. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов / А. М. Шаммазов, В. Н. Александров, А. И. Гольянов и др. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 404 с.
5. Зиневич A. M. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов больших диаметров / A. M. Зиневич, В. И. Прокофьев, В. П. Ментюков. – М. : Недра, 1979.
6. Березин В. Л. Сооружение насосных и компрессорных станций / В. Л. Березин, Н. В. Бобрицкий. – М. : Недра, 1985.
7. Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. – М. : 2000.
8. Бородавкин П. П. Сооружение магистральных трубопроводов. / П. П. Бородавкин, В. А. Березин. – М. : Недра, 1977. – 407 с.
9. Бородавкин П. П. Подземные магистральные трубопроводы / Москва: ООО «Издательство «Энерджи Пресс», 2011. – 480 с.
10. Поляков В. А. Основы диагностики: курс лекций: Учеб.пособие. – М. : ИНФРА-М, 2012. – 118 с.
Учебное издание
Вишневская Надежда Семеновна
Яворская Елена Евгеньевна
Попова Алена Ивановна
Сооружение газонефтепроводов, НС и КС
Учебное пособие
(переработанное и дополненное)
Редактор К. В. Коптяева
Технический редактор Л. П. Коровкина
План ____ г., позиция ____. Подписано в печать _______.____ г.
Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman.
Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная.
Усл. печ. л. ____. Уч.-изд. л. ____. Тираж 50 экз. Заказ № ____ .
Ухтинский государственный технический университет.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.
Типография УГТУ.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.

Приложенные файлы

  • docx 25043699
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий