Реферат: Современные системы очистки газовых выбросов –

Газгольдерами называют сосуды большого объема, предназначенные для хранения газов под давлением. Различают газгольдеры низкого (4000 Па) и высокого (от 7*10¹ до 30* 10¹ Па) давления. В газгольдерах первого типа рабочий объем является переменным, а давление газа в процессе наполнения или опорожнения изменяется незначительно. Они бывают мокрые и сухие.

Рис. 16.1. График суточного потребления газа

Рис. 16.2.Принципиальная схема газгольдеров низкого давления: а) мокрый; б) сухой;

1 – резервуар; 2 – колокол; 3 – ролики; 4 – газопровод; 5 – шайба; 6 – уплотнение; 7 – ограничитель хода.

Мокрые газгольдеры(рис. 16.2 а) состоят из двух основных частей – вертикального цилиндрического резервуара 1, заполненного водой (неподвижная часть) и колокола 2, помещенного внутри резервуара и представляющего собой цилиндр, открытый снизу и имеющий сферическую кровлю (подвижная часть). Для облегчения перемещения колокола служат ролики 3. Закачка и отбор газа осуществляются по газопроводу 4.

Принцип работы мокрого газгольдера следующий. При закачке газа в газгольдер давление под колоколом возрастает и вода частично вытесняется в кольцевое пространство между резервуаром и колоколом. Она играет роль гидравлического уплотнения. Как только давление газа превысит нагрузку, создаваемую массой колокола, последний начинает перемещаться вверх, освобождая объем для новых количеств газа. При опорожнении газгольдера давление газа под колоколом уменьшается и он опускается.

Для более полного использования объема колокола его высота должна быть равна высоте резервуара. У газгольдеров большого (свыше 6000 м^!) объема подвижную часть разбивают на несколько звеньев, вкладывающихся друг в друга подобно телескопу. Чтобы избежать перекосов при перемещении подвижных частей, а также для восприятия горизонтальных нагрузок (например, ветровых) к резервуару крепят направляющие, по которым перемещаются ролики, закрепленные в верхней части колокола (на рисунке не показаны).

Сухие газгольдеры(рис. 16.2 б) состоят из вертикального корпуса цилиндрической или многогранной формы с днищем и кровлей, внутри которого находится подвижная шайба (поршень), снабженная специальным уплотнением. Принцип работы сухого газгольдера аналогичен работе паровой машины. Под давлением газа, подаваемого под шайбу, она поднимается вверх до определенного предела, а при отборе газа – опускается вниз, поддерживая своей массой постоянное давление в газгольдере. Сухие газгольдеры менее надежны, чем мокрые, но и менее металлоемки.

Недостатком газгольдеров низкого давления является то, что они обладают относительно низкой аккумулирующей способностью.

Газгольдеры высокого давленияимеют неизменный геометрический объем, но давление в них по мере наполнения или опорожнения изменяется. Хотя геометрический объем газгольдеров этого класса много меньше объема газгольдеров низкого давления, количество хранимого в них газа может быть значительным, благодаря высокому давлению. Так, если в мокром газгольдере объемом 100 м^🙁 под давлением 4000 Па можно хранить 104 м3^| газа, то в газгольдере с давлением 1,6 МПа того же геометрического объема – 1700 м³, т.е. почти в 17 раз больше.

Газгольдеры высокого давления бывают цилиндрические и сферические. Цилиндрические газгольдеры (рис. 16.3) имеют геометрический объем от 50 до 270 м³. Поскольку у всех них внутренний диаметр равен 3,2 м, то различаются они лишь длиной цилиндрической части – обечайки 1. С обеих сторон к обечайке приварены днища 2, имеющие вид полусферы. Для контроля за давлением газа в газгольдере используются манометры 3. Газгольдер устанавливается на фундамент 4 горизонтально, либо вертикально.

Цилиндрические газгольдеры рассчитаны на давление от 0,25 до 2 МПа. Толщина их стенки может достигать 30 мм.

Сферические газгольдеры в нашей стране имеют геометрический объем от 300 до 4000 м³ и толщину стенки от 12 до 34 мм. Сферическая форма сосуда для хранения газа под высоким давлением является наиболее выгодной по металлозатратам и общей стоимости. Монтируют сферические газгольдеры из отдельных лепестков, раскроенных в виде апельсиновых долек, а также из верхнего и нижнего днищ, имеющих форму шарового сегмента. Опоры газгольдеров выполняют в виде цилиндрического стакана из железобетона со стальным опорным кольцом или в виде стоек-колонн, прикрепленных к шару по экваториальной линии и связанных между собой системой растяжек.

Батареи стальных газгольдеров высокого давления (до 1,5 МПа) были применены в Москве с целью компенсации неравномерности потребления газа, поступавшего в относительно небольших количествах по газопроводу Саратов-Москва. Однако с развитием газопроводов и ростом объемов потребления газа потребовались газохранилища вместимостью в миллионы кубических метров. Обеспечить хранение таких количеств газа могли только подземные газохранилища.

Подземным газохранилищем (ПХГ) называется хранилище газа, созданное в горных породах.

Первое в мире ПХГ было сооружено на базе истощенного газового месторождения в провинции Онтарио (Канада) в 1915 г. В нашей стране первое подземное газохранилище – Башкатовское ПХГ на западе Оренбургской области – было введено в эксплуатацию в 1958 г.

Рис.16.3. Цилиндрические газгольдеры высокого давления: а) – горизонтальный; б) – вертикальный.

Различают два типа ПХГ: в искусственных выработках и в пористых пластах. Первый тип хранилищ получил ограниченное распространение. Так, в США по состоянию на 1.09.94 г. на них приходилось лишь 6 % из 371 ПХГ: 1 – в переоборудованной угольной шахте и 21 – в отложениях каменной соли. Остальные 349 ПХГ относятся к хранилищам второго типа: из них 305 размещены в отработанных нефтяных и газовых месторождениях, а 44 – в водоносных пластах.

Широкое использование хранилищ в истощенных нефтегазовых месторождениях объясняется минимальными дополнительными затратами на оборудование ПХГ, поскольку саму ловушку с проницаемым пластом природа уже «изготовила».

Принципиальная схема подземного газохранилища приведена на рис. 16.4.

Газ из магистрального газопровода 1 по газопроводу-отводу 2 поступает на компрессорную станцию 4, предварительно пройдя очистку в пылеуловителях 3. Сжатый и нагревшийся при комприми-ровании газ очищается от масла в сепараторах 5, охлаждается в градирне (или АВО) 6 и через маслоотделители 7 поступает на газораспределительный пункт (ГРП) 8. На ГРП осуществляется распределение газа по скважинам.

Давление закачиваемого в подземное хранилище газа достигает 15 МПа. Для закачки, как правило, используются газом ото-копрессоры.

При отборе газа из хранилища его дросселируют на ГРП 8, производят очистку и осушку газа в аппаратах 9, 10, а затем после замера количества расходомером 11 возвращают в магистральный газопровод 1. Если давление газа в подземном хранилище недостаточно высоко, его предварительно компримируют и охлаждают (на рис. 16.4 не показано).

Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла перед его закачкой в хранилище имеет очень большое значение, т.к. в противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается приемистость скважин.

Оптимальная глубина, на которой создаются подземные газохранилища, составляет от 500 до 800 м. Это связано с тем, что с увеличением глубины возрастают затраты на обустройство скважин. С другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, т.к. в хранилище создаются достаточно высокие давления.

Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая каждый сезон несколько больший объем газа, чем тот, который отбирается.

Рис. 16.4. Принципиальная схема наземных сооружений ПХГ:

I – магистральный газопровод; 2 – газопровод-отвод; 3,9 – пылеуловители; 4 – компрессорная станция; 5 – сепаратор; 6 – холодильник (градирня); 7 – маслоотделитель; 8 – газораспределительный пункт; 10 – установка осушки газа; 11 – расходомер

Общий объем газа в хранилище складывается из двух составляющих: активной и буферной. Буферный объем обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилища, а активный – это тот объем газа, которым можно оперировать.

По состоянию на 1.09.94 г. общий объем природного газа в ПХГ США превысил 206 млрд. м³, из которых 86,9 млрд. м³ (42,3 %) составляет активный газ и 119,1 млрд. м³ – буферный. Общий максимальный темп закачки в ПХГ США составляет 865 млн. м^:!/сут, а отбора – 1900 млн. м³/сут.

В России в 1995 г. объем активного газа в ПХГ составлял около 45 млрд. м3. По прогнозам к 2000 г. он достигает 50…55 млрд. м^!, а к 2021г. -70…75 млрд. м³.

Газораспределительной сетьюназывают систему трубопроводов и оборудования, служащую для транспорта и распределения газа в населенных пунктах. На конец 1994 г. общая протяженность газовых сетей в нашей стране составляла 182 тыс. км.

Газ в газораспределительную сеть поступает из магистрального газопровода через газораспределительную станцию. В зависимости от давленияразличают следующие типы газопроводов систем газоснабжения:

– высокого давления (0,3…1,2 МПа);

– среднего давления (0,005…0,3 МПа);

– низкого давления (менее 0,005 МПа).

В зависимости от числа ступеней понижения давления в газопроводах системы газоснабжения населенных пунктов бывают одно-, двух- и трехступенчатые:

^одноступенчатая (рис. 16.5 а) – это система газоснабжения, при которой распределение и подача газа потребителям осуществляются по газопроводам только одного давления (как правило, низкого); она применяется в небольших населенных пунктах;

2) двухступенчатая система (рис. 16.5 б) обеспечивает распределение и подачу газа потребителям по газопроводам двух категорий: среднего и низкого или высокого и низкого давлений; она рекомендуется для населенных пунктов с большим числом потребителей, размещенных на значительной территории;

3) трехступенчатая (рис, 16.5 в) – это система газоснабжения, где подача и распределение газа потребителям осуществляются по газопроводам и низкого, и среднего и высокого давлений; она рекомендуется для больших городов.

Рис. 16.5. Принципиальная схема газоснабжения населенных пунктов: А – одноступенчатая; Б – двухступенчатая; В – трехступенчатая;

1 – отвод от магистрального газопровода; 2 – ГРС; 3 – газопровод низкого давления; 4 – газопровод среднего давления; 5,6 – газорегуляторный пункт; 7 – газопровод высокого давления.

При применении двух- и трехступенчатых систем газоснабжения дополнительное редуцирование газа производится на газорегуляторных пунктах (ГРП).

Газопроводы низкого давления в основном используют для газоснабжения жилых домов, общественных зданий и коммунально-бытовых предприятий. Газопроводы среднего и высокого (до 0,6 МПа) давлений предназначены для подачи газа в газопроводы низкого давления через городские ГРП, а. также для газоснабжения промышленных и крупных коммунальных предприятий. По газопроводам высокого (более 0,6 МПа) давления газ подается к промышленным потребителям, для которых это условие необходимо по технологическим требованиям.

По назначениюв системе газоснабжения различают распределительные газопроводы, газопроводы-вводы и внутренние газопроводы. Распределительныегазопроводы обеспечивают подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов. Газопроводы-вводысоединяют распределительные газопроводы с внутренними газопроводами зданий. Внутреннимназывают газопровод, идущий от газопровода-ввода до места подключения газового прибора, теплоагрегата и т.п.

По расположению в населенных пунктахразличают наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые, межпоселковые) и внутренние (внутрицеховые, внутридомовые) газопроводы.

По местоположению относительно поверхности землиразличают подземные и надземные газопроводы.

По материалу трубразличают газопроводы металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые, асбоцементные и др.).

Подключение и отключение отдельных участков газопроводов и потребителей газа осуществляют с помощью запорной арматуры – задвижек, кранов, вентилей. Кроме того, газопроводы оборудуют следующими устройствами: конденсатосборниками, линзовыми или гибкими компенсаторами, контрольно-измерительными пунктами и т.п.

Целесообразность использования природного газа в качестве моторного топлива обуславливается тремя факторами: экологической безопасностью, длительной энергообеспеченностью и дешевизной.

На долю автотранспорта приходится более 70 % от общего объема вредных веществ, попадающих в атмосферу городов и промыш-ленных центров. Содержание вредных веществ в выхлопах автомобилей, работающих на природном газе в 4…5 раз меньше: резко сокращаются выбросы сажи дизельными двигателями и полностью исключается попадание в окружающую среду свинца от автомобилей, ранее работавших на этилированном бензине.

Мировые запасы газа многократно превышают запасы нефти. Разведанные запасы газа в России позволяют сохранить достигнутый уровень его добычи в течение по крайней мере 200 лет. Добыча же нефти неуклонно снижается.

Наконец, при использовании в качестве моторного топлива

1 м^! природного газа заменяет 1 л бензина, но цена его примерно в

2 раза меньше.

Для заправки автомобилей природным газом служат автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС). Принципиальная схема АГНКС приведена на рис. 16.7.

Газ, поступающий из газопровода 1, очищается от механических примесей в блоке фильтров. Для этого используются четыре сетчатых фильтра 2, которые задерживают частицы размером больше 15 мкм. Затем замеряется его количество расходомером 3. В блоке компрессорных установок газ сжимают до 25 МПа. Каждый компрессор 4 имеет четыре цилиндра, через которые газ проходит последовательно. В первом цилиндре он сжимается от 1 до 2,5 МПа, во втором -от 2,5 до 7,5 МПа, в третьем – от 7,5 до 13 МПа, в четвертом – от 13 до 25 МПа.

Рис. 16.7. Принципиальная схема АГНКС:

1 – газопровод; 2 – фильтр; 3 – расходомер; 4 – компрессор; 5 — адсорбер; 6 – электронагреватель; 7 – холодильник; 8 – масловлагоотделитель; 9 – аккумулятор газа; 10 – раздаточный шланг.

Газомоторное топливо должно быть сухим поскольку пары воды уменьшают его теплотворную способность. Поэтому скомпри-мированный газ подвергают осушке. Блок осушки включает два адсорбера 5, заполненных цеолитом. Газ осушается в них попеременно. Отключенный адсорбер в это время находится на регенерации. Делают это с помощью подогретого электронагревателем 6 газа, называемого газом регенерации.

Насыщенный влагой газ регенерации подается в холодильник 7. Там влага и частицы масла конденсируются и выводятся в масловлагоотделитель 8. После этого газ регенерации поступает обратно в компрессор.

Осушенный газ направляется в блок аккумуляторов, объем каждого из которых составляет 9 м³. Аккумуляторы 9 играют роль буферных емкостей, благодаря которым можно не менять режим работы компрессоров при изменении числа заправляемых автомобилей.

Из аккумуляторов газ подается в блок раздачи. Шланг 10 раздаточной колонки присоединяют к газобалонной установке автомобиля, плотно затягивая гайку на наконечнике шланга. Манометр на колонке показывает давление газа в баллонах автомобиля. Когда оно достигает 20 МПа, выдача газа прекращается.

Наряду с природным газом в системе газоснабжения широко используются сжиженные газы (пропан, бутан и др.)

В зависимости от расхода газа, климатических условий и вида потребителей системы их снабжения сжиженными газами подразделяются на следующие типы:

1) индивидуальные и групповые баллонные;

2) групповые резервуарные с естественным или искусственным испарением;

3) групповые резервуарные установки по получению взрыво-безопасных смесей газа с воздухом.

Индивидуальной баллонной установкойназывают установку, имеющую не более 2-х баллонов со сжиженным газом. Данные установки предназначены, в основном, для газоснабжения потребителей с небольшим расходом газа, например, отдельных квартир, садовых домиков и т.п. Сжиженный газ в данном случае хранится в баллонах объемом 5,27 или 50 литров, которые размещаются либо на улице (в специальных шкафах), либо в помещении.

Групповые баллонные установкииспользуются для газоснабжения жилых малоквартирных зданий, мелких коммунально-бытовых и промышленных предприятий. В их состав входит более 2-х баллонов сжиженного газа. Суммарный объем баллонов не должен превышать 600 л при расположении шкафа с ними около зданий и 1000 л – при размещении шкафа вдали от зданий.

Групповые баллонные установки оснащаются регулятором давления газа, общим отключающим устройством, показывающим манометром, сбросным предохранительным клапаном.

Групповые резервуарные установки с естественным испарениемсостоят из нескольких емкостей, соединенных между собой уравнительными парофазными и жидкостными трубопроводами. Резервуары оборудуются арматурой для их заполнения сжиженным газом, средствами замера уровня жидкой фазы, предохранительными клапанами, регуляторами давления.

Резервуары устанавливаются на земле или под землей, стационарно или регулярно завозятся к месту размещения. При стационарной установке резервуаров сжиженный газ для них доставляется автоцистернами.

Емкость резервуаров в групповых установках достигает 50 м3, а суммарный объем резервуаров в установках – 300 м³.

К сожалению на работу установок с естественным испарением сжиженного газа существенное влияние оказывает температура окружающей среды: в соответствии с ее колебаниями изменяются производительность по паровой фазе и теплота сгорания газа.

Для больших промышленных объектов и крупных населенных пунктов используют групповые резервуарные установки с искусственным испарением.Их отличительной деталью является наличие специального теплообменного аппарата – испарителя. Расход жидкой фазы, подаваемой в испаритель, зависит от потребности в паровой фазе.

Недостатком установок с искусственным испарением сжиженных газов является то, что при температурах ниже О °С требуется использовать газы, пары которых не будут конденсироваться в трубопроводах.

Свойства природного газа и паровой фазы сжиженных углеводородных газов неодинаковы. Последняя имеет большие плотность и теплоту сгорания. Это создает определенные проблемы в тех случаях, когда сжиженный газ используется в качестве резервного топлива на случай прекращения подачи природного газа или его нехватки. Поэтому получили распространение групповые резервуарные установки по получению горючих смесей газа с воздухомдля газоснабжения. Для замены природного газа целесообразны смеси следующего состава: 1) 47 % бутана 53 % воздуха; 2) 58 % пропана 42 % воздуха.

Все хранилища для сжиженных углеводородных газов по своему назначению делятся на 4 группы:

1) хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, т.е. в местах производства СУГ;

2) хранилища, обслуживающие базы сжиженного газа и резервуарные парки газонаполнительных станций, где осуществляется налив СУГ в транспортные средства и газовые баллоны;

3) хранилища у потребителей, предназначенные для их газоснабжения;

4) хранилища для сглаживания неравномерности газопотребления. Сжиженные углеводородные газы хранят в стальных резервуарах, подземных хранилищах шахтного типа и в соляных пластах.

Стальные резервуарыбывают горизонтальные цилиндрические и сферические, а в зависимости от способа установки – надземные, подземные и с засыпкой (рис. 16.8).

Горизонтальные цилиндрические резервуарыимеют объем 25, 50, 100, 160, 175 и 200 м³. Каждый резервуар оборудован запорной арматурой, термометром, указателем уровня жидкой фазы, предохранительным клапаном, сигнализатором предельного уровня, вентиляционным люком и люком для внутреннего осмотра резервуара.

Надземная установка резервуаров наиболее дешева, но давление в них изменяется в соответствии с температурой окружающей среды: растет днем и уменьшается ночью. Подземная установка резервуаров обеспечивает стабильность температуры и соответственно давления в них, но требует дополнительных затрат. Близкий результат достигается, если резервуар установить надземно и присыпать грунтом, но он дешевле подземной установки.

Размещаются горизонтальные цилиндрические резервуары группами.

Сферические резервуарыпо сравнению с цилиндрическими требуют меньшего расхода металла на единицу объема емкости, благодаря меньшей площади поверхности и меньшей толщине стенки резервуара.

Сферические резервуары рассчитаны на давление 1,8 МПа, имеют объем до 4000 м³ и толщину стенки до 34 мм. Устанавливаются они только на поверхности земли.

Рис. 16.8. Схемы установки цилиндрических резервуаров:

а – надземный резервуар; б – подземный резервуар; в – резервуар с засыпкой

Внешний вид сферического резервуара объемом 600 м³ для хранения сжиженного пропана показан на рис. 16.9. Резервуар сварен из блоков-лепестков 1 и днищ 2 заводского изготовления. Опирается он на трубчатые стойки 5, соединенные крестовыми связями 6. Для подъема на резервуар служит маршевая лестница 3, а для его обслуживания -площадка 4.

Конструкции хранилищ шахтного типа и в соляных пластах идентичны аналогичным хранилищам, применяемым для хранения нефтепродуктов.

В последнее время все большее применение получает хранение сжиженных углеводородных газов в низкотемпературных изотермических резервуарах при атмосферном давлении. Для этого температура СУГ должна составлять не более (°С): н-бутана – минус 0,6; изобутана – минус 12; пропана – минус 42,1; этана – минус 88,5.

Принципиальная схема поддержания низкой температуры СУГ в резервуаре показана на рис. 16.10. Она включает резервуар 1, снабженный тепловой изоляцией, теплообменник 3, компрессор 4, холодильник 5 и дроссельный вентиль 6. Работает система следующим образом. Испаряющийся в результате притока тепла извне газ проходит теплообменник 3 и поступает на всасывание компрессора 4, где сжимается до 0,5…1 МПа, а затем подается в холодильник 5, где конденсируется при неизменном давлении. Сконденсированная жидкость дополнительно переохлаждается встречным потоком газа в теплообменнике 3 и затем дросселируется в вентиле 6 до давления в резервуаре 1. Получаемый при этом холод обеспечивает поддержание необходимой низкой температуры в нем.

Подсчитано, что при низкотемпературном хранении 0,5 млн. т СУГ за счет уменьшения толщины стенки экономия металла составляет 146 тыс. т, а эксплуатационные расходы уменьшаются на 30…35 %.

Рис.1 6.9. Сферический резервуар объемом 600 м3 для хранения сжиженного пропана:

1 – лепестки оболочки резервуара; 2 – днище оболочки резервуара; 3 – маршевая лестница; 4 – площадка для обслуживания резервуара; 5 – трубчатые стойки; 6 – крестовые связи

Рис. 16.10. Принципиальная схема поддержания низкотемпературного режима сжиженного газа в резервуаре:

1 – резервуар; 2 – сжиженный газ; 3 – теплообменник; 4 – компрессор; 5 – холодильник; 6 дроссельный вентиль

В данном случае твердые материалы транспортируются в капсулах или контейнерах, перемещающихся внутри трубопровода в потоке жидкости или воздуха. Соответственно различают контейнерный гидро- и пневмотранспорт. Контейнерный транспорт эффективен тогда, когда транспортируемый материал состоит из крупных фракций и частиц, либо когда его увлажнение нежелательно. Достоинством данной технологии перекачки является то, что грузы не требуют специальной обработки (измельчения, осушки и т.д.), не происходит загрязнения несущей среды транспортируемым материалом и, наоборот, грузов несущей средой.

В Канадском научно-исследовательском центре для осуществления контейнерного гидротранспорта (КТТ) были предложены капсулы жесткой конструкции, в которых можно транспортировать различные грузы в потоке перекачиваемой нефти. Однако такие капсулы можно применять лишь на трубопроводах, не имеющих участков с меньшим внутренним диаметром, крутых поворотов, неполнопроходной арматуры и других элементов, характерных для трубопроводных магистралей.

Для транспортировки различных грузов по существующим магистральным трубопроводам более целесообразно использовать эластичные оболочки-контейнеры из резиновых, резино-тканевых и различных синтетических материалов. Такие оболочки, в отличие от жестких капсул, которые обязательно надо возвращать к началу трубопровода, могут предназначаться для одноразового использования.

СКВ «Транснефтеавтоматика» предложило использовать для КГТ полиэтиленовые оболочки-контейнеры. Применительно к транспортировке битума система КГТ выглядит следующим образом.

На нефтеперерабатывающем заводе сооружается автоматическая линия для изготовления оболочек-контейнеров и затаривания их битумом. Загруженные оболочки-контейнеры подаются по канатной дороге, пневмопроводу и т.п. к специальному узлу, через который они партиями вводятся в действующий нефтепродуктопровод. Для пропуска партий оболочек-контейнеров через промежуточные насосные станции без их остановки предусмотрена специальная технологическая обвязка с системой автоматического управления запорной арматурой, аналогичная обвязкам, используемым для пропуска мимо станций скребков и разделителей.

Узел приема оболочек-контейнеров и конце нефтепродуктоп-ровода предусматривает раздельный прием несущего нефтепродукта в резервуарный парк и непрерывное поступление и очистку оболочек-контейнеров от несущего нефтепродукта.

Вопрос об освобождении от битума и дальнейшей судьбе оболочек-контейнеров решен просто – битум расплавляется вместе с полиэтиленовой оболочкой-контейнером. Качество битума от этого не только не страдает, а, наоборот, улучшается: повышается его вязкость и температура размягчения.

Успешно прошла испытания и технология контейнерного транспорта подсолнечного масла по бензопроводу. Предварительно расфасованное в полихлоридвиниловые бутылки масло загружалось в контейнеры, которые, благодаря своей конструкции, были разгружены от давления в трубопроводе и выполняли лишь функции защиты бутылок от истирания. Контроль качества продукта в конце трубопровода показал, что полимерные бутылки надежно изолировали растительное масло от несущей жидкости.

В дальнейшем предполагается организовать транспортировку таким образом нефтяных масел, смазок и моющих жидкостей в мелкой расфасовке.

Существенное развитие получил контейнерный пневмотранспорт (КПТ).

Почти 200 лет назад перепад давления воздуха использовали для доставки по трубам конторских документов и почтовых отправлений. Такой способ доставки называли пневмопочтой.В 1840г. в Англии была построена первая двухкилометровая дорога, на которой 5-тонная тележка развивала скорость 72 км/ч, а в 1843 г. между Кингстауном и Далки (Ирландия) открылось регулярное движение 60-тонных составов по дороге в виде туннеля длиной 2,8 км. Тяговое усилие создавалось за счет перепада давления воздуха (с одной стороны туннель соединялся с атмосферой, на другой располагалась станция прибытия, где создавалось разряжение). В последующем подобные, как их называли, «атмосферические» дороги были также построены во Франции, а максимальная дальность транспортировки достигла 33,6 км. Однако из-за многочисленных недостатков и невозможности решения ряда конструктивных проблем дороги вскоре были закрыты.

Сегодняшний интерес к контейнерному пневмотранспорту объясняется тем, что перевозка некоторых массовых грузов традиционным транспортом стала обходиться в несколько раз дороже, чем их добыча или производство. Активные исследования в области КПТ для грузовых и пассажирских перевозок ведут фирмы Японии, США, ФРГ, Великобритании. Ведущее место в мире по созданию систем КПТ занимает наша страна. Так, в Японии действует система КПТ для доставки известкового щебня по трубопроводу длиной 3,2 км, диаметром 1000 мм, производительностью 2 млн. т/год и система для перемещения на 1,5 км гашеной извести по трубопроводу диаметром 600 мм, построенные по советской лицензии.

Система КПТ состоит из трубопровода, в котором под давлением воздуха, создаваемым головной и промежуточными воздуходувными установками, движутся контейнеры на колесном ходу, а также станций погрузки и выгрузки, системы управления и контроля, вспомогательного оборудования.

Системы КПТ классифицируются по способу создания перепада давления, по виду подвижного состава по конструкции ходовой части, по числу труб и т.д.

Перепад давления,необходимый для обеспечения движения контейнеров (около I0⁴ Па), создается либо турбовоздуходувками, центробежными нагнетателями, компрессорами (напорная система), либо вакуумнасосами (вакуумная система), либо комбинированно (напорно-вакуумная система). Для перевозки грузов на расстояния свыше 5 км более перспективными являются напорные системы КПТ.

Число воздуходувных станцийзависит от производительности системы, рельефа местности, характеристики воздуходувных агрегатов. При равнинно-холмистом рельефе с уклонами не более 3 градусов и применении воздуходувных агрегатов, обеспечивающих избыточное давление до 10³ Па, расстояние между станциями составляет от 5 до 15 км.

По виду подвижного составаразличают отдельно перемещаемые контейнеры и контейнерные поезда. Для предупреждения перетоков воздуха через зазор между контейнером и трубой используются уплотнительные манжеты. В настоящее время разработаны конструкции контейнеров для транспорта сыпучих, жидких и крупных штучных грузов.

По конструкции ходовой частиразличают контейнеры на радиально расположенных массивных колесах, свободно перемещающихся по внутренней поверхности трубы; с несущими колесными каретками, катящимися по одной или нескольким направляющим (рельсам); на воздушной подушке; с магнитным взвешиванием подвижного состава.

По числу трубразличают однотрубные, двухтрубные и многотрубные системы КПТ. В простейших однотрубных системах между расположенными по концам станциями нагрузки и разгрузки курсирует один контейнер или состав. Его движение обеспечивает либо одна воздуходувная станция, работающая в одном направлении в напорном, а в другом – в вакуумном режиме, либо две головные станции, расположенные по концам трубопровода и работающие поочередно. При грузопотоках более 1 млн. т/год целесообразно применять двухтрубные и многотрубные системы КПТ. В двухтрубных системах по одному трубопроводу с заданным интервалом движутся один за другим груженые контейнеры или составы, а по другому в противоположном направлении – порожние или с другим грузом. В многотрубных системах большая часть труб используется для доставки грузов в прямом направлении, а меньшая – для возвратного движения контейнеров. Надежность многотрубных систем КПТ выше.

В Грузии эксплуатируется построенная еще во времена СССР пневмоконтейнерная система для транспортировки строительных материалов «Лило-1» и «Лшго-2». Установка «Лило-1» действует с 1971 г. и служит для доставки щебня, гравия и песка из карьера на бетонный завод на расстояние 2,2 км. Установка включает устройства загрузки контейнеров и их ввода в трубопровод, сам трубопровод диаметром 1000 мм, а также устройство выгрузки контейнеров и их возврата на начальный пункт. Годовой объем перевозок составляет 640 тыс. т. Установка «Лило-2» пущена в 1980 г. По трубопроводу диаметром 1200 мм и длиной 17,5 км транспортируются щебень и песок на завод железобетонных конструкций. Грузы перевозятся в контейнерах на колесном ходу, объединенных в поезда из 8 вагонов-контейнеров. За один рейс состав перевозит 40 т грузов. Для его движения со скоростью 40 км/ч достаточно избыточное давление 6 кПа.

Кроме того системы КПТ эксплуатируются в г. Волоколамске Московской области (8 млн. т щебня и песка в год на расстояние 3 км) в г. Дзержинске Горьковской области (песок по трубопроводу диаметром 1220 мм на расстояние 7 км) и другие. Институтом ВНИ-ПИтраснпрогресс подготовлено технико-экономическое обоснование строительства еще 12 систем контейнерного пневмотранспорта.

Гидротранспорт

Сущность данной технологии состоит в том, что транспортируемые материалы (уголь, руда и т.д.) перекачиваются в потоке жидкого носителя, в основном, воды. Гидротранспорт твердых и сыпучих материалов получил наибольшее распространение и, видимо, будет основным в их перевозках на большие расстояния в будущем.

Хотя технология транспорта угольной пульпы по трубопроводам была запатентована еще в девяностые годы прошлого века, первый углепровод длиной 27 км был построен в 1944 году (США). Сейчас в различных странах мира эксплуатируется свыше 100 трубопроводов, по которым осуществляется гидротранспорт каменного угля, железного и медного концентрата, известняка, фосфатов и других грузов. О динамике строительства пульпопроводов можно судить по данным табл. 17.1.

В 1978 г. объем трубопроводного транспорта угля и руды за рубежом составил 12, а в последующие два года достиг 50 млн. т. В ближайшие годы этот объем может возрасти до 300 млн. т.

В нашей стране по трубопроводам транспортируется выше 80 млн. т угля в год. С 1966 г. в Кузбассе эксплуатируется 2 трубопровода длиной по 10 км для транспорта кускового угля от гидрошахт Инская и Юбилейная. Действуют трубопроводы для транспорта же-лезнорудного концентрата, в числе которых концентратопровод «Лебединский горно-обогатительный комбинат – Оскольский электрометаллургический комбинат» длиной 26 км.

Таблица 17.1 Характеристика некоторых действующих пульпопроводов

На Норильском горно-металлургическом комбинате эксплуатируется трубопроводная система для транспортирования концентрата полиметаллических руд. Трубопроводы широко применяются для гидротранспорта отходов обогащения горнообогатительных комбинатов, для золошлакоудаления на тепловых электростанциях, для перемещения огромных масс грунта при строительстве гидротехнических сооружений.

Такой транспорт снижает себестоимость перевозок по сравнению с ленточными конвейерами в 1,5…2 раза, с железнодорожными перевозками на короткие расстояния – в 2,5…4 раза, с автотранспортом – в 6…8 раз.

Одним из главных факторов, влияющих на выбор диаметра трубопровода и концентрации твердых материалов в пульпе, является их плотность. В табл. 17.2 приведены рекомендуемые параметры пульпы, получаемой из ряда материалов.

Таблица 17.2 Рекомендуемые параметры пульпы

При соблюдении указанных рекомендаций и скорости перекачки около 1,5…2,0 м/с пульпа находится практически в гомогенном состоянии. Дальнейшее увеличение скорости ограничивается усилением абразивного износа труб.

Как уже отмечалось, традиционно в качестве жидкого носителя используется вода.

В последние годы обсуждается вопрос о выборе новых видов носителей, что связано с дефицитом воды в районах добычи минерального сырья, необходимостью её последующей очистки и осушки транспортируемых материалов. Для устранения этих недостатков рекомендуются различные решения. Так, в США предложено использовать в качестве носителя природные воды с большим содержанием солей, непригодные для использования в быту, например, морскую воду, засоленные грунтовые воды и т.п., предварительно повысив в них концентрацию солей с таким расчетом, чтобы носитель имел плотность 1,025… 1,2 кг/м³. Благодаря тому, что плотности носителя и частиц станут более близки, осаждение транспортируемого материала будет затруднено.

В Австралии разработана технология транспортировки угля совместно с водой, маслом и небольшим количеством присадок. Перед смешением уголь размалывают. Достоинством этой технологии является то, что в процессе последующего движения по трубопроводу вода вымывает породу, а уголь с маслом и .присадками образует гранулы. Теплотворная способность гранулированного угля на 20 % выше, чем негранулированного.

Обсуждается вопрос об использовании в качестве носителей таких жидкостей, как нефть, метанол, сжиженный нефтяной газ и водо-нефтяные смеси. Теплотворная способность угля, транспортируемогов потоке нефти, существенно увеличивается, а устойчивость пульпы вследствие более высокой вязкости носителя возрастает. Отметим, что метанол может быть получен непосредственно из самого же угля.

С тем, чтобы исключить затраты на отделение носителя в Англии угольный порошок транспортируют в смеси с 50 % топливного мазута. Смесь подается к паровым котлам, где сжигается с распылением в форсунках. В США для аналогичных целей используется смесь, состоящая из 50 % угля, до 40 % мазута и 10-20 % воды. Ультразвуковая обработка смеси предотвращает выпадение осадка.

Другое направление совершенствования технологии гидротранспорта – это поиск новых материалов и конструкций труб, способных сократить абразивный износ оборудования и внутренней поверхности трубопровода. С этой целью используются закаленная сталь и трубы из полиэтилена низкого давления или металлические с различными покрытиями.

Наиболее прогрессивные технические решения планируется использовать и при расширении сети пульпопроводов в нашей стране. В 1985 г. выполнены разработки, обосновывающие целесообразность строительства углепровода Кузбасс-Урал-Поволжье-Центр протяженностью 3000 км, диаметром 1420 мм с 32 насосными станциями.

Согласно проекту предусматривается технология приготовления, транспортирования и прямого сжигания в котлах электростанций нового вида жидкого топлива – водоугольной суспензии, содержащей около 70 % по массе тонкоизмельченного угля с химическими добавками, обеспечивающими достаточную текучесть и длительную стабильность суспензии. При такой технологии требуется меньшее количество воды, упрощается перекачка суспензии по разветвленным трубопроводам, допускается ввод системы на неполную производительность и регулирование сезонной производительности аналогично нефтепроводам. Кроме того, уменьшается абразивный износ оборудования, упрощается аккумулирование и хранение суспензии, уменьшаются вредные выбросы в атмосферу при сжигании.

Для отработки указанной технологии предназначен опытно-промышленный углепровод «Белово-Новосибирск» протяженностью 260км.

Проектирование магистральных трубопроводов ведется в несколько стадий:

– технико-экономическое обоснование (ТЭО);

– технический проект;

– рабочие чертежи.

Технико-экономическое обоснованиеразрабатывает головная (генподрядная) проектная организация с тем, чтобы подтвердить народно-хозяйственную необходимость и экономическую целесообразность строительства. При составлении ТЭО: 1) выполняется аначиз ресурсов нефти (нефтепродуктов, газа), предназначенных для транспортировки по данному трубопроводу; 2) составляется баланс грузопотоков в динамике по годам; 3) выбирается генеральное направление трассы трубопровода; 4) определяется производительность трубопровода при полном развитии и по очередям строительства; 5) находится оптимальный диаметр и ориентировочное число перекачивающих станций; 6) устанавливается очередность строительства и ввода мощностей; 7) определяется стоимость строительства на основании укрупненных нормативов капиталовложений.

На стадии ТЭО все расчеты производятся укрупненно. Полученные результаты определяют экономическую эффективность будущего объекта, но не дают основания для его строительства. Они используются при разработке ведомственных и общегосударственных планов развития сети трубопроводов.

В конце ТЭО помещается проект задания на проектирование, которое утверждается одновременно с утверждением ТЭО.

Задание на проектированиесодержит следующую информацию:

– начальная, конечная и промежуточные точки трубопровода;

– производительность трубопровода для первой очереди и при полном развитии;

– диаметр и протяженность магистрали;

– тип перекачивающих агрегатов;

– способ перекачки (обычная, последовательная, «горячая» и т.д.);

– намечаемые сроки строительства, порядок его осуществления и ввод мощностей по очередям;

– наименование генеральной проектной организации и строительной организации – генподрядчика и т.д.

Задание на проектирование является основным исходным документом для разработки технического проекта и рабочих чертежей.

Технический проект на строительство трубопроводаявляется основной и наиболее ответственной стадией проектирования. Целью технического проекта является однозначное и окончательное определение стоимости строительства. Исходя из этого в техническом проекте решаются следующие вопросы:

– уточнение баланса грузопотоков нефти (нефтепродукта, газа), намеченных на стадии ТЭО; производительности трубопровода; начальной, конечной и промежуточных пунктов;

– выбор оптимальной трассы трубопровода;

– определение оптимального диаметра по уточненной производительности;

– проведение основных технологических расчетов по определению режима работы, расстановке перекачивающих станций, выбору основного оборудования;

,. – определение сметной стоимости строительства;

– расчет себестоимости транспортировки нефти (нефтепродукта, газа) и экономической эффективности строительства.

Проект магистрального трубопровода должен обеспечивать применение передовых технических и технологических решений по транспортировке продукта; наиболее совершенную систему организации управления трубопроводом при его эксплуатации; рациональное использование материальных, финансовых, трудовых и других ресурсов; низкую себестоимость транспортировки продукта; высокую культуру производства и безопасные условия труда.

После рассмотрения и утверждения технического проекта соответствующей экспертной комиссией проектная организация приступает к составлению рабочих чертежей. Заказчик учреждает дирекцию строящегося трубопровода, которая размещает заказы на оборудование и материалы, заключает договоры со строительными организациями на производство работ.

Составление рабочих чертежейявляется завершающей стадией проектирования и основной формой документации, по которой ведется конкретное строительство. Рабочие чертежи составляются в строгом соответствии с утвержденным техническим проектом. В них уточняются и детализируются решения, принятые в техническом проекте, в такой степени, чтобы по чертежам можно было выполнять соответствующие строительные и монтажные работы. Незначительные отступления от технического проекта допускаются только в случае, если они направлены на улучшение отдельных его решений (уточнение трассы на некоторых участках, замена устаревшего оборудования новым и т.п.). Состав и форма рабочих чертежей определяются действующими эталонами, строительными нормами и правилами (СНиП), инструкциями и указаниями, действующими в отрасли.

Трубопроводы малой производительности и протяженности допускается проектировать без предварительного ТЭО, а при небольшом числе перекачивающих станций в одну стадию – технорабочий проект.

Вопрос о необходимости строительства нефтебазы в конкретном районе решается на основе соответствующего ТЭО. При его подготовке учитываются: 1) потребность предприятий и населения в различных нефтепродуктах с учетом перспектив развития рассматриваемого района и районов, примыкающих к нему; 2) источники поступления нефтепродуктов и расстояния до них; 3) возможные частота и регулярность поставок; 4) действующие укрупненные нормативы капиталовложений и эксплуатационных затрат в объекты нефтебазового хозяйства.

На основании планируемого грузооборота нефтебазы с учетом средних значений коэффициента оборачиваемости, показывающего сколько раз в году резервуары полностью заполняются и опорожняются, определяют необходимую емкость резервуарного парка нефтебазы и далее – по укрупненным нормативам – общие капиталовложения. Эксплуатационные расходы определяют как сумму амортизационных отчислений, заработной платы персонала, затрат на текущий ремонт, расходов на топливо, электроэнергию и т.д. Поделив эксплуатационные расходы на грузооборот нефтебазы, находят себестоимость, которая должна быть на уровне величин, имеющих место при эксплуатации передовых нефтебаз, находящихся в аналогичных условиях. Кроме того, в ТЭО определяют производительность труда персонала (реализация продукции, приходящаяся на одного работающего), а также срок окупаемости капитальных вложений. Последний не должен превышать нормативной величины (около 6,5 лет).

Земельный участок под нефтебазу чаще всего выбирают на стадии ТЭО. Он должен удовлетворять ряду требований. Так, территория будущей нефтебазы должна находиться от соседних объектов на расстоянии, удовлетворяющем противопожарным требованиям. Желательно, чтобы она находилась с подветренной стороны от населенных пунктов и соседних сооружений, чтобы пары нефтепродуктов не относились на жилые дома, объекты с открытым огнем и т.п. Речные нефтебазы следует располагать ниже по течению от ближайших населенных пунктов, чтобы предотвратить возможное попадание нефтепродуктов в водозабор. Грунты на территории будущей нефтебазы должны обладать достаточной несущей способностью.

В задании на проектированиеуказываются:

– месторасположение нефтебазы;

– номенклатура нефтепродуктов и годовой грузооборот нефтебазы по основным видам нефтепродуктов при полном развитии и на первую очередь;

– основные источники обеспечения нефтебазы нефтепродуктами, водой для хозайственно-питьевых и промышленных нужд, горячей водой, электроэнергией и т.д.;

– условия по очистке и сбросу сточных вод;

– способ снабжения потребителей нефтепродуктами;

– намечаемые сроки строительства нефтебазы;

– наименование генеральной проектной организации и строительной организации-генподрядчика и т.д.

Проектирование таких протяженных объектов как трубопроводы, пересекающих районы с самыми разнообразными топографическими, геологическими и климатическими условиями, встречающими на пути различные естественные и искусственные препятствия, представляет собой очень непростую задачу. Речь идет о том, чтобы не просто доставить нефть, нефтепродукт или газ из одной точки в другую, а сделать это с минимальными затратами средств на строительство, которое должно завершиться в заданные сроки. Кроме того, проектные решения должны обеспечить высокую надежность работы трубопровода, его экологическую безопасность. Наконец, требования к качеству проектов становятся все более жесткими, а сроки их выполнения – предельно сжатыми.

Объем работ, выполняемых при проектировании хранилищ, значительно меньше. Однако здесь также выполняется большое количество однотипных расчетов и чертежей в сжатые сроки.

Обеспечить высокое качество выполнения проектных работ в ограниченные сроки без увеличения количества задействованных работников проектных организаций позволяет использование систем автоматизированного проектирования(САПР). САПР объединяет технические средства (ЭВМ, графопостроители и т.д.), математическое, информационное и программное обеспечение, позволяющее автоматизировать проектирование на всех или отдельных стадиях проектирования объектов.

Применение ЭВМ для решения отдельных проектных задач началось одновременно с их появлением. Однако оно было эпизодическим, количество решаемых задач было ограничено. В настоящее время с помощью ЭВМ решается широкий круг проектных задач:

– выбор оптимальных трассы и конфигурации магистральных трубопроводов;

– оптимизация их параметров;

– оформление технической документации;

– выполнение технико-экономических расчетов. Рассмотрим в качестве примера решение на ЭВМ задачи выбора оптимальной трассы магистрального трубопровода.

Пусть заданы начальная А и конечная В точки магистрального трубопровода (рис. 18.1). На первый взгляд наилучшей трассой для него является прямая, проведенная между данными точками, поскольку металлозатраты при этом минимальны. Однако может оказаться, что именно на этом направлении сосредоточено большое количество естественных и искусственных препятствий, преодоление которых потребует значительных затрат. Необходимо выбрать такую трассу трубопровода, при которой общие затраты на его строительство будут наименьшими.

Перед поиском оптимальной трассы целесообразно ограничить область ее поиска, чтобы уменьшить объем исходной информации. Но при этом область поиска должна быть такой, чтобы в ней обязательно находилась лучшая трасса, а за ее пределами любая трасса была заведомо худшей.

Весь предшествующий опыт строительства трубопроводов показывает, что действительная длина магистрали, как правило, больше длины прямой, соединяющей начальную и конечную точки трассы. Это объясняется тем, что на пути трубопровода встречаются различные препятствия, которые при возможности целесообразно обойти.

Обозначим расстояние между начальным и конечным пунктами по геодезической прямой через L_(|, а длину реальной трассы через L,. Коэффициент пропорциональности между ними К_р = Ц/ L₀ называется коэффициентом развития трассы.По статистическим данным его величина равна: для равнинной местности К^ = 1,05; для средне-пересеченной болотистой местности К_р = 1,03…1,24; для сильнопересеченной местности с большим числом естественных и искусственных препятствий K_t = 1,16…1,4.

Если задан максимальный коэффициент развития трассы К , то ее предельно возможную длину можно найти как L_pn._K= К ._к • L_(J. Таким образом, вводится жесткое ограничение на положение границы области прокладки Ь_ф < L_m.

Все возможные трассы, удовлетворяющие этому условию, должны быть заключены внутри кривой, каждая точка которой удалена от начального и конечного пункта трубопровода, на расстояния, дающие в сумме L _MAX. Такой кривой с точки зрения геометрии является эллипс с текущими координатами К, L, M, N, О и фокусами в точках А и В, малая ось которого в принятых обозначениях равна

Рис. 18.1. Область поиска оптимальной трассы

Рис. 18.2. Сетки, используемые при выборе трасс

Из теоретически определенной области поиска сразу же исключаются заведомо нецелесообразные зоны: области, находящиеся за начальной и конечной точками трассы, территории городов, поселков, заповедников, карьеров и т.п. На рис. 18.1 они заштрихованы.

Для поиска оптимальной трассы трубопровода на ЭВМ необходимо представить все многообразие условий местности в виде цифровой модели. Для этого на карту местности наносится сетка: прямоугольная без диагоналей, прямоугольная с диагоналями или произвольная (рис. 18.2). Точку, в которой сходятся более двух линейных элементов сетки, называют узлом, а линию между двумя смежными узлами – дугой. Чтобы зафиксировать элементы сетки друг относительно друга все дуги и узлы нумеруют (рис. 18.3), после чего определяют координаты узлов сетки на местности. Эта операция позволяет увязать произвольно нанесенную сетку с картой. Далее начинается самая кропотливая работа: вдоль каждой дуги определяется протяженность участков местности различных категорий. Всего по условиям и стоимости строительства выделено 79 категорий, например: 1-я – грунт песчаный без леса с низким стоянием грунтовых вод, 12-я – грунт плывунный, 32-я – переход через автомобильные и железные дороги, 35-я – орошаемые земли и т.д. Пример обработки карты местности показан на рис. 18.4. Верхняя цифра обозначает категорию местности, а нижняя -протяженность участка данной категории в километрах. Благодаря этой операции карта заменяется цифровой моделью местности, ко: торую вводят в компьютер в виде базы данных. Далее ЭВМ просчитывает стоимость прокладки магистрального трубопровода из начальной точки в конечную по всем возможным направлениям и выбирает как наилучший вариант, более других соответствующий выбранном}’ критерию оптимальности (минимальные затраты на строительство, наименьшие металлозатраты, кратчайшие сроки сооружения трубопровода и т.д.).

Рис.18.3. Пример нумерации дуг сетки

Рис. 18.4. Пример определения длин участков различной

категории вдоль дуг

(Верхние цифры обозначают номер категории участка, а нижние – длину участку данной категории в км.)

В развитии техники и технологии строительства магистральных трубопроводов и газонефтехранилищ можно выделить три этапа:

I этап – период до образования Миннефтегазстроя СССР (до 1972 г.);

II этап – период до распада СССР (с 1972 по 1991 гг.);

III этап – современный период (с 1991 г.)

Период до образования Миннефтегазстроя СССР

Первые стальные резервуары в нашей стране были клепанными.

При строительстве первого в России магистрального трубопровода Баку-Батуми трубы соединялись между собой на резьбовых муфтах. Роль антикоррозионного покрытия играла джутовая ткань, окрашенная свинцовым суриком.

В период после окончания гражданской войны страна испытывала острую нехватку труб. Поэтому приходилось разбирать старые бездействующие трубопроводы для строительства новых. При проектировании так и не построенного нефтепровода от Эмбы до Саратова всерьез обсуждался вопрос о применении деревянных труб.

В 1928…1932 гг. на строительстве нефтепродуктопровода Армавир-Трудовая впервые в мировой практике была применена электродуговая сварка. Трубы очищали металлическими щетками вручную. В качестве антикоррозионного покрытия использовались каменноугольный пек и битум, наносившиеся вручную с помощью квачей. Для усиления изоляции ее обматывали сверху мешковиной. Опускали трубопровод в траншею при помощи талей, подвешенных на треногах, и ваг. Вплоть до 1940 г. почти все строительно-монтажные работы на трассах трубопроводов осуществлялись при отсутствии какой-либо техники. Земляные работы выполнялись вручную.

В 1942 г. был построен бензопровод через Ладожское озеро. Его строительство вела ОСМЧ-104 (особая строительно-монтажная часть) Наркомстроя совместно с ЭПРОНом Балтийского флота. Прокладка подводной части бензопровода осуществлялась способом буксировки отдельных секций в створ перехода, сварки межсекционных стыков на плаву и укладки их отстроповкой бревен, игравших роль понтонов. Переходы бензопровода через болота сооружались методом протаскивания трубных секций.

На строительстве керосинопровода Астрахань-Саратов в 1943 г. использовались трубы, арматура и насосыо-силовое оборудование разобранной второй нитки нефтепровода Баку-Батуми. Поскольку автомобилей не хватало элементы демонтированного нефтепровода от железнодорожных станций разгрузки на расстояние до 50 км развозились на верблюдах и лошадях. После сварки секций труб длиной до 80 м выполнялась их стяжка (с помощью трактора, автомобиля или специального ворота) и сборка в плети длиной 1…3 км. За смену удавалось монтировать в нитку до 3 км трубопровода. 85 % стыков было выполнено ручной электродуговой сваркой. При укладке трубопровода в траншею плети надвигали на лежки и опускали с помощью автокрана. Участки трубопровода длиной до 37 км подвергали гидравлическому испытанию под давлением 6,2 МПа.

В 1943 г. было завершено строительство газопровода Похвист-нево-Куйбышев. При этом впервые были использованы асбоцементные трубы диаметром 325 мм. Длина участка асбоцементных труб составила 21 км. Стыки между ними собирали на муфтах «симплекс» с резиновыми кольцами. Соединение асбоцементных труб со стальными осуществляли при помощи специальных патрубков и муфт «Жибо».

Газопровод Саратов-Москва, строительство которого было закончено в июле 1946 г., был впервые сварен из тонкостенных труб толщиной 6,4 мм.

В 1946 г. на нефтепроводе Баку-Батуми впервые была осуществлена катодная и дренажная защита от коррозии.

На трассе газопровода Дашава-Киев-Брянск-Москва впервые были использованы трубы большого (529 мм) диаметра. Половина объема сварочных работ была выполнена автоматами, созданными в Институте электросварки им. Е.О. Патона, т.е. автоматической сваркой под слоем флюса (ранее применяли газопрессовую и ручную электродуговую сварку).

В 1948 г. был создан первый роторный экскаватор КГ-65, выпущены роторные экскаваторы ЭР-1 и ЭР-2 на базе трактора С-80.

Строительство крупного газопровода Серпухов-Ленинград и трансконтинентального нефтепровода Туймазы-Омск-Новосибирск-Красноярск-Иркутск (1956-1960 гг.) положило начало широкому применению труб большого (720 мм) диаметра, а также специальных строительных машин и механизмов, приспособленных для работы с ними. Уровень механизации основных работ при сооружении линейной части трубопроводов за период с 1949 по 1961 г. возрос в среднем на 65 %.

В 1959 г. на газотранспортной системе Северный Кавказ-Центр ввели в эксплуатацию третью нитку из труб диаметром 1020 мм. Это были трубы самого большого в мире диаметра.

В сентябре 1963 г. был сдан в эксплуатацию газопровод Орджоникидзе-Тбилиси, трасса которого пересекла главный Кавказский хребет в районе Крестового перевала. На значительном протяжении трубопровод был уложен в узких ущельях рек с крутыми, а порой почти отвесными берегами. Строители построили 165 переходов через препятствия, в том числе 27 через горные реки и свыше 70 – через балки и овраги.

К концу 1965 г. на строительстве магистральных трубопроводов уровень механизации строительно-монтажных линейных работ составил 98…99 %. Были созданы новые роторные экскаваторы, трубовозы-плетевозы, очистные и изоляционные машины, краны-трубоукладчики, сварочное оборудование.

В 1967 г. на системе газопроводов Вуктыл-Ухта-Торжок впервые в мировой практике были применены трубы диаметром 1220 мм, а в 1970 г. на строительстве газопровода Надым-Ухта – трубы диаметром 1420 мм.

В период с 1965 по 1970 гг. был построен ряд северных газопроводов (Игрим-Серов, Мессояха-Норильск, Северные районы Тюменской области-Центр). Для прокладки и обеспечения надежной работы трубопроводов в тяжелых северных условиях потребовалось решение многочисленных проблем технического, технологического и организационного характера. При этом были разработаны конструктивные решения прокладки трубопроводов, технология сварки при низких температурах, созданы специальные сварочные и изоляционные материалы, комплекс машин для строительства в районах вечной мерзлоты и болот.

Для комплексной механизации строительства трубопроводов диаметром 1220 и 1420 мм были созданы специальные машины и механизмы пятидесяти наименований.

Широкое распространение не только в Тюменской области, но и в других районах страны получили индустриальные методы строительства с применением блочных и блочно-комплектных устройств.

В сентябре 1972 г. было создано Министерство строительства объектов нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрой) СССР. Оно стало играть роль мощного организатора и координатора строительных работ в отрасли.

Нефтепровод Самотлор-Альметьевск (1973 г.) был построен за 18 месяцев вместо предусмотренных нормативами 48. Таких темпов строительства мировая практика трубопроводного строительства не знала. Впервые в стране траншею под трубы на заболоченных участках отрывали с помощью взрыва, а в качестве изоляционного материала использовали полимерную пленку.

В период с 1971 по 1975 гг. были разработаны и полностью освоены технические средства для механизации работ по сооружению линейной части магистральных трубопроводов диаметром 1420 мм, в том числе машины для очистки и изоляции труб ОМ 1422, ИМ 1422 и ИЛ 1422. Также разработаны и освоены роторный траншейный экскаватор ЭТР 253, передвижные комплексы типа «Север», обеспечивающие сварку в автоматическом режиме одного стыка за 6…8 мин., плетевоз ПВ361 грузоподъемностью 36 т для транспортировки секций длиной 24 м и т.д.

Достигнутый темп сварки, изоляции и укладки труб большого диаметра механизированными комплексами составил 1,7 км за смену, а при двухсменной работе – 2,5 км.

Крупнейшей стройкой начала 80-х годов стала 6-ниточная система магистральных газопроводов, берущих начало в Уренгое. Энергетический потенциал транспортируемого по ним газа превышает мощность электростанций на Ангаре и Енисее вместе взятых.

Строителями было доставлено на трассу и уложено 12 млн. т стальных труб большого диаметра, длина сварных швов превысила 9 тыс. км. Объем вынутого и перемещенного грунта составил 590 млн. м³. На трассе газопроводов построен 3181 переход через водные преграды, в том числе 96 переходов через такие крупные реки как Волга, Кама, Обь, Вятка. Работы по расчистке леса были выполнены па площади 27 тыс. га.

Каждый из газопроводов диаметром 1420 мм и протяженностью от 2297 до 3429 км был построен в рекордно короткий срок – от 1 года до 2 лет.

Для сравнения приведем информацию о строительстве одного из крупнейших в США Трансаляскинского нефтепровода (TAPS) диаметром 1220 мм и протяженностью 1280 км с 12 перекачивающими станциями и конечным пунктом в бухте Валдиз, где осуществляется перевалка нефти в танкеры.

Подготовка строительства началась в 1969 г. На Аляску были завезены строительные машины, трубы и материалы. Однако в ходе подготовки выяснилось, что проект трубопровода имеет ряд недостатков. В частности, не были разработаны мероприятия по защите вечной мерзлоты от теплового воздействия трубопровода, не изучено его влияние на пути миграции диких животных. Задержка начала строительства составила 5 лет. Это привело к его удорожанию только вследствие инфляции на 3,2 млрд. долл. (удорожание материалов, земли, строительно-монтажных работ).

В соответствии с новым проектом часть TAPS была проложена на 80000 свайных опор надземно. На это потребовалось 120 тыс. т стальных труб. Для изоляции надземного участка нефтепровода было израсходовано 12700 т стекловолокна, 8200 т полиэфирной смолы и 4500 т полиуретана.

Сооружение TAPS показало, что не все отрасли США были полностью готовы к такому крупному строительству. В частности, заказ на 500 тыс. т труб для нефтепровода пришлось разместить среди японских фирм. Даже трубы диаметром 450 мм для свайных опор заказывались в других странах – по 60 тыс. т в Японии и в Канаде. У иностранных компаний были закуплены и некоторые виды оборудования. Так, 14 газовых турбин «Каберра» для привода насосов были закуплены в Великобритании.

Сам период строительства этого относительно короткого в сравнении с уренгойскими трубопровода составил еще 5 лет.

В 70-80-е годы СССР не только рекордными темпами строил магистральные трубопроводы на своей территории, но и оказывал содействие в строительстве аналогичных объектов за рубежом.

В 1974 г. в Иране был построен магистральный газопровод диаметром 1016 мм и протяженностью 487 км. В конце 70-х годов в Нигерии было построено 2 нефтепродуктопровода общей протяженностью более 900 км, а в Ираке нефтепродуктопровод Багдад-Басра протяженностью 584 км и диаметром 250 мм. В конце 1983 г. в Анголе завершено сооружение двух нефтебаз в г. Маланисе и г. Порто-Амбо-им. В 1983…1987 гг. наши специалисты по контрактам, заключенным с Алжирским национальным обществом «Сонотрак», построили крупный газопровод диаметром 1067…1261 мм и протяженностью 653 км. В 1986 г. на условиях генерального подряда завершено строительство газопровода Марса-Эль-Брега-Мисургата в Ливии протяженностью 570 км, диаметром 864 мм, предназначенного для снабжения металлургического завода в г. Мисургата. А в 1988… 1991 гг. было завершено строительство нефтепровода Западный Аяд-морское побережье Аденского залива (Йемен) протяженностью 204 км и диаметром 530 мм.

Всего за период с 1972 по 1991 гг. было построено 229 тыс. км трубопроводов, в том числе магистральных 206,4 тыс. км. Введены в действие 1012 насосных и компрессорных станции, газоперерабатывающие заводы общей мощностью 41 млрд. м³ в год, установки комплексной подготовки 508 млн. т нефти и 750 млрд. м^! газа в год. Было освоено строительство трубопроводов с заводской изоляцией. Широко применялись блочно-ком-плектный и экспедиционно-вахтовый методы сооружения промысловых объектов, насосных и компрессорных станций, установок комплексной подготовки нефти и газа, систем их сбора и транспортирования.

Современный период

В 1991 г. Министерство строительства объектов нефтяной и газовой промышленности было преобразовано в Государственный концерн «Роснефтегазстрой», а впоследствии в одноименное акциоверное общество. Его учредителями стали более 140 компаний, на которых трудятся свыше 200000 рабочих и специалистов.

Обладая значительным научно-техническим потенциалом, развитой сетью производственных организаций, высокой энерговооруженностью и мощной индустриальной базой, АО «Рос-нефтегазстрой» играет ведущую роль в выполнении строительных программ в нефтяной и газовой промышленности.

Научный комплекс отрасли составляет 20 научных и проект -но-конструкторских институтов. Для сокращения сроков внедрения и повышения эффективности разработок созданы отраслевые научно-производственные объединения. Это дает свои результаты.

На машиностроительных предприятиях АО «Роснефте-газстрой» разработана и освоена в трассовых условиях высокопроизводительная землеройная техника. Роторные экскаваторы ЭТР 254 АМ-01 и ЭТР АМ-02, предназначенные для прокладки траншей под трубопроводы различных диаметров, по мощности и производительности не уступают своим аналогам, производимым в США. Фрезерные экскаваторы ЭФ-151 и ЭФКУ-121 существенно превосходят по производительности такие всемирно известные модели как Dallas Letco «Rock-Saw» (США) и Inter Drain 2030 GP (Нидерланды).

Используя в качестве базы отечественные автомобили высокой проходимости и мощные тракторы, АО «Роснефтегазстрой» выпускает транспортные средства, незаменимые при перевозке труб, трубных секций, крупногабаритных грузов и материалов, применяемых в нефтегазовом строительстве, в любых природно-климатических условиях. Блоковозы БТА-301 способны транспортировать грузы массой до 36 т. Мощные битумозаправщики БВ-43, БВ-46, БВ-47 отличаются надежностью и простотой в эксплуатации, развивают высокую скорость на дорогах с твердым покрытием, легко преодолевают бездорожье. Уникальным транспортным средством является болотоход «Ямал», грузоподъемность которого составляет 70 т.

Разработаны новые методы балластировки трубопроводов с использованием вмораживаемых анкеров и нетканых синтетических материалов.

За последние годы лицензию на использование сварочных технологий АО «Роснефтегазстрой» приобрели такие ведущие мировые фирмы как «Маннесман» и «Кликнер» (ФРГ), «Ниппон Кокан», «Ниппон Стил», «Сумимото» и «Кавасаки» (Япония), «Италсиндер» и «Дальмино» (Италия) и целый ряд других.

Каковы дальнейшие перспективы развития отраслевой строй-индустрии?

Во-первых,АО «Роснефтегазстрой» будет продолжать строить магистральные трубопроводы с соответствующей инфраструктурой. До 2000 г. намечается построить 48,7 тыс. км газопроводов со 196 компрессорными станциями. Будут проложены три магистрали от месторождений Надым-Пур-Тазовского региона и три – с полуострова Ямал. Они станут началом двух газопроводов: СРТО-Польша-Германия и Ямал-Польша-Германия с отводом на Калининград. Кроме того, будут сооружаться морские и сухопутные трубопроводы от Штокмановского газоконден-сатного месторождения в Баренцевом море, газопроводы с морского шельфа на о. Сахалин. Предполагается строительство газопровода из республики Саха (Якутия) на российский Дальний Восток и в Южную Корею.

В связи с падением добычи нефти программа строительства новых магистральных нефтепроводов будет весьма скромной. Это строительство нефтяной магистрали на Сахалине, трубопроводов для перекачки нефтей Азербайджана и Казахстана, а также нефти Европейского Севера России.

Во-вторых, важным направлением деятельности АО «Роснеф-тегазстрой» является газификация сельской местности и малых городов. Наша страна занимает первое место в мире по запасам и добыче газа. Однако на коммунальные и бытовые нужды направляется лишь 10 % объема добычи, тогда как в США и в странах Западной Европы этот показатель достигает 25…30 %. Одной из причин такого положения является то, что соотношение протяженности магистральных и газораспределительных трубопроводов в США составляет 1:3, а в нашей стране 1:1. Природный газ в сельской местности России подведен только к 11 % домов (квартир). Чтобы исправить положение в ближайшие 10…15 лет необходимо построить 275 тыс. км газораспределительных сетей.

Для успешного сооружения газопроводов-отводов, газораспределительных сетей и других трубопроводов малого диаметра необходимо решить ряд технологических, организационных и материально-технических проблем. Эта задача не менее ответственная, чем стоявшая в конце 60-х – начале 70-х годов задача сооружения трубопроводов больЕюго диаметра и высокого давления, которая, как известно, была успешно решена.

В-третьих, одним из приоритетных направлений деятельности АО «Росиефтегазстрой» является реконструкция магистральных трубопроводов. На начало 1993 г. в России эксплуатировалось 138 тыс. км магистральных газопроводов, 48 тыс. км магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» и 13 тыс. км нефтепродуктопроводов АК «Транснефтепродукт». Многие трубопроводы значительно постарели. Так, в 1990 г. за пределами нормативного срока службы (33 года) работало около 2,5 тыс. км нефтепроводов, со сроком эксплуатации более 20 лет – 16,5 тыс. км. Хотя газопроводы в среднем моложе, 5 % из них также уже отработало нормативный срок.

Эксплуатирующие организации (РАО «Газпром», АК «Транснефть» и «Транснефтепродукт») собственными силами ежегодно выполняют ремонт лишь 2…3 тыс. км трубопроводов. Поэтому для подразделений АО «Роснефтегазстрой» есть достаточно большой фронт работ.

В ходе реконструкции предстоит выполнить капитальный ремонт линейной части трубопроводов и заменить устаревшее оборудование НПС и КС.

При сооружении линейной части трубопроводов выделяют два периода – подготовительный и основной.

В ходе подготовительного периодавыполняют следующие виды работ:

– разбивку трассы;

– отвод земель;

– подготовку строительной полосы;

– устройство временных и постоянных дорог.

Разбивку трассыпроизводит специальная бригада, включающая представителей проектной организации (изыскателей), генподрядчика и заказчика. При разбивке трассы через каждые 3…5 км устанавливают временные реперы, связанные нивелирными ходами с постоянными реперами, и постоянные реперы на переходах через реки, болота, железные и автомобильные дороги. Кроме того, закрепляют и привязывают оси и углы поворота трассы. В местах пересечения трассой трубопровода подземных сооружений на поверхности земли устанавливают соответствующие знаки.

Одновременно с разбивкой трассу передают генподрядчику.

Отвод земельпод строительство у землепользователей осуществляется заблаговременно, чтобы не нанести им ущерба (например, посевам или плановым заготовкам древесины). Ширина полосы отвода земли для строительства магистрального трубопровода ограничена действующими нормативами. При прокладке трубопровода без рекультивации (восстановления плодородного слоя) земель она составляет от 19 до 45,5 м, а с рекультивацией – до 60 м. Общая ширина строительной полосы складывается из следующих зон (рис. 19.1): I – прохода строительной колонны; II – разработки траншеи и отвала грунта; III, VI – работы бульдозера; [V – рекультивации; V -отвала плодородного слоя.

В ходе подготовки строительной полосыосуществляется ее расчистка и планировка. При расчистке мелкий лес (диаметром до 20 см) и кустарник удаляют бульдозерами, кусторезами, корчевателями-собирателями и другими машинами. Крупные деревья спиливают бензомоторными пилами. Камни и валуны удаляют со строительной полосы целиком или после дробления взрывами.

Необходимость планировки полосы строительства связана с созданием условий для обеспечения проезда строительных машин, а также с тем, что радиус изгиба трубопровода в вертикальной плоскости не должен быть меньше некоторого минимально допустимого значения.

Устройство временных и постоянных дорогнеобходимо для выполнения основных работ на трассе трубопровода, для доставки материалов и грузов, передвижения строительных машин и механизмов, а также для ухода за трубопроводом в процессе его эксплуатации.

Часть дорог функционирует только в период строительства (временные), другие используются и после его окончания (постоянные).

При спокойном рельефе и достаточной несущей способности земной поверхности дороги сооружают путем разравнивания грунта грейдером. При необходимости их несущая способность может быть повышена подсыпкой гравия, каменной мелочи, металлургического шлака. На болотах дороги сооружают из бревен, дощатых щитов, железобетонных плит, а зимой сооружают зимники путем намораживания льда толщиной 15…20 см с изготовлением настила из бревен.

Ширина дорог должна быть не менее 3,5 м.

В ходе основного периодавыполняются следующие виды работ:

– погрузочно-разгрузочные и транспортные работы;

– земляные работы;

– сварочно-монтажные работы;

– изоляционно-укладочные работы;

– очистка внутренней полости и испытание трубопроводов.

Общая технологическая схема производства работ на строительстве линейной части трубопровода и комплекс используемых при этом машин приведены на рис. 19.2.

В состав данных видов работ входят выгрузка труб из железнодорожных вагонов, барж, судов; транспортировка их от пунктов назначения (станций, портов, пристаней) к трубосварочным базам, местам промежуточного складирования или непосредственно на трассу трубопровода.

На погрузо-разгрузочных работах наиболее часто используют автокраны и трубоукладчики. При подъеме труб, изолированных в заводских условиях, используют мягкие полотенца, траверсы и клещевые захваты.

Рис. 19.1. Зоны полосы отвода земель для строительства магистрального трубопровода:

а – расстановка механизмов без выполнения рекультивации; б – то же, при выполнении рекультивации; зоны:

1 – прохода строительной колонны и трактора; II – разработки траншеи и отвала грунта; III, VI – работы бульдозера; IV- рекультивации; V- отвала плодородного слоя;

1 -траншея; 2 – ось траншеи; 3,5 – отвал соответственно минерального грунта и плодородного слоя; 4 – трубопровод;

Рис.19.2. Общая технологическая схема производства работ на строительстве трубопровода и комплекс машин для строительства:

1 – роторный траншейный экскаватор; 2 – бульдозер; 3 – автокран; 4, 17-автотрубовозы; 5, 11, 16,18 – трубоукладчики; 6 – трубогибочный станок; 7 – битумоплавильные котлы; 8 – траншеезасыпатель; 9 – автобитумовоз; 10 – изоляционная машина; 12 – очистная машина; 13 -трубосварочная база; 14, 15 – сварочные генераторы

Транспортировку отдельных труб и секций из нескольких труб, сваренных на трубосварочной базе, осуществляют на специальнообо-рудованных машинах – трубовозах или плетевозах, изготавливаемых на базе автомобилей марок «Урал», ЗИЛ, КрАЗ, МАЗ или тракторов типа К700, К701. В последние годы при строительстве магистральных трубопроводов для перевозки материалов, оборудования и конструкций широко используют вертолеты.

Земляные работы

Объем земляных работ на линейной части зависит от схемы прокладки трубопровода и профиля траншеи.

В настоящее время применяют следующие схемы прокладки магистральных трубопроводов: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Выбор схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов.

Подземная схема(рис. 19.3) предусматривает укладку трубопровода в грунт на глубину превышающую диаметр труб. При подземной прокладке не загромождается территория и после окончания строительства используются пахотные земли, отсутствует влияние атмосферных условий на изоляционное покрытие и свойства перекачиваемого продукта. Однако на участках с вечномерзлыми, скальными и болотистыми грунтами данная схема прокладки является не экономичной из-за высокой стоимости земляных работ. Кроме того, на участках с высоким уровнем грунтовых вод требуются дополнительные затраты на балластировку трубопроводов.

Полуподземная схемапрокладки (рис. 19.4) применяется при пересечении трубопроводом заболоченных или солончаковых участков, при наличии подстилающих скальных пород. Трубопровод укладывается в грунт на глубину менее диаметра с последующим обвалованием выступающей части.

Наземная схемапрокладки (рис. 19.5) в насыпи используется преимущественно в сильно обводненных и заболоченных районах. Ее недостатками являются слабая устойчивость грунта насыпи и необходимость устройства большого числа водопропускных сооружений.

Надземная прокладкатрубопроводов или их отдельных участков применяется в пустынных и горных районах, местах распространения вечномерзлых грунтов (рис. 19.6), а также на переходах через естественные и искусственные препятствия (рис. 19.7). При надземной прокладке объем земляных работ сводится к минимуму, не провоцируется начало растепления вечномерзлых грунтов, отпадает необходимость в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов. Однако надземная прокладка имеет недостатки: загромождается территория, требуются дополнительные затраты на устройство опор, удерживающих трубопровод, специальных проходов для миграции животных и проездов для техники и т.д.

Рис. 19.3. Подземные схемы прокладки трубопровода:

а – прямоугольная форма траншеи; б – трапецеидальная форма траншеи; в – смешанная форма траншеи; г – укладка с балластировкой седловидными пригрузами; д – укладка с использованием винтовых анкеров для закрепления против всплытия

Наиболее распространенной (98 % от общей протяженности) является подземная прокладка трубопроводов. В этом случае к земляным работам относят рытье траншеи и обратную засыпку уложенного в траншею трубопровода.

Выбор метода разработки грунтов зависит от их прочности. Мягкие грунты разрабатывают послойным срезанием с помощью экскаваторов, бульдозеров или скреперов, скальные – взрывным способом, мерзлые – с применением предварительного рыхления.

Экскаватор– это землеройная машина с рабочим органом в виде одного или нескольких ковшей, снабженных режущими кромками в виде ножа или отдельных зубьев. При углублении в грунт и движении ковша происходит сначала его заполнение срезаемым грунтом, а затем удаление грунта в отвал, после чего цикл повторяется.

Для рытья траншей при сооружении магистральных трубопроводов применяют одноковшовые и многоковшовые (роторные) экскаваторы. Одноковшовые (с обратной лопатой) экскаваторы(рис. 19.8) применяют в основном при ведении земляных работ в особых случаях: в условиях болот, в местах установки запорной арматуры, на переходах магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия и т.д. Однако одноковшовые экскаваторы относятся к машинам циклического действия, у которых рабочий цикл (разработка грунта) чередуется с холостым циклом (выгрузка ковша), поэтому их производительность невысока.

Наибольшее применение при рытье траншей в необводненных грунтах получили высокопроизводительные многоковшовые (роторные) экскаваторы(рис. 19.9). Основным рабочим органом многоковшового экскаватора служит ротор с 14…24 ковшами малой вместимости (0,12…0,25 м¹). Ротор закрепляют на раме в задней части гусеничного трактора. Для приема грунта из ковшей и удаления его в отвал за бровку траншеи служит ленточный транспортер. При рытье траншеи ротор, вращающийся от двигателя через передаточный механизм, сначала погружают в грунт на проектную глубину, а затем машинист включает передний ход экскаватора.

Областью преимущественного применения многоковшовых (роторных) экскаваторов является рытье траншей в относительно сухих грунтах на прямолинейных участках сравнительно большой протяженности.

В условиях болотсооружение траншей может производиться одним из следующих способов: 1) обычным одноковшовым экскаватором со щитов, понтонов, салазок; 2) экскаватором в болотном исполнении; 3) подрывом удлиненных зарядов.

Рис. 19.4. Полуподземная схема прокладки трубопровода

Рис. 19.5. Наземная схема укладки:

1 – трубопровод; 2 – хворостяная подготовка; 3 – насыпь (обвалование); 4 – лежневая дорога; 5 – противопожарная канава-резерв

Рис.19.6. Надземные схемы укладки линейной части магистрального трубопровода:

а – прямолинейная прокладки с П-образными компенсаторами; б – зигзагообразная прокладка; в – упругоискривленный самокомпенсирующийся трубопровод; г – прямолинейная прокладка со слабо-изогнутыми компенсационными участками;

1 – трубопровод; 2 – неподвижная (анкерная) опора;

3 – промежуточная продольно-подвижная опора;

4 – П-образный компенсатор; 5 – промежуточная свободноподвижная опора; 6 – шарнирная опора; 7 – слабоизогнутый компенсационный участок

Рис. 19.7. Надземные схемы переходов через естественные и искусственные препятствия:

а – однопролетный балочный переход; б – арочный переход; в – многопролетный балочный переход с компенсатором; г – трапецеидальный переход; д – вантовый переход; е – висячий переход; ж – переход в виде самонесущей провисающей нити;

1 – трубопровод; 2 – опора; 3 – пилон; 4 – якорь; 5 – несущий трос

Рис.1 9.8. Схема одноковшового экскаватора:

1 – ковш; 2 – гидравлический цилиндр ковша; 3 – рукоять;

4 – гидравлический цилиндр рукоятки; 5 – вставка;

6 – гидравлический цилиндр стрелы; 7 – стрела;

8 – поворотная платформа; 9 – ходовая гусеничная тележка

Рис. 19.9. Роторный траншейный экскаватор:

1 – тягач; 2 – механизм подъема рабочего органа; 3 – ролики; 4 – ковш; 5 – рама; б – зачистной щит; 7 – колесо; 8 – внешняя рама; 9 – ротор

Разработку траншей в скальных грунтахведут буровзрывным методом. Сначала бурят небольшие скважины – шпуры, в которые закладывают заряды взрывчатого вещества. При одновременном подрыве зарядов скальная порода разрушается и затем удаляется в отвал одноковшовыми экскаваторами. Чтобы впоследствии не повредить изоляцию трубопровода на дне траншей в скальных грунтах устраивают постель из мягкого грунта (например, песка).

При рытье траншей в зимнее время или в условиях вечной мерзлотыиспользуют различные методы: предварительное оттаивание мерзлых грунтов, резка мерзлых грунтов баровыми машинами, предварительное рыхление мерзлых грунтов взрывом. Однако наиболее часто применяют предварительное рыхление мерзлых грунтов с помощью специальных машин-рыхлителей.Рыхлитель – это мощный гусеничный трактор, оснащенный зубьями из прочной стали. С их помощью мерзлый грунт разрыхляют на глубину 0,3…0,5 м, а затем удаляют его в отвал экскаватором.

В условиях пустыньдля рытья траншей используют мощные бульдозеры с отвалами, выполненными в форме полуковшей-полу-совков.

После того как сваренный и заизолированный трубопровод уложен в траншею ее засыпают. Для этого используют бульдозеры, роторные траншеезасыпатели, одноковшовые экскаваторы или драглайн, которые перемещают грунт из отвала.

Сварочно-монтажные работы выполняют для соединения отдельных труб в непрерывную нитку магистрального трубопровода. При производстве сварочно-монтажных работ приняты две основные схемы их организации:

1) сварка отдельных труб длиной 6 и 12м на трубосварочной базе в трубные секции длиной 24 или 36 м с последующей их доставкой на трассу сооружаемого участка;

2) вывоз отдельных труб непосредственно на трассу, где их и сваривают.

При строительстве магистральных трубопроводов применяют, в основном, электродуговую сварку.В этом случае к трубе и к электроду подведены разноименные электрические заряды. При приближении электрода к трубе на определенное расстояние возникает непрерывный электрический разряд, называемый дугой.От тепла электрической дуги металл свариваемых деталей и электрода плавится. При этом металл электрода формирует сварочный шов, упрочняющий место сварки.

В полевых условиях сварку труб магистральных трубопроводов производят с использованием сварочных генераторов– источников постоянного тока. Сварочные генераторы работают от дизельных или карбюраторных двигателей внутреннего сгорания. Для удобства перемещения вдоль трассы строящегося трубопровода сварочный генератор устанавливают на тележку с автомобильными колесами. Широко используют также самоходные сварочные агрегаты, представляющие собой сварочный генератор, установленный на гусеничном тракторе; при этом приводом генератора является двигатель трактора.

Различают ручную и автоматическую электродуговую сварку.

Сварочный пост для ручной электродуговой сваркиоборудуют источником питания электрической дуги (сварочным генератором) и двумя электрическими кабелями с прочной изоляцией, на конце одного из которых находится электрододержатель клещевого типа. Электрододержатель предназначен для крепления и подвода тока к электроду. Второй кабель от источника сварочного тока присоединяют к свариваемой трубе с помощью специального зажима. Рабочий-сварщик перемещает электрододержатель с закрепленным в нем электродом вдоль линии соприкосновения труб и формирует сварочный шов. Каждый электрод состоит из стального стержня диаметром 3…5 мм, изготовленного из малоуглеродистой проволоки, и специального покрытия на поверхности стержня. Покрытие электродов предназначено для достижения сразу нескольких целей: а) для защиты металла сварного шва от проникновения в него из воздуха азота и кислорода, что значительно повысило бы хрупкость шва; б) для обеспечения стабильного горения дуги; в) для легирования металла сварного шва и т.д. В связи с этим электродные покрытия имеют достаточно сложный состав.

Достоинствами ручной электродуговой сварки является возможность сварки неповоротных стыков трубопровода (т.е. отсутствует необходимость вращения труб) и менее жесткие требования к подготовке труб к сварке, чем при ее выполнении другими способами.

Автоматическая электродуговая сваркабыла разработана в нашей стране в 30-е годы и применяется при сооружении магистральных трубопроводов с 1948 г.

При автоматической сварке применяют не отдельные электроды, а сварочную проволоку диаметром 2…4 мм, которая подается к месту сварки из бухты. Никакого покрытия проволока не имеет. Вместо этого к месту сварки из бункера сварочной головки непрерывно поступает и укладывается слоем толщиной 40…50 мм специально приготовленный зернистый материал – флюс. Слой флюса играет ту же роль, что и покрытие электродов.

Сварка закрытой дугой под флюсом обеспечивает хорошее качество сварного шва, несмотря на высокую скорость ее выполнения – 60…100 м/ч. Однако автоматическую сварку под флюсом можно выполнять только в нижнем положении, что достигается вращением труб – то есть на трубосварочных базах. Однако и здесь автоматическую сварку применяют только после того как трубы будут «прихвачены» друг к другу, т.е. когда ручной сваркой выполнен самый первый (корневой) шов.

До начала сварочных работ проводят подготовку кромок труб: их зачистку и разделку кромок. Зачистканеобходима во избежание образования большого числа пор в сварном шве. Заключается зачистка в том, что торцовую часть каждой трубы на длине около 1 м очищают от грязи, наледи и снега. Кроме того, на расстоянии 10…20 мм от торца трубы наружную и внутреннюю поверхности труб, а также их кромки очищают от окалины, ржавчины и грязи до металлического блеска стальными щетками или портативными шлифовальными машинками с абразивными кругами. Разделка кромокзаключается в снятии фаски различной формы с торцов труб с целью обеспечения их полного провара. Разделка может быть односторонней, выполняемой с внешней поверхности трубы (ее делают на заводах по производству труб), и двусторонней, выполняемой снаружи и изнутри.

При сборке стыков труб необходимо обеспечить их соосность, совпадение внутренних кромок и сохранение необходимых зазоров. Для этого при проведении сборочно-центровочных операций применяют специальные устройства – внутренние или наружные центраторы. Наиболее качественную сборку стыков обеспечивает применение внутренних центраторов(рис. 19.10). Они снабжены специальным распорным механизмом, выравнивающим кромки труб. Достоинством внутренних центраторов является то, что стык открыт снаружи и поэтому можно вести сварку без предварительной прихватки. Если центратор достаточно мощный, то с его помощью можно даже устранить овальность концов труб. Внутри труб внутренний центратор перемещают вручную с помощью длинной штанги, либо с использованием электродвигателя.

Наружные центраторы(рис. 19.11) применяются в тех случаях, когда невозможно применение внутренних (например, при сварке захлестов). Они представляют собой многозвенную конструкцию, охватывающую торцы обеих труб снаружи. Стыки, собранные с помощью наружных звенных центраторов, фиксируют с помощью коротких швов длиной 60…80 мм, называемых прихватками, после чего наружный центратор снимают со стыка и накладывают сплошной шов.

С 1952 г. на строительстве магистральных трубопроводов применяется электроконтактная стыковая сварка оплавлением.Она предусматривает нагрев торцов труб до высокой температуры и их последующее соединение под воздействием осевого сдавливания. Преимуществом электроконтактной сварки является ее высокая производительность, поскольку сварное соединение в данном случае образуется сразу по всему периметру стыка в течение 5… 10 мин. При электродуговой же сварке сварное соединение формируется последовательным наложением нескольких слоев шва по периметру трубы.

Рис. 1910. Общий вид внутреннего центратора ЦВ-102:

1 – рамки; 2 – рама; 3 – центрирующий механизм; 4 – гидрораспределитель; 5 – штанга; 6 – опорные колеса; 7 – поршневой насос; 8 – электродвигатель постоянного тока; 9 – обратный клапан; 10 – предохранительный клапан

Рис. 9.11. Наружный многозвенный центратор:

1 – натяжной винт; 2 – крестовина; 3 – накидной замок; 4 – рамки; 5,6- звенья

Основой установки для электроконтактной сварки являются кольцевые трансформаторы, устанавливаемые на торцы свариваемых труб. Кроме того, в состав установки входят механизмы центровки труб, равномерного подвода тока, перемещения труб в процессе оплавления, а также снятия частиц затвердевшего металла (грата) с внутренней и наружной поверхности труб. Все перечисленные операции выполняют передвижные комплексы «Север».

Недостатком электроконтактной сварки являются более жесткие требования к торцам труб (меньшие допуски по овальности, разностенно-сти и др.), чем при электродуговой и автоматической сварке.

К перспективным методам сварки труб относятся сварка лазером, трением, взрывом и т.д.

Изоляционно-укладочные работы проводят после сварки трубопровода в непрерывную нить и отрывки траншеи проектного профиля.

Перед нанесением на трубопровод изоляционного покрытия его поверхность необходимо очистить от грязи, ржавчины, окалины, снега и льда, чтобы обеспечить лучшую прилипаемость изоляции.

Для очистки и изоляции трубопроводов в трассовых условиях используются специальные машины. Очистные машиныпредназначены для очистки наружной поверхности труб до металлического блеска и нанесения грунтовки на поверхность трубопровода. Очистная машина представляет собой цилиндрический (кольцевой) корпус, внутри которого находятся силовая и очистная установки. Машина надевается на трубу и перемещается вдоль оси с помощью двигателя внутреннего сгорания. Одновременно осуществляется механическая очистка поверхности трубопровода с помощью скребков и металлических щеток, вращающихся вокруг трубы. Битумная грунтовка подается из бачка насосом и разравнивается на поверхности трубы «полотенцами».

Изоляционные машиныпредназначены для нанесения на трубопровод мастичного или полимерного пленочного изоляционного покрытия. Изоляционная машина (рис. 19.12) также, как очистная, одевается на трубу и перемещается по ней на ходовых колесах 8 с помощью двигателя внутреннего сгорания 3. Машина для нанесения мастики (битумной, АСМОЛ и др.) снабжена емкостью, из которой горячая расплавленная мастика шестеренным насосом через сопло подается на верхнюю образующую трубы и далее – стекает по ней вниз. Формирование изоляционного покрытия необходимой толщины осуществляется с помощью специальной обечайки, перемещающейся соосно трубе. Излишки мастики собираются в бачок, из которого они вновь возвращаются в верхнюю емкость. Для намотки стеклохолста и оберточного материала изоляционная машина оборудована специальным механизмом, состоящим из большой кольцевой звездочки, на боковой поверхности которой имеются оси. На них навешивают шпули с соответствующим рулонным материалом (стеклохолстом, бризолом и т.п.). Конец рулона приклеивается к поверхности трубы и при вращении звездочки с натягом наматывается на трубу. Механизм для намотки рулонных материалов расположен в задней части изоляционной машины.

Изоляционная машина для нанесения на трубопровод полимерных липких лент отличается тем, что не имеет устройств для подогрева и нанесения мастики.

В последние годы появились машины, которые совмещают выполнение функций очистки поверхности трубопровода и нанесения на него полимерных лент. Они представляют собой два последовательно расположенных на общей раме агрегата – силового и изолировочного. Силовой агрегат состоит из дизельного двигателя и коробки перемены передач, а изолировочный включает очистное устройство и механизм нанесения полимерной ленты, аналогичные ранее описанным. Силовой и изолировочный агрегаты соединены на шарнирах, что обеспечивает прохождение машин по трубопроводу на криволинейных участках. Дополнительно такая машина оснащена устройством отсоса пыли, образующейся при очистке трубы. Применение комбинированных машин (комбайнов) позволяет сократить количество потребной техники (машин для изоляции и трубоукладчиков), уменьшить количество обслуживающего персонала, снизить суммарные затраты мощности и металлоемкость машин.

Изоляционно-укладочные работы на строительстве магистральных трубопроводов выполняются двумя способами: совмещенным и раздельным.

При совмещенном способе очистка наружной поверхности трубопроводов, их изоляция и укладка в траншею объединены в один процесс, выполняемый механизированной изоляционно-укладочной колонной (рис. 19.13). На трубопровод надевают очистную и изоляционную машины, поднимают его трубоукладчиками, установленными на определенном расстоянии друг от друга и начинают работы, перемещаясь вдоль бровки траншеи. Заизолированный трубопровод опускают на подготовленное дно траншеи. Количество и расстановка трубоукладчиков зависит от веса единицы длины трубопровода, то есть от его диаметра и толщины стенки. Основные требования при этом таковы: 1) напряжения, возникающие в трубопроводе, должны вызывать только упругие деформации металла; 2) изоляционное покрытие в момент касания дна траншеи должно иметь механическую прочность, исключающую ее повреждение частицами грунта; 3) должно быть предотвращено опрокидывание трубоукладчиков/

Рис. 19.12. Самоходная битумоизоляционная машина:

I – шпуля; 2 – насадок; 3 – двигатель; 4 – силовая передача;

5 – рычаги управления; 6 – прижимное устройство; 7 – насос; 8 – ходовое колесо; 9 – обечайка; 10 – ванна;

II – обмоточный механизм

При раздельном способе ведения работ процессы изоляции и укладки отделены друг от друга. Благодаря этому, появляется возможность изолировать трубы еще до рытья траншей, т.е. создавать задел, обеспечивающий ускорение работ. В данном случае при строительстве используют заранее изолированные (например, в заводских условиях или на полевых базах) трубы и секции труб. Недостатками способа являются: 1) необходимость изоляции стыков при соединении труб или секций в нитку; 2) неизбежность повреждения изоляционного покрытия при погрузочно-разгрузочных и транспортных работах. Поэтому раздельный способ ведения изоляционно-укладочных работ найдет широкое применение только при применении высокопрочных изоляционных покрытий (эмалевых, эпоксидных, алюминиевых).

Областью преимущественного применения раздельного способа является проведение изоляционно-укладочных работ на болотах и на обводненных участках. В этом случае, с одной стороны, прохождение тяжелой техники изоляционно-укладочных колонн затруднено, а с другой, необходимо предотвратить всплытие пустого трубопровода, т.е. надежно закрепить его на проектных отметках.

Заизолированный трубопровод укладывают в подготовленную траншею одним из следующих способов:

– протаскиванием готового трубопровода по дну траншеи;

– протаскиванием по поверхности водоема с наращиванием секций и последующим погружением на дно траншеи;

– сплавом балластированного трубопровода на понтонах.

В первом случае на головную часть плети надевают специальный оголовок и протаскивают трубопровод по дну подводной траншеи с помощью лебедки, находящейся на противоположном берегу болота или обводненного участка. Чтобы избежать повреждения изоляции трубопровод предварительно футеруют матами из деревянных реек. Предотвращение всплытия трубопровода достигается предварительной установкой на нем чугунных и железобетонных грузов-утяжелителей.

Во втором случае готовую секцию трубопровода без грузов-утяжелителей с заглушкой на переднем торце перемещают по водной поверхности. После окончания протаскивания одной секции к ней сваркой присоединяют другую длиной 100…200 мм возобновляют протаскивание. После установки всей плети над траншеей ее погружают на дно траншеи навешиванием грузов-утяжелителей с понтонов. В третьем случае заизолированный трубопровод с закрепленными на нем грузами-утяжелителями сплавляют по воде на понтонах, удерживающих его на плаву, и устанавливают над осью траншеи. Затем трубопровод погружают на дно траншеи путем последовательного отсоединения понтонов.

Рис.19.13. Схема проведения изоляционно-укладочных работ совмещенным способом при различных диаметрах трубопровода:

Э-529…820 мм; 6-1020 мм; в-1220 мм; г-1420 мм

1-7 места расположения кранов-трубоукладчиков

по ходу колонны;

I, II – очистная и изоляционная машина;

L ₁, L₂– расстояние между кранами-трубоукладчиками и их

группами

При строительстве внутрь трубопровода попадают грязь, вода, снег, инструменты и другие посторонние предметы. Кроме того, на внутренней поверхности труб имеется окалина, а порой и ржавчина. Если их не удалить, то впоследствии перекачиваемый продукт будет загрязнен и его качество ухудшится. Кроме того, могут образоваться пробки (в местах установки запорной арматуры, на фильтрах и т.п.), препятствующие движению потока. В связи с этим после выполнения сварочно-монтажных, изоляционно-укладочных и земляных работ производят очистку внутренней полости трубопроводов.

Применяют два способа очистки: продувку воздухом (или газом) и промывку водой.

В настоящее время основным способом очистки внутренней полости трубопроводов диаметром менее 219 мм является продувка трубопроводов высокоскоростным потоком воздуха или газа.Предпочтительнее осуществлять продувку сжатым воздухом. В качестве ресивера (емкости для накопления сжатого воздуха) используется смежный участок трубопровода, перекрытый с двух сторон запорной арматурой или заглушками. Воздух нагнетается в него передвижными компрессорными станциями. Геометрический объем ресивера должен быть не меньше объема очищаемого участка, а давление воздуха в нем должно быть равно 0,6… 1,2 МПа.

Для очистки трубопроводов диаметром более 219 мм их продувку выполняют с использованием очистных поршней,перемещаемых потоком сжатого воздуха.

В отдельных случаях, как исключение, по специальному согласованию продувку выполняют природным газом. Его источниками могут быть:

– месторождения газа, расположенные вблизи трассы трубопровода или питающие строящийся магистральный газопровод;

– проложенный рядом действующий магистральный газопровод.

Однако следует иметь в виду, что природный газ образует с воздухом взрывоопасную смесь. Поэтому при продувке газом с использованием очистных поршней, способных вызвать искру от столкновения с инородными предметами, из трубопроводов предварительно должен быть вытеснен воздух. Для этого очищаемый участок продувают одним газом под давлением не более 0,2 МПа. Вытеснение воздуха считается законченным, когда концентрация кислорода в газе, выходящем из трубопровода станет не более 2 %. Содержание кислорода определяют газоанализатором.

Промывка внутренней полости трубопроводов водойприменяется в случаях, когда их испытание на прочность и герметичность будет проводиться гидравлическим способом. При промывке по трубопроводам в потоке пропускают поршни-разделители. Промывка заканчивается, когда очистное устройство выходит из противоположного конца трубопровода.

Испытание трубопроводовна прочность и герметичность проводят после завершения всех предшествующих работ (укладки, засыпки, очистки полости, врезки линейной арматуры).

Применяют следующие способы испытаний: гидравлический, пневматический и комбинированный.

Гидравлическое испытаниевыполняют главным образом водой. В качестве ее источников используют естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища, каналы и т.п.). Трубопровод заполняется водой с помощью наполнительных агрегатов через узлы подключения. Поскольку присутствие воздуха в полости трубопровода может исказить результаты испытаний, то для его удаления в повышенные точки профиля врезаются воздуховыпускные краны.

При испытаниях на прочность в трубопроводе необходимо создать давление, на 10…25 % превышающее то, с которым будет вестись перекачка. Сначала давление в испытуемом участке повышают наполнительными агрегатами. Когда же их технические возможности будут исчерпаны, наполнительные агрегаты отключают и включают опрессовочные агрегаты. После достижения расчетного давления их отключают, закрывают задвижки и выдерживают трубопровод под испытательным давлением 24 ч.

Если в процессе подъема или выдержки давления случаются разрывы, то трубы разрушенного участка заменяют новыми, а испытание повторяют.

При испытании на герметичность измеряют снижение рабочего давления в течение определенного промежутка времени. Если оно незначительно, то делают вывод о герметичности испытуемого участка трубопровода.

Заканчиваются гидравлические испытания вытеснением воды из полости трубопровода. На магистральных газопроводах для этого пропускают не менее двух поршней-разделителей со скоростью 3…10 км/ч под давлением сжатого воздуха или газа. Воду из нефте- и неф-тепродуктопроводов после их испытания удаляют одним поршнем-разделителем, перемещаемым под давлением транспортируемого продукта.

Пневматическое испытаниетрубопроводов выполняют сжатым воздухом или природным газом. Их источники и средства закачки те же, что и при продувке. Повышение давления в трубопроводе производится в несколько ступеней с обязательным осмотром трассы при достижении давления, равного 30 % от испытательного. Затем давление поднимают до испытательного (1,1 Р_раб) и, перекрыв запорную арматуру, выдерживают трубопровод в течение 12 ч. Допустимое снижение давления – не более 1 %. Затем давление снижается до рабочего и выдерживают его еще не менее 12 ч. В случае утечек воздуха или разрыва труб подача воздуха немедленно прекращается, давление снижается до атмосферного и выполняются работы по устранению дефектов, после чего испытание возобновляется. По окончании испытания оборудование демонтируют и перебазируют на новый участок.

Достоинством пневматического метода испытаний является отказ от использования значительных количеств воды. Кроме того, нет необходимости вытеснять ее по окончании испытаний. Поэтому он широко используется при испытаниях на прочность и герметичность магистральных газопроводов. Однако обнаружение негерметичности трубопроводов с помощью этого метода связано с определенными трудностями. Так, при компримировании воздух нагревается. При его последующем охлаждении в трубопроводе уменьшается давление, что ошибочно можно идентифицировать как утечку. С другой стороны, воздух является сжимаемой средой. Поэтому даже при наличии мелкой утечки темп снижения давления в трубопроводе невелик.

Гидравлический метод позволяет зафиксировать даже незначительные негерметичности: вода является практически несжимаемой средой и сравнительно небольшая ее утечка приводит к заметному снижению давления в трубопроводе. Чтобы уменьшить количество используемой воды ее последовательно перемещают из одного испытуемого участка в другой. Однако если опрессовочную воду не удалось вытеснить полностью, то это приводит к внутренней коррозии трубопроводов. Кроме того, не всегда по трассе имеются достаточные для проведения испытаний объемы воды.

Чтобы надежно установить отсутствие утечек в трубопроводах в условиях ограниченных ресурсов воды прибегают к комбинированному методу испытаний, когда давление в трубопроводе создается двумя средами – воздухом и водой или природным газом и водой. В этом случае сначала полость трубопровода заполняют сжатым воздухом или газом, а затем поднимают давление до испытательного, закачивая воду опрессовочными агрегатами.

Магистральные трубопроводы пересекают на своем пути, как правило, большое число естественных и искусственных препятствий.

К естественным относят препятствия, сформировавшиеся на земной поверхности без участия человека (реки, озера, болота, овраги и т.п.). Под искусственными понимают препятствия, появившиеся в результате деятельности человека (железные и автомобильные дороги, каналы, водохранилища и т.п.).

Преодолеть данные препятствия можно по воздуху (воздушные переходы), под землей (переходы под железными и автомобильными дорогами) и под водой (подводные переходы)

Воздушные переходы

Воздушные переходы устраиваются при пересечении трубопроводом нешироких болот, оврагов, рек, каналов, участков, под дневной поверхностью которых ведется выемка породы, полезных ископаемых и т.д.

Принципиальные схемы воздушных переходов через естественные и искусственные препятствия приведены на рис. 19.7. Однопролетный балочный переход (рис. 19.7 а) применяется при пересечении узких преград с устойчивыми стенками. Арочный переход (рис. 19.7 б) трубопровода не имеет промежуточных опор и способен к некоторой компенсации температурных деформаций труб. Многопролетный балочный переход (рис. 19.7 в) сооружают при пересечении относительно широких препятствий, дно которых сложено из устойчивых горных пород. Включение в схему П-, Г- или Z-образных компенсаторов позволяет избегать разрушений при удлинениях труб. Трапецеидальный переход (рис. 19.7 г) отличается от арочного способностью компенсировать удлинения труб в большей степени. При переходе в виде самонесущей провисающей нити (рис. 19.7 ж) трубопровод подвешивается к опорным устройствам и материал труб воспринимает нагрузку от собственной массы и массы перекачиваемого продукта. Самонесущие висячие трубопроводы применяются при строительстве газопроводов диаметром до 100 мм.

В зависимости от условий строительства все виды воздушных переходов объединяются в три группы: балочные, подвесные и самонесущие.

Балочные переходы, как правило, бывают многопролетными, т.е. с несколькими промежуточными опорами. Опоры могут быть неподвижными, шарнирными или скользящими. Шарнирные опоры отличаются от неподвижных возможностью поворота в плане вокруг неподвижной оси. Подвижная опора допускает перемещение трубопровода в направлении его продольной оси.

Сооружение балочных переходов производится в следующей последовательности:

– устраивают опоры под трубопроводы и компенсаторы;

– монтируют трубопровод на специальной площадке частично или полностью;

– укладывают трубопровод на опоры участками или сразу на полную длину;

– замыкают стыки и производят окраску наружной поверхности антикоррозионными покрытиями.

Подвесные (пантовые, висячие) переходы отличаются от балочных тем, что роль промежуточных опор выполняют канаты, удерживающие трубопровод от провисания. Для крепления несущего троса 5 служат пилоны 3 и якоря (анкерные опоры) 4. Пилоном называют опору, к которой подвешивается несущий трос. Высота пилона должна быть достаточно большой, чтобы обеспечить необходимый прогиб каната, а также запас высоты для прохода судов под трубопроводом. Нижняя массивная часть пилона из бетона или бутобетона опирается на грунт, играя роль фундамента, а верхняя легкая играет роль мачты. Якорями называют опоры, служащие для крепления концов несущего троса.

При сооружении подвесных переходов первой операцией является сооружение опор (нижней части пилонов и якорей). Одновременно монтируется верхняя часть пилонов. Монтаж верхней част и пилонов к опорам осуществляется после их подъема с помощью трубоукладчиков, автокранов и т.п. После этого между пилонами натягивается несущий трос с подвесками. Далее с помощью полиспастов, закрепленных на несущем тросе на предельно возможных расстояниях по условиям прочности трубопровода, его поднимают на уровень подвесок и закрепляют их.

В самонесущих (арочных, трапецеидальных, в виде провисающей нити) переходах нагрузку трубопровод воспринимает на себя. При монтаже арок сначала на специальном станке гнут необходимое число труб в соответствии с ее расчетной кривизной. Затем на монтажной площадке сваривают арку на полную длину, а также собирают на ней все элементы оснастки. Далее подготовленную к установке арку испытывают внутренним давлением, наносят на нее антикоррозионное покрытие, после чего перетаскивают через препятствие. Заканчиваются работы подъемом арки и ее закреплением на опорах.

При пересечении железных дорог и автодорог I…III категории (свыше 1000 автомобилей в сутки) нарушение насыпи и образование даже минимальных просадок ее поверхности не допускается. Поэтому сооружение подземных переходов под ними производится бестраншейным методом,т.е. без устройства открытой траншеи.

Конструкция перехода такова. Трубопровод с целью дополнительной защиты от внешних нагрузок укладывается в кожухе, длина которого на 10…40 м превышает ширину полотна дороги, а диаметр не менее, чем на 200 мм больше диаметра трубопровода. Кожух, как и основной трубопровод, покрыт антикоррозионной изоляцией. На переходах газопроводов межтрубное пространство в кожухе сообщается с атмосферой посредством вытяжной свечи диаметром 100…150 мм и высотой не менее 5 м. На переходах нефте- и нефтепродуктопроводов вытяжные свечи не устраивают. Кожух укладывают с уклоном не менее 0,002 с тем, чтобы при аварийном разрыве трубопровода нефть (нефтепродукты) стекала в специальный сборный колодец.

Технология работ по бестраншейной прокладке переходов включает следующие основные этапы:

– подготовительные работы;

– прокладку кожуха под полотном дороги;

– прокладку трубопровода внутри кожуха;

– устройство вытяжной свечи или сборного колодца.

В ходе подготовительных работпо обе стороны дороги устраиваются котлованы: рабочий и приемный. Рабочий котлован имеет размеры, позволяющие установить в нем все необходимые машины и механизмы и выполнять работы, связанные с укладкой кожуха. Размеры приемного котлована должны быть такими, чтобы в нем можно было выполнить необходимые работы по присоединению дополнительных труб перехода.

Прокладка кожуха под полотном дорогиможет быть выполнена различными способами: прокалыванием, продавливанием и горизонтальным бурением.

Способ прокалываниязаключается в том, что лобовую часть кожуха оснащают специальным заостренным наконечником с диаметром на 30…40 мм больше диаметра кожуха, а на заднюю часть создают давление домкратами, упирающимися в заднюю стенку котлована. По мере вдавливания кожуха в грунт его наращивают дополнительными заранее приготовленными секциями. Такой способ прокладки требует очень больших усилий продавливания (при диаметре менее 100 мм -до 40 т, при 200 мм – до 100 т, при 520 мм – до 200 т).

Сущность способа продавливаниясостоит в том, что кожух вдавливается в грунт открытым концом, а поступающий внутрь кожуха грунт удаляется. При этом усилие продавливания существенно меньше, т.к. определяется в основном силой трения грунта о наружную поверхность кожуха. Чтобы еще больше уменьшить сопротивление головную часть кожуха снабжают специальным режущим кольцом с диаметром на 30…40 мм больше диаметра основной трубы. Усилие на заднюю часть кожуха также создается домкратами. Грунт из трубы удаляется механическими приспособлениями или гидроразмывом с последующей откачкой пульпы. Способ продавливания позволяет проходить за смену лишь 2…3 м при диаметре труб 1000… 1200 мм. Усилие продавливания при этом составляет от 140 до 300 т.

Основным недостатком данных способов прокладки труб под дорогами является необходимость постепенного наращивания либо длины кожуха, либо длины толкающих элементов, поскольку длина хода поршней домкратов составляет 1…2 м.

Способ горизонтального бурения(рис. 19.14) позволяет прокладывать кожух сразу на полную длину. В рабочий котлован 2 на ролики 8 помещают прокладываемый кожух 9. Внутри кожуха размещается шнековый механизм 7, на конце которого установлен буровой инструмент 1. Другой конец шнекового механизма связан с силовой установкой 6, которая удерживается на весу трубоукладчиком 5. Подача шнекового механизма и кожуха вперед осуществляется с помощью лебедки, совмещенной с силовой установкой, усилие от которой передается через тросы 4 на опору 3. Буровой инструмент режет грунт впереди трубы, а шнековый механизм перемещает его по кожуху, из которого он высыпается в рабочий котлован.

Установки горизонтального бурения УГБ-2, ГБ-1421, ГБ-1422 позволяют прокладывать кожухи диаметром 1220…1420 мм со скоростью от 0,3 до 10 и/ч при осевом усилии от 8 до 80 т.

После прокладки кожуха через него протаскивают заранее подготовленный трубопровод.Для этого его сваривают, изолируют, футеруют и подвергают гидравлическим испытаниям. С целью уменьшения усилия протаскивания на трубопроводе закрепляют роликовые опоры.

Завершается сооружение перехода устройством вытяжной свечи или сборного колодца, а также восстановлением придорожных сооружений и ландшафта местности.

Подводные переходы

К подводным переходамотносятся участки магистральных трубопроводов, пересекающие естественные и искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища) по их дну. Границы подводного перехода определяются уровнем, до которого вода в водоеме поднимается не чаще 10 раз за 100 лет.

Рис. 19.14. Схема горизонтального бурения:

1 – буровой инструмент; 2 – рабочий котлован; 3 – опора; 4 – тросы; 5 – трубоукладчик; 6 – силовая установка; 7 – шнековый транспортер; 8 – ролики; 9 – прокладываемый кожух; 10 – разрабатываемый грунт

Схема подводного перехода показана на рис. 19.15. Она включает основную 2 и резервную 3 нитки трубопровода, а также береговые задвижки (на газопроводах – краны) 1. В случае возникновения аварийной ситуации на основной нитке, она отключается запорными устройствами 1, а транспортируемый продукт пускается по резервной нитке (дюкеру). При ширине водной преграды в межень (в среднем) менее 75 м резервную нитку допускается не сооружать.

Магистральные трубопроводы прокладывают, как правило, с заглублением в дно водоемов. Земляные работы под водой выполняют с помощью специальных землеройных машин (земснарядов, грунтосо-сов, гидромониторов и т.д.). Широко распространена разработка подводных траншей скреперными установками, приводимыми в движение с обеих сторон реки либо лебедками, либо тракторами с помощью канатов. В отдельных случаях (при глубине водоемов не более 2…3 м) разработку подводной траншеи ведут экскаватором, установленным на понтоне, перемещаемом в свою очередь с помощью лебедок, которые наматывают тросы, закрепленные якорями на берегу.

Перед укладкой трубопровод сваривают, наносят на него изоляционное покрытие, футеруют матами из деревянных реек, после чего его балластируют.

Балластировка, или утяжеление трубопровода производится с целью предотвращения его всплытия. Для этого используют одиночные чугунные или железобетонные пригрузы, а также сплошные покрытия из бетона или асфальтобетона. В настоящее время широко распространены чугунные пригрузы в виде двух полумуфт, скрепляемых болтами. Они жестко фиксируются на трубопроводе через определенные расстояния. Железобетонные пригрузы различны по конструкции. Часть из них имеет седлообразную форму и жестко на трубе не фиксируются. Другие разным образом закрепляются на трубе. Однако применение одиночных пригрузов требует увеличения размеров отрываемой траншеи. Наиболее перспективным является применение анкеров, утяжеление труб сплошным покрытием из бетона или заполнение утяжеляющим раствором межтрубного пространства (при схеме прокладки типа «труба в трубе»).

Подготовленный к укладке трубопровод состоит из одной или нескольких секций, общая длина которых на несколько десятков метров превышает ширину водной преграды между урезами воды.

В настоящее время применяется три способа укладки трубопроводов в подводные траншеи: протаскивание по дну, погружение с поверхности воды трубопровода полной длины и погружение с поверхности воды последовательным наращиванием секций трубопровода. Первые два способа аналогичны применяемым при строительстве трубопроводов на болотах и обводненных участках трассы. В последнем случае трубопровод заглубляют по мере присоединения к нему все новых секций.

Рис. 19.15. Схема подводного перехода:

1 – отключающие устройства (задвижки – на нефте-продуктопроводах, краны – на газопроводах); 2 – основная нитка трубопровода; 3 – резервная нитка трубопровода.

Освоение нефтяных и газовых месторождений, расположенных на шельфе, невозможно без строительства трубопроводов. На современных морских нефтепромыслах одни подводные трубопроводы связывают отдельные морские платформы с центральным накопителем и плавучим причалом, который оборудован для швартовки танкеров, другие соединяют накопители непосредственно с береговым нефтехранилищем.

Технология строительства морских трубопроводов предусматривает следующие этапы: земляные работы, подготовку трубопровода к укладке, его укладку, засыпку и защиту от повреждений.

Необходимость в заглублении морских трубопроводов связана с тем, что в противном случае они могут быть повреждены при перемещении прибрежных льдов, тралами, якорями судов и т.п. При земляных работахиспользуются устройства, разрабатывающие траншею как с поверхности воды, так и в подводном положении. К первым относятся плавучие земснаряды, гидромониторные установки, грейферные землечерпалки, пневматические и гидравлические грунтососы. Ко вторым – различного рода автономные устройства, работающие под водой.

Так, в Италии создан земснаряд S-23, который может разрабатывать траншеи на глубине до 60 м. Рытье траншеи осуществляется фрезерным рыхлителем со скоростью до 130 м/ч в грунтах средней плотности. Параметры отрываемой траншеи следующие: глубина – до 2,5 м, ширина по дну – от 1,8 до 4,5 м.

В Японии разработаны бульдозер и экскаватор для ведения работ под водой на глубине до 70 м. Бульдозер массой 34 т имеет мощный двигатель и перемещается на гусеницах. В отличие от земснарядов он может разрабатывать плотные грунты.

Подводный экскаватор предназначен для разработки траншей при сооружении морских трубопроводов, котлованов под фундаменты различных морских сооружений и дноуглубительных работ. Скорость его перемещения по дну составляет 3 км/ч. Управляют экскаватором два оператора с надводного судна.

Перед укладкойна трубопровод наносят защитное покрытие и осуществляют его пригрузку против всплытия. Мировой опыт строительства морских трубопроводов показал, что лучшим защитным покрытием для них и одновременно пригрузом является бетонное покрытие.

Укладка морских трубопроводов осуществляется протаскиванием, либо с поверхности моря постепенным наращиванием.

Схема протаскиванияприведена на рис. 19.16. Трубопровод 1 движется по роликовой спусковой дорожке 5. Тяговое усилие по тросу 2 передается от лебедки, установленной на судне 3. Судно удерживается якорями 4. Метод протаскивания прост, обеспечивает укладку трубопровода точно по трассе. Однако он применим при укладке трубопроводов длиной лишь до 15 км.

Схема укладки с поверхности моря постепенным наращиванием (рис. 19.17) получила наибольшее распространение. Трубоукладочное судно 4 закрепляется на якорях 6, каждый из которых выдерживает усилие до 10 т. На судне создается запас обетонированных труб, секции которых длиной по 36 м доставляются специальными транспортными судами. Длина трубоукладочного судна позволяет соединять секции в плети длиной 180 м.

Укладка трубопровода 1 осуществляется следующим образом. На судне 4 сваривают очередную плеть, стыки изолируют, бетонируют и оснащают поплавками 2. Плеть стыкуют с концом трубопровода, уложенного ранее и удерживаемого натяжным устройством и специальной жесткой приставкой 3. Угол наклона этой приставки выбирается таким, чтобы максимально уменьшить напряжения в спускаемом трубопроводе. Стык изолируют и бетонируют, после чего плети спускают в воду на понтонах. Отстроповка понтонов производится автоматически на заданной глубине.

Судно «Сулейман Везиров» водоизмещением 8900 т за сутки может уложить под водой 1,2 км сваренных труб диаметром 200…800 мм. Судно-трубоукладчик финской фирмы «Вяртсиля» водоизмещением 41000 т позволяет укладывать до 2,5 км трубопровода диаметром 530 мм в сутки на глубине до 300 м. Запаса труб на них хватает для работы в течение 5… 10 суток.

Укладка морских трубопроводов с предварительной отрывкой траншеи связана со значительными затратами. Прокладка траншеи в море обходится раз в сто дороже, чем на суше. Кроме того, точно уложить трубу в траншею с борта качающегося на волнах судна достаточно сложно.

Дешевле и проще заглубить в грунт стальной трубопровод, уже уложенный на дно. Для этого сконструированы специальные подводные агрегаты-трубозаглубители. Их основным элементом является тележка, которая катится по трубе. На тележке закреплены различные заглубляющие приспособления: гидромониторные сопла, плуги, фрезы или роторные колеса. Энергия для их привода подается с борта судна по кабельной линии, которая достигает в длину 1 км и более. В последнее время трубозаглубители оснащаются подводными телекамерами, что позволяет контролировать их работу с поверхности.

Для защиты морских трубопроводов от повреждений в прибрежной зоне наиболее часто используется каменная наброска. Отсыпку камня производят с борта барж с наклонными бункерами и вибраторами. Нередко применяются суда с гладкой палубой, за борт которых камни сбрасывает бульдозер. Точность такой отсыпки невелика. Поэтому в настоящее время роль бульдозера выполняют специальные щиты, которыми управляют гидроцилиндры, связанные с ЭВМ. Такие устройства позволяют качественно выполнить засыпку трубопровода при волнах высотой в двухэтажный дом и скорости ветра до 15 м/с.

Рис.1 9.16. Схема протаскивания трубопровода:

1 – трубопровод; 2 – трос; 3 – судно, на котором установлена лебедка; 4 – якоря

Рис. 19.17. Схема укладки трубопровода трубоукладочным судном:

1 – трубопровод; 2 – поплавки; 3 – жесткая приставка, на которой лежит конец трубопровода; 4 – трубоукладочное судно; 5 – кран; 6 – якоря.

Другой способ защиты морских трубопроводов от повреждений – это укладка асфальта поверх траншеи. Асфальтирование морского дна производится с помощью плавучего асфальтового завода. С его палубы готовая смесь подается на дно по вертикальной трубе, в центре которой проходит труба-подогреватель с тем, чтобы из-за контакта с относительно холодной водой асфальт не успел остыть. На дне асфальт разравнивает и укатывает автоматическое устройство, аналогичное применяемым при асфальтировании площадей и улиц. За один проход укладчика на дне появляется заасфальтированный участок шириной 5 м и толщиной 85 мм.

Началу строительных работ предшествует подготовительный этап.В ходе него осуществляют:

– устройство строительной площадки и подъездных путей;

– подведение и разводку линий энерго- и водоснабжения;

– сооружение временных помещений для проживания и бытового обслуживания рабочих, а также для размещения прибывающих оборудования и материалов; ,

– доставку на строительную площадку топлива, оборудования и строительных материалов.

Для быстрого развертывания строительно-монтажных работ прежде всего осваивают строительную площадку: ограждают территорию, прокладывают дороги, сооружают растворно-бетонный узел, склады. Одновременно размещают заказы на поставку строительных материалов, на изготовление железобетонных и металлических конструкций.

В качестве источников воды выбирают артезианские скважины или естественные водоемы. Количество подаваемой воды должно быть достаточным, чтобы обеспечить ее потребление на хозяйственно-питьевые, производственные и противопожарные нужды. Для подачи воды сооружают временную насосную и подводящие водоводы.

Для временного энергоснабжения строительной площадки используются постоянные или временные источники энергии.

В качестве постоянных используются линии электропередач (ЛЭП), подключение к которым производится через понижающие трансформаторные подстанции. Роль временных источников энергии выполняют передвижные электростанции, силовыми установками в которых являются двигатели внутреннего сгорания.

Рабочих, занятых на строительстве, расселяют в благоустроенных жилых городках, скомплектованных из передвижных домиков различного типа. Жилые городки оборудуются дорожками, кюветами для стока воды и наружным освещением. Обязательным элементом городков являются столовая и санитарно-гигиенические сооружения.

Работы, выполняемые в ходе основного этапа,подразделяются на общестроительные и специальные. К общим строительным работамотносят разбивочные, земляные, бетонные, монтажные работы по сооружению зданий и работы по устройству кровли.

К специальным строительным работамотносят работы по монтажу перекачивающих агрегатов, основного и вспомогательного технологического оборудования, технологических трубопроводов, резервуаров для нефти и нефтепродуктов, систем водоснабжения, канализации, отопления и вентиляции, систем контрольно-измерительных приборов и автоматики, телемеханики и связи.

Прежде чем начать какие-либо работы, связанные со строительством любого объекта НС или КС, основные оси и размеры сооружений переносят с чертежей на местность. Работы, выполняемые при этом называют разбивочными.

Предварительно создают опорную геодезическую сеть, привязанную в горизонтальном и высотном положении к государственной триангуляционной и нивелирной сети. Опорные точки на строительной площадке закрепляют реперами – бетонными, металлическими или деревянными столбами диаметром 12… 15 см и длиной 2 м.

Привязку проекта НС или КС к местности осуществляют в системе прямоугольных координат. Для этого на генеральный план наносят строительную сетку квадратов, а затем в соответствии с ней производят разбивку осей зданий.

Земляные работы

В ходе земляных работ на площадках НС и КС производят планировку территории, отрывают котлованы под фундаменты зданий, роют траншеи для прокладки трубопроводов и инженерных сетей.

Целью планировки территорииявляется выравнивание территории строительной площадки. Эти работы производят с помощью бульдозеров. Ими грунт, срезаемый с холмов, перемещается во впадины. Если срезанного грунта недостаточно для засыпки впадин, то недостающий грунт завозят извне.

При отрывке котловановна строительстве НС и КС используются две схемы выполнения работ: разработку отдельных котлованов (под фундаменты стен, колонн, агрегатов) и устройство общего котлована сразу под все здание с тем, чтобы можно было выполнить все работы нулевого цикла, а затем свободное пространство засыпать.

Первую схему применяют, когда объем подземного строительства невелик или когда на строительной площадке нет землеройных машин достаточной мощности.

Значительно более распространена на строительстве НС и КС вторая схема. Для разработки грунта в этом случае применяют одноковшовые экскаваторы с прямой и обратной лопатой. В легких грунтах для разработки котлованов применяют бульдозеры.

Для защиты мест производства земляных работ от притока ливневых и талых вод устраивают дренажные каналы. С целью предотвращения притока грунтовых вод там, где их уровень высок, прибегают к местному водопонижению. Для этого вокруг котлованов отрывают дренажные траншеи или колодцы, а также монтируют иг-лофильтровые установки или сооружают трубчатые колодцы с глубинными насосами.

Бетонные работы

В ходе бетонных работ изготавливаются фундаменты под здания, сооружения и оборудование на НС и КС.

По характеру работы их можно подразделить на две основные группы: фундаменты под статические нагрузки и фундаменты под динамические нагрузки.

Фундаменты первой группысооружают под стены зданий, колонны, стойки, отдельно стоящие колонны, стенки резервуаров и т.п. Их основное назначение – воспринимать расчетную нагрузку и равномерно распределять ее воздействие на грунт. Кроме того, осадка не должна превышать расчетной величины.

Под статические нагрузки сооружают одиночные, ленточные и свайные фундаменты.

Одиночные фундаментыприменяют под одиночные сосредоточенные нагрузки (колонны, мачты, опоры). Возводят их из бетона, железобетона или бутобетона. Фундамент в плане имеет форму параллелепипеда. При необходимости под опору в центре фундамента делается выемка требуемых размеров (рис. 20.1).

Ленточные (сплошные) фундаментыустраивают под линейно распределенные нагрузки (стены зданий). Такие фундаменты бывают монолитными и сборными (рис. 20.2). Их применяют при глубине заложения не более 4 м.

Свайные фундаментыв целом дешевле других и поэтому используются достаточно широко. В обязательном порядке их устраивают под здания и сооружения, сооружаемые на слабых или просадочных грунтах, когда прочный грунт находится на большой глубине (рис. 20.3). Сваи воспринимают нагрузку от сооружений и передают ее на прочный грунт. По способу погружения различают сваи забивные(погружаемые в грунт при помощи вибро- или дизель-молота) и набивные(изготовляемые на месте).

Рис. 20.1. Одиночные фундаменты:

а – железобетонный; б – бетонный, изготовляемый на месте установки; в – заводского изготовления

Рис. 20.2. Ленточный фундамент: а – монолитный; б – сборный; 1 – стеновой блок; 2 – блок-подушка

Рис. 20.3. Схема свайной опоры:

а – шарнирная; б – скользящая; 1 – металлическая опорная подушка; 2 – сборная железобетонная насадка

Достоинствами свайных фундаментов является простота их устройства и возможность передавать нагрузки от сооружений на глубокие слои грунта без рытья котлованов. Кроме того, благодаря свайным фундаментам удается исключить тепловое воздействие зданий и сооружений на вечномерзлые грунты.

Глубину заложения фундамента назначают ниже глубины промерзания грунта.

Под насосы, компрессоры, газотурбинные установки и другое оборудование с подвижными частями сооружают фундаменты, рассчитанные не только на статическую, но и на динамическую нагрузку.Фундаменты данного типа бывают массивные и рамные. Их общий вид показан на рис. 20.4.

При сооружении фундаментов под динамические нагрузки необходимо выполнять ряд требований. Так, фундамент под перекачивающий агрегат (насос и электродвигатель, нагнетатель и газовую турбину и т.п.) должен быть общим. Фундамент агрегата не должен жестко соединяться со стенами здания и фундаментом под них.

Основным материалом для устройства фундаментов является бетон – искусственный камень, получаемый при затвердевании смеси из вяжущего компонента (цемент), воды и заполнителей (песок, щебень, гравий и т.д.). Для увеличения прочности бетонных изделий в них предварительно помещают металлическую арматуру (железобетон). Уменьшение расхода бетона достигается при использовании в качестве наполнителя природного камня равной с бетоном прочности (бутобетон).

Устройство фундамента начинается с разбивки его осей и контуров. Следующая операция – устройство опалубки.Как правило, для этого используют обрезные доски, строганные с одной стороны.

После установки опалубки фундамента сваривают и устанавливают арматурный каркас, а также анкерные болты (под оборудование). Далее в опалубку загружают бетонную смесь слоями 20…30 см с обязательным уплотнением вибраторами. Перерыв между укладкой слоев бетона не должен превышать 2 ч.

В настоящее время для изготовления фундаментов под статическую нагрузку все шире используются железобетонные изделия (блоки различного размера).

Рис.20.4. Фундаменты под компрессорные агрегаты: а – с электроприводом; б – с газотурбинным приводом

Здания насосных и компрессорных цехов (рис. 20.5) состоят из следующих элементов и узлов: колонн, стен, подкрановых балок и покрытия.

Колонныявляются основной несущей конструкцией каркаса промышленных зданий НС и КС. Как правило, они бывают железобетонными. В отдельных случаях используются металлические колонны.

Стенызданий цехов обычно собираются из железобетонных и асбоцементных панелей, которые крепятся к колоннам с помощью сварки. Стены из панелей не являются несущими и полезной нагрузки от веса других частей зданий не воспринимают. Кирпичная же стена может быть несущей.

Подкрановые балкиявляются составной частью каркаса здания, а также по ним укладывают пути для мостового крана. Подкрановые балки изготавливают, в основном, из обычного или предварительно напряженного железобетона, реже – из металла.

Покрытиенасосных и компрессорных цехов выполняется из железобетонных панелей и плит. Они укладываются на балки и фермы, которые в свою очередь опираются на колонны или на несущие стены.

В процессе монтажа зданий сначала устанавливают, выверяют и замоноличивают колонны. Затем сооружают цокольную часть стен из крупных бетонных блоков или кирпича. После этого монтируют панели, на две грани которых для обеспечения герметизации швов наклеены прокладки из пороизола, пенопласта или губчатой валиковой резины диаметром 30 мм. Завершаются монтажные работы установкой балок и ферм, а также плит перекрытия.

Устройство кровли

При устройстве кровли поверх железобетонных плит выполняют цементную и асфальтобетонную стяжки,а затем наклеивают рубероид.

Назначение стяжек – выравнивание поверхности кровли и создание гидроизоляционного слоя. Толщина стяжки от 10 до 30 мм.

Перед наклейкой рубероида поверхность стяжки покрывают грунтовочным составом (40…50 % масла зеленого и 60…50 % битума БНИ-IV по весу). Рубероид наклеивают на битумную мастику.

Рис.20.5. Разрез компрессорного цеха:

1 – колонна; 2 – стена; 3 – подкрановая балка; 4 – ферма; 5 – железобетонные панели или плиты; 6 – гидроизоляционный слой.

Работам по монтажу резервуаров предшествуют расчистка площадки от кустарника и мелколесья, а также устройство основания под резервуары.

Расчистку площадкипроизводят с помощью средств уже упомянутых в п. 19.2. Толстые деревья (диаметром более 20 см) спиливают. Далее производится корчевка пней специальными корчевателями и производится разбивка осей под основания резервуаров с помощью геодезических приборов.

Сооружение основания под резервуар – один из самых ответственных этапов строительства, поскольку от качества его выполнения зависит величина и равномерность осадки резервуара, которая неизбежна. Грунты, на которых сооружаются резервуары, должны обладать достаточной несущей способностью. В противном случае прибегают к одному из следующих способов их укрепления: замена грунта, его уплотнение тяжелыми трамбовками с последующей защитой от замачивания, обработка грунта различными веществами (жидкое стекло, смолы, битумы), термическое закрепление грунта путем обжига массива через специально пробуренные скважины.

Стальные резервуары устанавливают на искусственном основании, состоящем из грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидроизоляционного слоя (рис. 20.6).

Назначением искусственного основания является распределение нагрузки и передача ее на нижележащий грунт. Слоем грунтовой засыпки заменяют слабые верхние слои грунта. Ее толщина составляет от 0,5 до 2 м. Песчаная подушка служит для обеспечения равномерной осадки резервуара. Гидроизоляционный слой толщиной 80…100 мм предохраняет днище будущего резервуара от коррозии под действием грунтовой влаги. Его изготавливают из смеси супесчаного грунта с битумом, гудроном, мазутом и т.п.

Основание резервуара закрепляют с помощью бетонной отмостки.

На рис. 20.7 показано устройство фундамента резервуаров на косогорном участке, а на рис. 20.8 – конструкция основания резервуара объемом 10000 м³, отличающаяся повышенной надежностью.

При монтаже вертикальных цилиндрических резервуаров применяют два метода: полистовой и индустриальный (из рулонных или укрупненных заготовок).

Полистовой методмонтажа заключается в том, что корпус и кровля резервуара монтируются из отдельных листов прямо на строительной площадке. Монтаж начинают с днища, которое во всех случаях поставляется в виде рулонной заготовки. Далее монтируют корпус резервуара путем последовательного наращивания поясов из отдельных предварительно изогнутых по необходимому радиусу листов. Все сварочные работы выполняют ручной электродуговой сваркой.

Далее в центре резервуара монтируют центральную стойку, а по его периметру – опоры. На них устанавливают полуфермы кровли, которые связывают между собой поперечными балками. Листы кровли соединяют сваркой внахлестку, а по наружному контуру присоединяют к верхнему обвязочному уголку на корпусе резервуара сплошным кольцевым швом. Кроме того, через определенные интервалы листы кровли присоединяют точечными проплавочными швами к элементам поддерживающих конструкций (полуфермы, балки).

Недостатками полистового метода является относительно низкая производительность сварочно-монтажных работ, сильная зависимость монтажных работ от погодных условий и т.д.

Индустриальный методмонтажа резервуаров осуществляется в два этапа:

1) изготовление рулонных заготовок корпуса и днища, а также щитов кровли в заводских условиях и их доставка к месту монтажа резервуара;

2) монтаж резервуара из заготовок заводского изготовления.

Рис.2 0.6. Фундамент под резервуары объемом 5000 мЗ: 1 – фунтовая подсыпка; 2 – песчаная подушка; 3 – отмостка.

Рис.2 0.7. Фундамент под резервуары на косогорном участке: 1 – нагорная канава; 2 – песчаная подушка; 3 – грунтовая подсыпка.

Рис.20.8. Фундамент под резервуары объемом 10 000 мЗ:

1 – кольцевая канавка с отмосткой; 2 – железобетонное кольцо; 3 – гидрофобный слой; 4 – песчаная подушка; 5 – грунтовая подсыпка; 6 – бетонная подготовка; 7 – выравнивающий цементный слой.

Основной объем сварочно-монтажный работ при данном методе выполняется в заводских условиях, что обеспечивает относительно высокое качество работ. Изготовление рулонных заготовок корпуса и днища резервуара осуществляется на специальных стендах. После контроля качества сварных швов полотнища днища и корпуса окрашивают и свертывают в рулон диаметром до 3,2 м. В настоящее время на заводах изготовляют рулоны высотой до 18 м.

Монтаж резервуара на подготовленном основании начинают с укладки днища. У резервуаров емкостью до 1000 м^! днище поставляется в виде одного рулона, а у больших – в виде нескольких рулонов, представляющих собой части днища. После развертывания нескольких рулонов их соединяют в одно целое сваркой.

Монтаж корпуса резервуара включает следующие операции:

1) подъем рулона корпуса в вертикальное положение;

2) развертывание рулона корпуса;

3) сварку монтажных стыков.

Подъем в вертикальное положение рулона корпуса резервуаров объемом менее 1000 м^🙂 осуществляется передвижными кранами, от 1000 до 2000 м³ – с помощью тракторов или тракторных лебедок, свыше 2000 м^😐 – специальными кранами большой (25…50 т) грузоподъемности.

При отсутствии крана необходимой грузоподъемности подъем рулона корпуса резервуаров в вертикальное положение осуществляют с помощью тракторов или тракторных лебедок с использованием А-образной стрелы. Развертывают рулон корпуса трактором. По мере развертывания полотнище корпуса фиксируют сварочными прихватками по линии разметки на днище. Развернув 5…6 м полотнища, начинают монтаж покрытия из отдельных щитов, что обеспечивает повышение устойчивости корпуса. Щиты соединяют между собой и верхним поясом резервуаров с помощью сварки.

Завершается сооружение резервуаров их испытаниями на прочность и герметичность.

В последние годы большое число НС и КС строится в отдаленных районах Севера и Северо-Западной Сибири с суровыми природно-климатическими условиями, слабо развитой дорожной сетью и недостаточным развитием индустриальной базы строительства. Для обеспечения высоких темпов сооружения НС и КС в этих уело-

виях применяют комплектно-блочный метод строительства. Сущность данного метода заключается в том, что объекты возводятся из изделий высокой степени заводской готовности в виде блочно-комплектных устройств (БКУ), укрупненных монтажных узлов и заготовок инженерных коммуникаций.

При комплектно-блочном строительстве различают следующие элементы: блок, бокс, блок-бокс, суперблок и блочно-комплектное устройство.

Блокомназывают совокупность оборудования и строительных конструкций, смонтированных на общем основании (блок газотурбинной установки, блок насосного агрегата, блок трансформатора и т.д.). Блок обязательно вписывается в габариты погрузки (рис. 20.9) – предельные размеры грузов, перевозимых по железной дороге на платформе или в полувагоне.

Бокс– транспортабельное здание из легких строительных конструкций, вписывающееся в габариты погрузки.

Блок-бокс– это бокс, начиненный технологическим оборудованием и инженерными системами, внутри которого создают микроклимат, необходимый для длительной работы обслуживающего персонала и надежной работы установленного оборудования.

Блок-контейнеротличается от блок-бокса тем, что доступ персонала к установленному оборудованию осуществляется извне.

Суперблок– это блок (или совокупность блоков), размеры которого превышают габариты погрузки.

Блочно-комплектное устройство– это объект, собираемый на специализированном предприятии или месте монтажа из комплекта блоков, боксов, блок-контейнеров, блок-боксов, суперблоков и заготовок межблочных коммуникаций.

Схема организации комплектно-блочного строительства НС и КС приведена на рис. 20.10.

Изготовление блочных устройствна сборочно-комплектовоч-ных предприятиях осуществляют в нескольких отделениях. В отделении монтажа трубных узлов проводят заготовку и монтаж трубной обвязки с применением горячего и холодного гнутья и сварки. Готовые трубные узлы передают в отделение блоков. Здесь на сборочных поточных линиях монтируют блочное оборудование на железобетонных или стальных плитах-основаниях. После окончания монтажа раму с установленным на ней блочным оборудованием подают в отделение металлоконструкций. Здесь блок превращается в блок-бокс или блок-контейнер. Вначале на блоке сооружают металлический каркас, а затем обшивают его ограждающими конструкциями – стеновыми и кровельными двух- или трехслойными панелями с утеплителем. Готовый блок-бокс или блок-контейнер подают в отделение отделки и окраски.

Рис.2 0.9. Габариты погрузки

Рис.20.10 Схемаорганизации комплектно-блочного строительства ПС.

Для доставки блочных устройствк месту монтажа (до 1000 км и более) используют различные виды транспорта: автомобильный, водный, железнодорожный, воздушный. Выбор способа транспорта зависит от степени развития транспортной сети, наличия водных путей, а также массы и габаритов блочных устройств.

До начала монтажа блочных устройствсооружают фундамен-ты под них. При отсутствии в блок-боксах технологического оборудования (операторских, помещениях для отдыха и др.) специальных фундаментов не возводят, а опорную раму бокса устанавливают на уплотненный слой песчано-гравийной смеси толщиной 10… 15 см. В других случаях выбор типа фундамента зависит от характера работы технологического оборудования, наличия или отсутствия динамических нагрузок.

Для подъема и установки на фундаментыв проектное положение блок-боксов, блок-контейнеров и т.п. применяют передвижные краны соответствующей грузоподъемности. Крепление блочных устройств к фундаментам осуществляют анкерными болтами или приваркой опорной рамы бокса к закладным деталям фундаментов.

После окончания монтажа блочных устройств проверяют их работоспособность (у перекачивающих агрегатов, например, проверяют соосность). Затем выполняют обвязку смонтированных блок-боксов (блок-контейнеров и т.п.) технологическими трубопроводами, линиями контроля и автоматики.