Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 [ 80 ] 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172

Параметры подъема нефтепровода D = 1020x11 мм пятью трубоукладчиками

Таблица 4.12

Параметры подъема нефтепровода D = 530-820 мм четырьмя трубоукладчиками

Во всех случаях необходимо выполнять проверку по грузоподъемности трубоукладчиков на расчетном вылете стрелы. При этом усилие на крюке трубоукладчикам должно назначаться с учетом коэффициента перегрузки 1,1.

Значения технологических параметров, приведенные в табл. 4.5 - 4.13, определены для нефтепроводов при условии равнопрочности их стыков и отсутствия дефектов в стенках труб, снижающих несущую способность.

При разработке проектной документации (рабочий проект, проект производства работ) расчет технологических параметров подъема и укладки нефтепроводов, числа трубоукладчиков, расстояния между ними и усилия на крюках трубоукладчиков необходимо производить с учетом технического состояния нефтепроводов, их положения и воздействия на них различных факторов.

Приведенные в табл. 4.5 - 4.13 значения технологических

1*-1Ё* 4.13

Технологические параметры и расчетные значения усилия подъема трубопроводов (возможные варианты)

Схема подъема и расстановки ремонтных машин

Диаметр трубопровода и толщина стенки Dx6, мм

Число трубо-укладчиков, h, шт.

Масса

ремонт-

ной машины Q,

Высота подъема

трубопровода, м

Рас-стояние до

ремонт-

машины

t, м

Рас-

стояние между трубо-укладчиками I, м

Длина при-

поднятого

участка L,

Усилия подъема

трубопровода,

219x5 273x5 325x5 377x7 426x6

530x8 630x8 720x9 820x9 1020x10

1220x12

10 10 10 15 15

20 20 20 25 25 25

0,63 0,77 0,73 0,70 0,68

0,66 0,65 0,63 0,63 0,61 0,60

1,01 1,20 1,11 1,03 1,01

1,17 1,10 1,02 1,01 0,98 0,93

13 14 15 16 17

20 20 20 20 20 20

59 67 72 77 82

112 115 118 120 124 130

19,9 25,6 33,1 51,4 62,1

97,2 129 174 214 321 468

8 12 17

25 33

60 80 100 130 200 289

параметров могут служить исходными максимальными параметрами для поверочного расчета и последующего подбора технологических параметров ремонтных колонн.

4.5. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ С ПОДКОПОМ

И ПРИМЕНЕНИЕМ ПОДЪЕМНЫХ И ПОДДЕРЖИВАЮЩИХ

ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

Ремонт нефтепроводов диаметром 820+1220 мм проводится без подъема с поддержанием или без поддержания грузоподъемными механизмами [13], [36].

Поддержание подкопанного участка нефтепровода рекомендуется проводить опорами-крепями (табл. 4.14), трубоукладчиками или пневмоподъемниками. Число грузоподъемных механизмов и длина подкопанного участка определяются из условия обеспечения прочности и устойчивости ремонтируемого участка нефтепровода (табл. 4.15).

Устройство для поддержания трубопроводов типа КР показано на рис. 4.6.

Ремонт нефтепроводов может выполняться без поддержания при минимальной длине подкопанного участка, определенной расчетным путем.

Таблица 4.14

Рекомендуемые технологические параметры при капитальном ремонте трубопроводов диаметром без подъема с использованием опор-крепей

Параметры

Длина и толщина стенки трубопровода, мм

Шаг ремонтной колонны, Расстояние, м:

11 max

13 max 13 mm

Длина участка присыпки, м Расстояние от подкапывающей машины экскаватора, м Усилие подъема, кН:

Р1(Р2) Р3(Р4)

Высота подъема трубопровода, м Максимально допустимая осадка трубопровода на участке присыпки, м