Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода
Курсовой проект - Строительство
Другие курсовые по предмету Строительство
?амент - из монолитного бетона В7,5 толщиной 100 мм.
Для обслуживания задвижек предусмотрены площадки с лестницей из горячекатаных профилей. Для соблюдения техники безопасности при обслуживании в условиях низких температур настил площадки и ступени лестницы приняты из просечно-вытяжной стали. Лестница и стойки площадки обслуживания крепятся к сборным бетонным фундаментным блокам посредством болтов, замоноличенных в сверленые отверстия в бетонных блоках.
Для перехода через обвалование предусмотрены переходные мостики из горячекатаных профилей. Для соблюдения техники безопасности при обслуживании в условиях низких температур ступени лестницы приняты из просечно-вытяжной стали. Лестницы переходных мостиков крепятся к сборным бетонным фундаментным блокам посредством болтов, замоноличенных в сверленые отверстия в бетонных блоках.
Опалубка и арматура для бетонных и железобетонных конструкций должны изготавливаться на производственных базах в виде готовых щитов, коробов, элементов поддерживающих конструкций, сварных кранов и сеток и доставляться на строительную площадку.
Отклонение смонтированной задвижки от вертикали не должно превышать 40.
Все задвижки - электрифицированы и телемеханизированы. В процессе сборки и сварки узлов задвижки производители работ проводят операционный контроль.
Монтаж производится с помощью трубоукладчика. Строповку и подъем сборных элементов следует производить с помощью подъемных и захватных приспособлений.
Все конструкции, необходимые при монтажных работах, располагать в зоне работы трубоукладчика.
В процессе монтажа должна быть обеспечена устойчивость смонтированных элементов до сварки закладных частей.
Сварку узлов трубопроводов и неразрушающий контроль сварных стыков производить согласно РД-08.00-60.30.00-КТН-050-1-05 Сварка при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов и РД-08.00-60.30.00-КТН-046-1-05 Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов.
В соответствии с РД-16.01-74.20.00-КТН-058-1-05 на высоких точках по рельефу местности предусматривается установка вантузов DN 200 для впуска и выпуска воздуха при гидравлическом испытании, при освобождении и заполнении трубопровода нефтью, а также исключения вакуумирования трубопровода В проекте приняты вантузы (20 штук) с номинальным давлением PN 10 МПа, с условным проходом патрубка DN200, которые изготавливаются в заводских условиях в соответствии с требованиями СТТ-23.040.00-КТН-285-06.
Вантузы состоят из следующих конструктивных элементов:
-вантузный тройник заводского изготовления с приваренным патрубком DN200 для установки герметизирующей пробки и вантузной запорной арматуры с фланцем;
-герметизирующая пробка с уплотнительными кольцами;
-фланцевая заглушка с пробкой контрольного шарового крана;
-контрольный шаровый кран;
-комплект прокладок и крепежных деталей;
-вантузная запорная арматура (комплектуются вантузы, устанавливаемые в верхних точках и предназначенные для выпуска газовоздушной среды и впуска воздуха) с электроприводом во взрывозащищенном исполнении, выносным пультом дистанционного управления и заглушкой.
Колодец для размещения вантуза должен быть изготовлен в заводских условиях с контролем качества сварных швов и антикоррозионной изоляцией наружной и внутренней поверхности кроме мест под приварку при установке на трубопровод. Конструкция колодца должна соответствовать требованиям типового проекта на колодцы для вантузов (ОТТ-75.180.00-КТН-241-06, ОТТ-75.180.00-КТН-242-06), и требованиям СТТ-23.040.00-КТН-285-06.
Приемо-сдаточные испытания, входной контроль, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры выполняются в порядке, установленном в ОР-08.00-60.30.00-КТН-033-1-05, СТТ-23.060.30-КТН-351-06 .
Расстановка линейных сооружений по трассе, в том числе береговые узлы запорной арматуры, представлены на схеме расстановки линейных сооружений нефтепровода - Приложение А и в ведомости Приложение В.
4.1.3 Способы прокладки МН
-Способы прокладки нефтепровода и технические решения приняты в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, РД-16.01-74.20.00-КТН-058-1-05 и СТТ-75.200.00-КТН-042-06.
-Прокладка трубопровода принята подземным способом.
-Заглубление трубопровода до верха трубы принимается не менее 1 м.
-Минимально допустимый радиус упругого изгиба для труб диаметром 1220 мм составляет 1200 м, в соответствии с таблицей 9.2 РД-93.010.00-КТН-114-07. В проекте приняты расчетные радиусы упругого изгиба трубопровода диаметром 1220.
-Компенсация продольных перемещений, в местах примыкания трубопровода к узлам пуска и приема очистных устройств, производится за счет устройства подземных z-образных компенсаторов с применением отводов горячего гнутья R=5DN.
-Z-образный компенсатор не допускает передачи продольных перемещений от трубопровода на камеры запуска и приема очистных устройств за счет наличия плеча компенсатора, расположенного перпендикулярно к основной оси нефтепровода, на котором происходит гашение продольных перемещений за счет упругого изгиба самого плеча, а также возникновения реакции грунта засыпки компенсатора.
-Длина участка трубопровода от z-образного компенсатора до камер запуска и приема очистных устройств (до 35-ти метров) не достаточна для возникновения значительных величин продольных перемещений или напряжений, передаваемых на камеры запуска и приема очистных устройств, в виду наличия на указанн