раздаточный материал


Водные средства транспортирования топлив.
Водный транспорт, вид транспорта, осуществляющий перевозки грузов и пассажиров по водным путям, как естественным (реки, озера, моря, океаны), так и искусственным (каналы, водохранилища). Водный транспорт подразделяется на морской и речной (внутренний).
Морской транспорт – вид водного транспорта, которому относится любое судно, способное передвигаться по водной поверхности морей, океанов и прилегающих акваторий, а также просто находиться на плаву и выполнять при этом определенные функции, связанные с перевозкой, перевалкой, хранением, обработкой различных грузов.
Речной транспорт – транспорт, осуществляющий перевозки грузов и пассажиров судами по внутренним водным путям, как по естественным (реки, озёра), так и по искусственным (каналы, водохранилища).Судно – плавучее средство, специально предназначенное для перевозки людей, грузов или выполнения иных работ на воде.
Классификация судов.
По способу передвижения:
- Самоходное судно – это любое судно, приводимое в движение механическими установками, находящимися на борту судна.
- Несамоходное судно – судно, не имеющее механической установки для самостоятельного движения (буксируемые, толкаемые и стоечные суда – понтоны, дебаркадеры).
По назначению:
- транспортные (грузовые, грузопассажирские и пассажирские);
- промысловые;
- служебно-вспомогателъные;
- суда специального назначения.
Грузовые суда разделяют на сухогрузные (лихтеровозы, котейнеровозы), наливные (танкеры, газовозы, химовозы), комбинированные суда - для перевозки любых грузов (нефтерудовозы, нефтесухогрузы).
Грузопассажирские – автомобильные и железнодорожные паромы.
Пассажирские суда – лайнеры, круизные суда и суда для массовых перевозок.
Промысловые – на добывающие и перерабатывающие (сейнеры, траулеры, перерабатывающие суда).
Суда специального назначения – учебные суда, суда для научных исследований и т.д.
Служебно-вспомогательные – ледоколы, буксиры, плавкраны, спасатели и т.д.
По району плавания:
- суда неограниченного района плавания;
- суда ограниченных районов плавания (ОРП)
ОРПI, ОРПII, ОРПII СП и ОРП III.

По типу энергетической установки:
- теплоходы (главный двигатель - двигатель внутреннего сгорания);
- турбоходы (главный двигатель - паровая или газовая турбина);
- электроходы (гребной винт вращается электродвигателем, а электроэнергия вырабатывается главным двигателем иного типа);
- атомоходы (источник тепловой энергии для образования пара - атомный реактор)
- гребные суда (двигатель - мускульная сила человека).
По типу движителя:
- винтовые (гребной винт). Винтовые суда по числу гребных валов разделяют на одно-, двух- и трехвальные.
- специальными движителями (водометными); весельные и парусные.
Архитектурно-конструктивный тип – совокупность основных особенностей внешнего вида, компоновки (общего расположения), конструкции и формы корпуса, соотношения главных размеров, расположения и количества надстроек и рубок и числа палуб.
По архитектурно-конструктивному типу:
- в зависимости от числа корпусов (одно-, двух-, и трехкорпусные);
- по количеству и расположения надстроек (одно-, двух-, и трехостровные);
- по количеству палуб (одно-, двух-, и трехпалубные и т.д.)
- по роду движения суда подразделяют на водоизмещающие (плавающие по поверхности воды) и суда с гидродинамическими принципами поддержания (глиссирующие суда (скользят по поверхности воды), суда на подводных крыльях, на воздушной подушке и экранопланы).
В зависимости от их ветро-волнового режима внутренние водные бассейны, включая участки с морским режимом судоходства, классифицируются по разрядам:
Л – легкие (небольшие реки) с высотой волны 0,6 м при обеспеченность высот волны 1%;
Р – речные с высотой волны 1,2 м 1%;
О – озерные с высотой волны 2 м 1%;
М – морские с высотой волны 3 м 3%.
Высоты волн заданной обеспеченности определяют следующим образом: если h3%=3,5 м, это означает, что из 100 последовательно наблюдаемых волн 3 волны будут иметь высоту 3,5 м и более. Аналогично, если h1% = 2 м, то 1 волна из 100 будет иметь высоту 2 м и более.
Смешанное река-море плавание - плавание по внутренним водным путям с выходом в морские воды.
М-СП – смешанное река-море плавание с высотой волны 3,5 м обеспеченность высот волны 3 %
М-пр – морские, прибрежного плавания с высотой волны 2,5 м обеспеченность высот волны 3 %
О-пр – озерные, прибрежного плавания с высотой волны 2 м обеспеченность высот волны 3 %
Дедвейт – полная грузоподъемность судна, т.е. суммарная величина весов переменных грузов в тоннах (сумма веса полезного груза перевозимого судном, веса топлива, масла, технической и питьевой воды, веса пассажиров с багажом, экипажа и продовольствия). Дедвейт представляет собой разность между полным водоизмещением и водоизмещением порожним.
Дедвейт применяется только для торговых грузовых судов. Дедвейт при осадке под грузовую марку является показателем грузовместимости грузового судна и его основной эксплуатационной характеристикой.
Категории танкеров – в зависимости от дедвейта (морские суда по размерам):
GP (General Purpose) - малотоннажные танкеры (6000 - 16499 т); используются для специальных перевозок, в том числе для перевозок битумов;
GP - танкеры общего назначения (16500 - 24999 т); используются для перевозок нефтепродуктов;
MR (Medium Range) - среднетоннажные танкеры (25000 - 44999 т); для перевозок нефти или нефтепродуктов;
LR1 (Large/Long Range1) - крупнотоннажные танкеры 1 класса (45000—79999 т); используются для перевозок темных нефтегрузов;
LR2 - крупнотоннажные танкеры 2 класса (80000 - 159999 т);
VLCC (Very Large Crude Carrier) - крупнотоннажные танкеры 3 класса (160000 - 320000 т);
ULCC (Ultra Large Crude Carrier) - супертанкеры (более 320000 т); для перевозок нефти со Среднего Востока до Мексиканского залива.
К наливным судам относятся следующие типы судов:
нефтеналивное судно – судно, предназначенное для перевозки наливом сырой нефти и нефпродуктов с температурой вспышки 60 °С и ниже и с давлением паров по Рейду ниже атмосферного;
нефтеналивное судно – морское судно, предназначенное для перевозки наливом нефтепродуктов с температурой вспышки более 60 °С;
химовоз – судно, предназначенное для перевозки наливом опасных химических грузов;
газовоз – судно, предназначенное для перевозки наливом сжиженных газов.
Комбинированные суда – суда, предназначенные для перевозки наливом сырой нефти и нефтепродуктов, а также навалочно-насыпных грузов:
нефтерудовоз – судно типа О/О – oil/ore (нефть/руда);
нефтенавалочник – судно типа ОВО oil/bulk/ore (нефть/навал/руда).
Устройство судна.
Устройство судов внутреннего плавания в большинстве случаев принципиально не отличается от устройства судов морского флота, исключение составляют некоторые специфичные для речного флота типы судов (самоходные и несамоходные суда-площадки, толкачи).
Грузовые суда внутреннего плавания, как правило, меньше аналогичных судов морского флота, этот масштабный фактор, а также вынужденный по условиям эксплуатации выбор нерациональных, с точки зрения ходкости, соотношений L/В и В/Т главных размерений судна (L, В, и Т — длина, ширина и осадка судна) приводит к увеличению удельного (на 1 т водоизмещения) сопротивления воды движению судна.
Все суда независимо от их типа и эксплуатационного назначения имеют общие конструктивные элементы: корпус, надстройки и рубки с оборудованием, судовые энергетические установки, движители, судовые устройства, судовые системы и трубопроводы, электро- и радиооборудование, специальные системы и оборудование (грузовая, зачистная система).
Корпус (надстройки рубки).
Корпусом судна – называют водонепроницаемую оболочку той или иной формы коробчатой конструкции, состоящую из обшивки и настилов, подкрепленных набором, и разделенную по длине и ширине поперечными и продольными переборками. Корпус судна ограничивается днищевым, палубным и бортовыми перекрытиями.
Корпус судна, с точки зрения прочности, рассматривают как мощную пустотелую коробчатую балку переменного сечения, образованную бортами, днищем и верхней палубой и подкрепленную поперечными и продольными переборками и палубами.
Балки главного направления – наиболее часто поставленные балки перекрытия. Перпендикулярные к ним балки называют перекрестными связями. Корпус большинства судов в оконечностях заканчивается прочными балками – штевнями, в носу – форштевнем, а в корме – ахтерштевнем.
Водонепроницаемость корпуса обеспечивается наружной обшивкой и настилом верхней палубы, которые крепятся к балкам, образующим набор корпуса судна («скелет» судна).
Балки различного профиля (полосы, угольники, т-образные) являются элементами перекрытия образующими вместе со стальными листами набор судна.
В зависимости от положения в корпусе судна различают перекрытия: палубы, бортов, днища и переборок.
Система набора определяется направлением большинства балок и бывает поперечная, продольная и клетчатая (комбинированная).
Если в перекрытии балки главного направления расположены вдоль судна, то такое перекрытие набрано по продольной системе набора. Балками главного направления в средних днищевых, бортовых и палубных перекрытиях являются соответственно днищевые, бортовые и подпалубные продольные рёбра жёсткости: стрингеры, карлингсы и киль. Перекрёстными связями служат флоры, шпангоуты и бимсы. Применение продольной системы в средней части длины судна позволяет обеспечить высокую продольную прочность. Поэтому данная система применяется на длинных судах, испытывающих действие большого изгибающего момента. Если балки главного направления идут поперек судна, то это перекрытие набрано по поперечной системе набора. При поперечной системе набора балками главного направления будут: в палубных перекрытиях – бимсы, в бортовых – шпангоуты, в днищевых – флоры.При комбинированной (клетчатой) системе набора палубные и днищевые перекрытия в средней части длины корпуса набираются по продольной системе набора, а бортовые перекрытия в средней части и все перекрытия в оконечностях – по поперечной системе набора. Такое комбинирование систем набора перекрытий позволяет более рационально решить задачи общей продольной и местной прочности корпуса, а также обеспечить хорошую устойчивость листов палубы и днища при их сжатии. Комбинированная система набора применяется на крупнотоннажных сухогрузных судах и танкерах.
По длине (иногда и по ширине) корпус разделяется вертикальными перегородками - переборками.
Для уменьшения заливания носовой оконечности и увеличения объема помещений палубу и борта над форпиком и ахтерпиком зачастую приподнимают над уровнем палубы – образуются бак (полубак) и ют. Надстройка служит для размещения жилых, служебных и других помещений и может размещаться в один или несколько ярусов. Бак и ют также являются надстройками. Надстройки шириной, меньшей чем основной корпус, называют рубками.
Твиндек – междупалубное пространство внутри корпуса судна между двумя палубами. При наличии трёх палуб различают верхний и нижний твиндеки, при большем количестве палуб — верхний твиндек, второй твиндек, третий твиндек и далее, сверху вниз. Твиндек служит для размещения грузов или пассажиров и экипажа.
Коффердам – узкий непроницаемый отсек, разделяющий соседние помещения на судне. Коффердам препятствует проникновению выделяемых нефтепродуктами газов из одного помещения в другое. Коффердамы изолируют, жилые помещения от цистерн для жидкого топлива. На танкерах грузовые цистерны отделены коффердамами от носовых помещений и от машинного отделения. При перевозке грузов с низкой температурой вспышки коффердамы заполняют водой. Скапливающиеся в коффердамах газы удаляются через вентиляционную систему.
Судовая энергетическая установка.
Судовая энергетическая установка – комплекс машин, механизмов, теплообменных аппаратов, источников энергии, устройств и трубопроводов и прочих систем – предназначенных для обеспечения движения судна, а также снабжения энергией различных его механизмов.
В состав энергетической установки входят:
Главная энергетическая установка (приводящая судно в движение) – главный двигатель, судовой движитель.
Вспомогательные механизмы – для обеспечения судна электроэнергией, паром (для бытовых нужд или очистки танков), опресненной водой и др.
Грузовая марка и марки углубления
Водоизмещение судна – количество воды, вытесненной подводной частью корпуса Масса этого количества воды равна массе всего корабля, независимо от его размера, материала и формы. Измеряется в единицах объема (объемное Водоизмещение) или массы (массовое Водоизмещение).
Объемное Водоизмещение численно равняется объему подводной части корпуса судна ниже ватерлинии, включая выступающие части (рули, винты, кронштейны и т. п.), массовое Водоизмещение - массе всего судна и находящихся на нем грузов, включая судовые запасы, твердый и жидкий балласт.
Все коммерческие суда должны иметь на борту отметку под названием грузовая марка (также известна под названиями Load line, Plimsoll line).
Эта отметка определяет уровень, до которого судно может быть безопасно нагружено, то есть грузовую ватерлинию. При загрузке судна оно садится глубже в воду и отметка опускается ближе к поверхности воды.
Ватерлиния – линия соприкосновения спокойной поверхности воды с корпусом плавающего судна.
Различают следующие ватерлинии:
-конструктивная ватерлиния (КВЛ) - расчетная, определяемая для полной загрузки судна;
-грузовая ватерлиния - рассчитанная для заранее определенной нагрузки и условий плавания;
-действующая ватерлиния — текущая, при данной нагрузке и условиях.
Грузовая марка представляет собой круг с горизонтальной отметкой ватерлинии в центре (для плавания летом в океане при плотности воды 1,025 кг/м3) и так называемой «гребенкой». Горизонтальные линии на «гребенке» - это сезонные марки, определяющие минимальную высоту надводного борта в различных условиях плавания. Грузовая марка наносится на обоих бортах судна, в миделевом сечении.

Обозначения над горизонтальными линиями расшифровываются так: Л (S) — летний надводный борт для морской воды; 3 (W) — зимний надводный борт для морской воды; Т (Т) — тропический надводный борт для морской воды; ЗСА (WNA) — зимний надводный борт для Северной Атлантики; П (F) — надводный борт для пресной воды; ТП (TF) — тропический надводный борт для пресной воды.

Мидель, миделевое сечение (от нидерл. middel, буквально - средний, середина) - наибольшее по площади поперечное сечение тела, движущегося в воде или воздухе.

1. Грузовая марка 2. Надводный борт 3. Летняя ватерлиния 4. Марки углублений 5. Осадка 6. Мидель, средняя часть судна
Марки углублений (марки осадки) – это вертикальные шкалы, наносимые на наружной обшивке обоих бортов судна в районе форштевня и ахтерштевня, а так же на мидель-шпангоуте. Марки углублений обозначают углубление судна - расстояние от действующей ватерлинии до нижней кромки горизонтального киля. Марки углублений делаются в метрической системе и отмечаются на борту судна, арабскими цифрами высотой 10 см, расположенными на такой же высоте друг от друга, при этом указывается каждый метр осадки. Так же марки углублений отмечаются в футах c высотой цифр 0,5 фута
Марки углубления ни в коем случае нельзя путать с грузовой маркой, так как они служат только для измерения фактической носовой и кормовой осадки на данный момент.
Крен и деферент.
Крен – положение судна, при котором плоскость его симметрии отклонена от вертикали к земной поверхности. Крен возникает при разворотах и др. манёврах. У судна постоянный (статический) крен возникает при несимметричной (относительно продольной вертикальной плоскости) загрузке, приёме балласта на один борт. Переменный (динамический) крен при воздействии переменных поперечных сил (например от волн во время бортовой качки судна).
Дифферент – угол отклонения корпуса судна от горизонтального положения в продольном направлении, разница осадок кормы и носа судна.
Как определяют осадки и дифферент судна. Марки углубления показывающие осадку судна. Для определения осадки и дифферента в носовой и кормовой частях на обоих бортах наносят марки углубления в дециметрах арабскими цифрами. Нижние кромки цифр соответствуют той осадке, которую они обозначают.
Если осадка кормой больше осадки носом, то судно имеет дифферент на корму и, наоборот, при осадке кормой меньше осадки носом – дифферент на нос. Дифферент имеет знак плюс (положительный), если дифферент на корму - то есть осадка носом меньше, чем осадка кормой. Дифферент имеет знак минус (отрицательный), если дифферент на нос - то есть осадка носом больше, чем осадка кормой. Дифферент равен нулю, если осадки носом и кормой равны, т.е. судно – на ровном киле.
При крене давление со стороны накрененного борта больше и судно стремится уклониться в сторону повышенного борта. Поэтому для удержания судна на курсе приходится перекладывать руль в сторону накрененного борта, что увеличивает силу сопротивления и соответственно уменьшает скорость хода.
При дифференте на нос устойчивость судна на курсе ухудшается, увеличивается рыскливость, уменьшается скорость. При большом дифференте на корму судно становится увальчивым, плохо держится на курсе и очень реагирует на ветер и волну Нормальным считается незначительный дифферент на корму, при котором обычно улучшается поворотливость и ходкость судна.
Газовозы
Газовозы предназначены для перевозки сжиженных природных и нефтяных газов.Перевозимые морем газы разделяются на природный (метан) и нефтяные (бутан, пропан и др.). Природный газ — один из важнейших источников энергетического сырья. Нефтяные газы в основном используются в качестве сырья для химической промышленности.
Перевозки газа на судах целесообразны лишь в сжиженном виде, когда объем природного газа уменьшается более чем в 600 раз, а нефтяных - в 200-300 раз. Природный газ сжижается при очень низкой температуре (около минус 162°С), поэтому его перевозка должна осуществляться в условиях глубокого охлаждения. Суда для перевозки сжиженного природного газа (LNG - liquefied natural gas) называются газовозами LNG.
Нефтяные газы переводятся в сжиженное состояние путем повышения давления примерно до 18 кг/см2 (для пропана) или его охлаждением до минус 48°С при атмосферном давлении; либо комбинацией двух способов. Суда для перевозки сжиженного нефтяного газа (LРG - Liquefied petroleum gas ) называются газовозами LРG.
Для перевозки малых партий нефтяных газов обычно используют газовозы, оборудованные вкладными цистернами под давлением. В настоящее такие газовозы практически не строят, а используются суда с комбинированным способом сохранения транспортируемого нефтяного газа в сжиженном состоянии, т. е. суда с цистернами, рассчитанными на несколько увеличенное давление (по сравнению с атмосферным) с одновременным охлаждением.
Перевозка природного газа при низкой температуре предъявляет особые требования к конструктивному оформлению грузовых помещений и к применяемым для их изготовления материалам. В настоящее время широкое практическое применение нашли две систем грузовых танков для прервозки природного газа.
Система вкладных сферических танков, изготовляемых из алюминиевых сплавов с наружной изоляцией из пенополиуретана.
Система со встроенными мембранными танками, в которой внутренняя обшивка танка представляет собой тонкую (0,5—1,2 мм) мембрану, наложенную на слой изоляции, закрепляемой на бортах, втором дне и палубе судна. В качестве изоляции используется пенополиуретан, стекловата. Применение мембранных систем позволяет снизить расход металла, и увеличить полезное использование объема судна. Однако мембранные танки чрезвычайно сложны в изготовлении.
Для выполнения грузовых операций газовозы оборудуют грузовой системой, состоящей из насосов, компрессоров, трубопроводов и промежуточной цистерны. Так как в грузовые цистерны принимать водяной балласт запрещается, на газовозах оборудуют балластные цистерны (в двойном дне или по бортам).
Транспортировка сжиженных газов связана с повышенной взрывоопасностью груза. Во избежание образования взрывоопасных газо-воздушных смесей на газовозах предусмотрена надежная вентиляция компрессорных отделений, располагаемых в носу, и сигнализация об образовании опасных концентраций газа. Для тушения пожаров обычно применяют углекислотную систему.
В качестве энергетических установок на газовозах LNG используют главным образом паротурбинные установки, работающие как на нефтяном топливе, так и на смеси его с испаряющимся газом.
Химовозы
Химовоз – это наливное судно для перевозки жидких и расплавленных химических веществ (за исключением сжиженных газов), опасных для людей и окружающей среды.
Суда-химовозы перевозят свыше 500 различных жидких продуктов нефтехимии, растительные, рыбные и животные жиры, производные углеводов, а также органические и неорганические кислоты. Большинство грузов перевозится в танках из малоуглеродистой стали с различными покрытиями: силикат цинка, эпоксидные и фенольные смолы, полиуретан и другие виды резины. Для перевозки продуктов, вызывающих коррозию малоуглеродистой стали или требующих сохранения особой чистоты продукта, используют дорогостоящие танки из нержавеющей стали.
В соответствии с потенциальной опасностью суда для перевозки химических грузов, подразделяются на три типа.
Суда типа 1 предназначены для перевозки продуктов, представляющих очень большую опасность для окружающей среды и человека (например, хлоросульфоновая кислота НSO3Cl) и требующих максимальных мер для предотвращения утечки груза.
Суда типа 2 перевозят грузы, занимающие промежуточное положение между агрессивными жидкостями и веществами, близкими к обычным нефтепродуктам (азотная кислота).
Суда типа 3 предназначаются для перевозки грузов, по своим свойствам лишь незначительно отличающихся от обычных нефтепродуктов (уксусная кислота)
Правила ИМО (Международная морская организация или ИМО International Maritime Organization) допускают применение грузовых емкостей двух типов:
Вкладных, оболочка которых не входит в состав корпусных конструкций.
Встроенных, являющихся частью корпуса судна.
Для коррозионно-агрессивных, токсичных и реагирующих с водой грузов рекомендуются вкладные емкости, а применение встроенных танков допускается при условии, что они отделены от наружной обшивки коффердамами или пустыми танками. На большинстве судов применяется второе решение. На химовозах типа I обычно применяются вкладные танки, типа II — встроенные плакированные, а типа III — обычные.
Устройство полевых магистральных трубопроводов
Наиболее эксплуатируемыми являются следующие полевые магистральные трубопроводы:
- трубопровод диаметром 100 мм, длиной 100 и 150 км (ПМТ-100);
- трубопровод диаметром 150 мм, длиной 150 км со стальными трубами (ПМТ-150);
- трубопровод диаметром 150 мм, длиной 150 км с алюминиевыми трубами (ПМТА-150).
В сокращенных названиях трубопроводов, указанных в скобках, буквы и цифры обозначают: П — полевой, М — магистральный, Т — трубопровод, А — алюминиевый. Цифры 100 и 150 обозначают условный диаметр трубопровода в миллиметрах.
Основные технические показатели полевых магистральных трубопроводов приведены в табл. 1.
Таблица 1
Основные технические показатели полевых
магистральных трубопроводов.
Наименование показателей ПМТ-100 ПМТ-150 ПМТА-150
Длина комплекта, км 150
150
150
Производительность перекачки, т/сутки
700 2000 2000
Рабочее давление, кг/см225 25 25
Испытательное давление, кг/см238 38 38
Вес комплекта, т 1050 2470 12т0
Вес трубы, т 31,4 78,0 32,0
Длина трубы, м6 6 6

Количество трубопроводного оборудования, входящего в комплекты трубопроводов, рассчитано для обеспечения развертывания и эксплуатации их на среднепересеченной местности. Для обеспечения развертывания и эксплуатации трубопроводов ПМТ-100 в гористой местности поставляются специальные дополнительные комплекты трубопроводного оборудования. В состав комплектов трубопроводов ПМТ-100 и ПМТ-150 входит такое количество труб, которое позволяет проложить на ровной местности трубопроводы протяженностью соответственно 108 и 162 км. На среднепересеченной местности такое количество труб обеспечивает прокладку трубопроводов соответственно на 100 и 150 км с учетом неровностей рельефа и необходимости преодоления различных естественных и искусственных препятствий.
Оборудование, входящее в комплект трубопровода, может быть разделено на следующие группы:
- линейное оборудование;
- насосные установки с обвязками (насосные станции);
- аварийное оборудование;
- вспомогательное оборудование.
Линейное оборудование трубопровода
К линейному оборудованию трубопровода относится оборудование, устанавливаемое в основном в линию трубопровода: трубы, вставки, соединительные муфты, резиновые уплотнительные кольца, задвижки, обратные клапаны, регуляторы давления, фасонные части.
Трубы
Трубы являются основным оборудованием, входящим в комплекты полевых магистральных трубопроводов. Они составляют 80-85 % веса комплектов трубопроводов ПМТ-100 и ПМТ-150 и 70 % веса комплекта трубопровода ПМТА-150. Для перевозки труб используется до 85 % транспорта, необходимого для перемещения всего комплекта трубопровода. Трубы хранятся в штабелях (рис. 1). В комплекты трубопроводов ПМТ-100 входят стальные электросварные трубы размером 102X2X6000, в комплект трубопровода ПМТ-150 — стальные электросварные трубы размером 152ХЗ,25Х Х6000, а в комплект трубопровода ПМТА-150 — алюминиевые прессованные трубы размером 153X4,5X6000. В обозначении размера труб первые цифры показывают наружный диаметр трубы, вторые — толщину стенки и третьи — длину трубы в миллиметрах. Для изготовления труб полевых магистральных трубопроводов ПМТ-100 и ПМТ-150 используются стальные электросварные трубы, поставляемые трубными заводами. Эти трубы изготовляются малоуглеродистой стали марки Ст. 10. К концам заготовки трубы, полученной с трубопрокатного завода, привариваются специальные манжеты с кольцевыми выточками под соединительные муфты (рис. 2).

Рис. 1. Хранение труб Ду-150 в штабелях (вариант)

Рис. 2. Труба с манжетами: 1 — труба; 2 — манжета; 3 — венчик манжеты
После приварки манжет для защиты труб от коррозии на их поверхность наносится защитное покрытие. Трубы диаметром 100 мм подвергаются оцинковке, причем цинковое покрытие наносится одновременно на наружную и внутреннюю поверхности труб. Трубы диаметром 150 мм окрашиваются. При этом на внутреннюю поверхность труб и всю поверхность манжет наносится специальное бензостойкое антикоррозионное эмалевое покрытие, а наружная поверхность труб окрашивается нитроэмалью защитного цвета.
Для изготовления труб полевого магистрального трубопровода ПМТА-150 используются прессованные трубы, изготовляемые из алюминиевого сплава ЛМГ-3. К концам заготовки трубы, так же как и к стальной трубе, привариваются манжеты с кольцевыми выточками под соединительные муфты. Манжеты изготовляются из алюминиевого сплава АМГ-6, обладающего большей прочностью и твердостью, чем сплав АМГ-3.
Конфигурация манжеты алюминиевой трубы несколько отличается от конфигурации манжеты стальной трубы (рис. 3). Это различие обусловлено способом приварки манжет к трубам: к стальным трубам манжеты привариваются швом внахлестку, а к алюминиевым - стыковым швом.


Рис. 3. Манжеты труб:
а — манжета стальной трубы; б — манжета
Приварка манжет стыковым швом обеспечивает большую прочность сварного соединения, чем приварка швом внахлестку, но она менее удобна в производстве. Необходимая прочность сварного соединения манжеты со стальной трубой вполне обеспечивается сваркой швом внахлестку, в то время как необходимая прочность сварного соединения манжеты с алюминиевой трубой может быть достигнута только сваркой стыковым швом. Наряду с трубами длиной 6 м в комплектах трубопроводов имеются также короткие трубы-вставки. Вставки используются при монтаже обвязок насосных станций, резервуарных групп и в линии трубопровода, где не укладываются трубы длиной 6 м. В комплектах трубопроводов диаметром 100 мм вставки имеют длину 0,3; 0,9; 1,2 и 1,8 м, а в комплектах трубопроводов диаметром 150 мм — 0,35; 0,85 и 1,8 м. Длина вставок (кроме вставок длиной 1,8 м) выбрана из расчета кратности их стро-ительной длине запорной и регулирующей арматуры (задвижки, обратные клапаны и регуляторы давления).
Для обеспечения безопасности и надежности работы трубопроводов ПМТ-100, проложенных через дороги, в их комплектах имеются специальные усиленные трубы, изготовленные из катаных труб с толщиной стенки 5 мм. В комплектах трубопроводов ПМТА-150 роль усиленных труб выполняют имеющиеся стальные трубы размером 152X3,25X6000.
Муфты и кольца
К соединению труб полевых магистральных трубопроводов предъявляется ряд специфических требований, выполнение которых необходимо для надежной работы трубопроводов на местности в сложных географических и климатических условиях. Соединительное устройство должно обеспечивать:
- механическую прочность и полную герметичность трубопровода при давлении в нем от 0 до 38 кг/см2;
- компенсацию температурных изменений;
- поворот одной трубы относительно другой на угол 3-4°;
- сборку и разборку трубопровода с затратой минимально возможного времени;
- возможность замены отдельных труб на собранном трубопроводе.
Соединительное устройство должно быть малогабаритным, малодетальным, простым по конструкции, технологичным и недорогим в изготовлении. Детали соединительного устройства должны быть стойкими к нефтепродуктам и воде и работоспособными после многократного монтажа и демонтажа трубопровода. Из всех существующих на сегодня соединений наиболее полно отвечает перечисленным выше требованиям соединение типа МПТ (рис. 4), которое и принято для полевых магистральных трубопроводов. Любое соединительное устройство труб, работающих под давлением, должно иметь комплекс деталей и рабочих поверхностей, обеспечивающих надежное соединение элементов трубопровода, восприятие всех нагрузок, возникающих при работе, и герметичность трубопровода.

Рис. 4. Общий вид соединения труб в сборе:
1 — труба; 2 — соединительная муфта; 3 — резиновое уплотнительное кольцо
Основные размеры и вес труб приведены в таблице 2
Основные размеры и вес труб. Таблица 2
Трубопроводы Мате риал труб
Размеры, ммD0 D1 б D2 D3 D4 А Б В L Вес, кгПМТ-100 Ст. 10 102 98 2 107±0,25 113+0,4 114 16±0,25 10±0,25 9 6000±25 31,4
ПМТ-150 Ст. 10 152 145,5 3,25 157±0,25 166+0,4 168 16±0,25 11±0,25 8 6000±25 78,0
ПМТА-150 АМГ-3 153 144 4,5 157±0,25 166+0,4 168 16±0,25 11±0,25 5 6000±25 32,0
Трубы и другие элементы полевых магистральных трубопроводов с соединением типа МПТ монтируются с помощью соединительных муфт. Соединительная муфта (рис. 5) состоит из двух полумуфт, одна из которых имеет откидные болты с гайками. Па откидных болтах имеется по две шайбы: большая шайба является опорной под гайки при монтаже соединительной муфты, а малая — ограничителем для гайки при демонтаже муфты.

Рис. 5. Соединительная муфта МПТ-15-4:
1 — полумуфта; 2 — откидной болт; 3 — ось; 4 — шайба; 5 — гайка
Полумуфты изготовляются из ковкого чугуна отливкой их в землю. Все размеры полумуфт получаются в литье, за исключением двух — внутреннего диаметра по бурту и высоты лап.
Эти два размера получаются после механической обработки литья. Полумуфты окрашиваются нитроэмалью защитного цвета, а откидные болты, оси, гайки и шайбы - оцинковываются.
При монтаже соединения полумуфты надеваются на трубы или другие элементы трубопровода так, чтобы их бурты входили в кольцевые выточки манжет, после чего равномерно затягиваются откидные болты. Смонтированная муфта надежно удерживает соединенные между собой детали трубопровода. Размеры манжет и соединительных муфт подобраны так, что они позволяют повернуть одну трубу относительно продольной оси другой трубы в любой плоскости на угол 3-4°, а также обеспечивают самокомпенсацию температурных изменений.
Полевые магистральные трубопроводы ПМТ-100 укомплектовываются соединительными муфтами МПТ-10-4, трубопроводы ПМТ-150 и ПМТА-150 муфтами МПТ-15-4.
Основные размеры и вес соединительных муфт приведены в таблице 3.
Основные размеры и вес соединительных муфт. Таблица 3
Марка муфт Основные размеры, ммD1 D2 D3 А Б Вес, кгМПТ-10-4
МПТ-15-2
МПТ-15-4 108
159
159 134
189
189 160
224
224 50
50
52 38
38
38 2,8
6,2
6,5
Герметичность трубопровода в местах соединений обеспечивается резиновыми уплотнительными кольцами (рис. 6). Уплотнительные кольца изготовляются из маслобензостойкой резины методом формовки: стальные прессформы с полостями, соответствующими конфигурации и размерам кольца, заполняются специально приготовленной резиновой смесью и выдерживаются в течение 20 мин при температуре 140 °С, при этом происходит вулканизация резины.

Рис. 6. Резиновое уплотнительное кольцо:
а — общий вид кольца; б — схема кольца
При монтаже соединения резиновое кольцо своими уплотняющими поясками надевается на венчики манжет двух соединяемых труб. Размеры резинового уплотнительного кольца подобраны так, что оно надевается на венчик манжеты с определенным натягом. После этого на резиновое уплотнительное кольцо надеваются верхняя и нижняя полумуфты и затягиваются откидные болты. При этом резиновое кольцо, плотно охватываемое внутренней полостью соединительной муфты, еще сильнее прижимается своими уплотняющими поясками к венчикам манжет соединяемых труб. Предварительный натяг резинового уплотнительного кольца, получаемый при надевании его на венчики манжет соединяемых труб и последующем обжатии его соединительной муфтой, необходим для обеспечения герметичности соединения при отсутствии в трубопроводе давления.
При возрастании давления в трубопроводе герметичность соединений создается самой конструкцией резинового уплотнительного кольца, обеспечивающей работу его по принципу самоуплотнения: с повышением давления в трубопроводе жидкость сильнее давит на внутреннюю полость кольца и плотнее прижимает его уплотняющие пояски к венчикам манжет, в результате/чего герметичность соединения улучшается. Перемещение труб относительно друг друга в любом направлении в пределах, допускаемых конструкцией данного соединительного устройства, не влияет на герметичность соединения.
Основные размеры и вес резиновых уплотнительных колец приведены в таблице 5.5.
Основные размеры и вес резиновых уплотнительных колец. Таблица 5.5
Размеры, ммВес, кгДуD1 D2 D3 А Б В 100
150 106
156 108
158 131
185 30
30 24
24 11
11 0,120
0,190
5.1.3.3 Фасонные части трубопровода
К фасонным частям трубопровода относятся тройники, угольники и переходники (рис. 7).

Рис. 7. Фасонные части трубопровода ПМТ-100:
а — тройник прямой; б — угольник 90°; в — угольник 45°; г — переходник
Тройники используются для устройства различных ответвлений от полевых магистральных трубопроводов. В больших количествах они используются в обвязках насосных станций и при оборудовании начальных, промежуточных и конечных пунктов трубопровода.
Тройники для трубопроводов ПМТ-100 изготовляются из стальных катаных труб с толщиной стенки 5 мм, а для трубопроводов ПМТ-150 — из труб с толщиной стенки 6 мм и приварными манжетами.
Ранее они изготовлялись для трубопроводов ПМТ-100 из труб с толщиной стенки 8 мм с проточкой на них кольцевых канавок под соединительные муфты, а для трубопроводов ПМТ-150 — из труб с толщиной стенки 3,25 мм и приварными манжетами.
Для изменения направления трубопровода используются угольники. В комплекты полевых магистральных трубопроводов входят угольники под 45 и 90°. Угольники под 45° используются на трассе в линии трубопроводов, угольники под 90° — как в линии трубопроводов, так и в обвязках насосных станций и при оборудовании начальных, промежуточных и конечных пунктов трубопровода. Изготовляются угольники для трубопроводов ПМТ-100 и ПМТ-150 из тех же труб, что и тройники.
Для соединения между собой труб диаметром 100 и 150 мм применяются переходники. Переходники используются также для подсоединения трубопроводов к насосным установкам.
Трубопроводы ПМТА-150 укомплектовываются стальными тройниками, угольниками и переходниками из комплекта трубопровода ПМТ-150.
Запорная и регулирующая арматура
К запорной и регулирующей арматуре полевых магистральных трубопроводов относятся задвижки, обратные клапаны и регуляторы давления.

Рис. 8. Задвижка Ду-100:
1 — корпус; 2 — клин; 3 —гайка шпинделя; 4 — наплавка в корпус; 5 — наплавка в клин; 6 — крышка корпуса; 7 — шпиндель; 8 — шпилька; 9 — фланец; 10 — сальниковая коробка; 11 — накидная гайка; 12 — втулка на гайки; 18 — стопорное кольцо; 13— ступица; 14 — гайка; 15 — крышка маховика; 16 — винт; 17 — крышка гайки; 19 — маховик; 20 — указатель; 21 — набивка; 22 — втулка; 23 — кольцо; 24 — прокладка; 25 — шпилька; 26 — гайка; 27 — прокладка; 28 — гайка; 29 — болт; 30 — гайка; 31 — шкала указателя; 32 — болт; 33 — клапан; 34 — пружина клапана; 35 — корпус клапана; 36 — прокладка; 37 — пробка; 36 — стопорный винт; 39 — прокладка; 40 — крышкаЗадвижки. Для разобщения отдельных участков трубопровода используются задвижки. Они устанавливаются в линии трубопровода, в обвязках насосных станций, а также в обвязках начальных, промежуточных и конечных пунктов трубопровода. В комплектах полевых магистральных трубопроводов ПМТ-100 используются стальные клиновые задвижки Ду-100 с невыдвижным шпинделем, а в комплектах трубопроводов ПМТ-150 и ПМТА-150 — задвижки Ду-150.
Задвижка Ду-100 (рис. 8) состоит из корпуса 1, крышки 6 корпуса, клина 2, шпинделя 7, сальникового устройства, маховика 19 и устройства для отключения его.
Корпус задвижки, крышка корпуса, клин и маховик отливаются из стали. Корпус имеет фланец с десятью отверстиями под шпильки для крепления к нему крышки 6. На двух патрубках корпуса имеются кольцевые выточки под соединительную муфту МИТ-10-4 для монтажа задвижки в линию трубопровода. В нижней части корпуса имеются два расположенных перпендикулярно друг к другу ребра, предназначенных для придания задвижке устойчивости при установке ее на грунте в вертикальном положении.
Внутри корпуса имеются две уплотняющие поверхности, к которым при закрытом положении задвижки прилегает своими уплотняющими поверхностями клин 2. Эти две уплотняющие поверхности работают на трение. Для уменьшения износа и сохранения уплотняющей способности этих поверхностей на них наплавляются износоустойчивые материалы.
На уплотняющие поверхности корпуса задвижки делается наплавка из нержавеющей стали марки Х18Н9Т, а на уплотняющие поверхности клина — наплавка из нержавеющей стали марки 2X13. После наплавки уплотняющие поверхности корпуса задвижки и клина подвергаются механической обработке и притирке. Между фланцем корпуса задвижки и крышкой устанавливается прокладка 27 из паронита, обеспечивающая герметичность соединения.
Па крышке корпуса 6 устанавливается сальниковое устройство, предназначенное для создания уплотнения на шпинделе. Сальниковое устройство крепится к крышке шестью шпильками с гайками с помощью фланца 9. Для создания герметичности между сальниковой коробкой 10 и крышкой 6 ставится прокладка 24 из паронита. Сальниковое устройство состоит из сальниковой коробки 10, набивки 21, втулки 12 и накидной гайки 11.
Уплотнение на шпинделе создается сальниковой набивкой. При повороте накидной гайки 11 она по резьбе опускается вниз, увлекая за собой втулку 12. Втулка 12 сжимает сальниковую набивку в корпусе, в результате чего происходит уплотнение шпинделя в этом месте.
Между крышкой корпуса 6 и сальниковой коробкой 10 устанавливается шпиндель 7, положение которого фиксируется упорным буртом на нем, латунным кольцом 23, запрессованным в крышку 6, и латунной втулкой 22, запрессованной в сальниковую коробку 10. Шпиндель 7, зажатый своим упорным буртом между кольцом 23 и втулкой 22, может свободно вращаться, не перемещаясь ни вверх, ни вниз. Кольцо 23 и втулка 22 изготовляются из латуни для уменьшения трения и обеспечения легкого скольжения шпинделя при его, вращении.
В верхней части шпинделя крепится маховик 19, на нижней его части от упорного бурта и до конца нарезана трапецеидальная резьба, по которой перемещается гайка шпинделя 3. Гайка шпинделя 3 своей прямоугольной головкой помещается в пазе клина 2 такой же формы.
При вращении шпинделя гайка 3, не имея возможности вращаться, перемещается вдоль шпинделя вверх или вниз, увлекая за собой клин 2, который перемещается по двум направляющим, имеющимся на боковых стенках корпуса задвижки. Клин 2, перемещаясь вверх или вниз, соответственно открывает или перекрывает проходное сечение задвижки и, следовательно, всего трубопровода. В крайнем нижнем положении клина проходное сечение задвижки перекрывается и за счет уплотняющих поверхностей корпуса задвижки и клина обеспечивается полная герметичность примыкающих к задвижке участков трубопровода.
Задвижка Ду-100 является полнопроходной. Это значит, что при нахождении клина 2 в крайнем верхнем положении проходное сечение задвижки полностью открыто и через него можно пропустить различные приспособления для зачистки трубопровода или для разделения двух последовательно перекачиваемых сортов горючего.
Для определения степени открытия проходного сечения задвижка имеет специальное устройство, состоящее из указателя 20 и шкалы 31 указателя. Конец указателя 20 находится в вертикальной прорези шкалы 31, прикрепленной болтом 32 к фланцу 9, чем предупреждается проворачивание его вокруг шпинделя.
Указатель 20, перемещаясь по резьбе вдоль шпинделя вверх или вниз, показывает на шкале степень открытия задвижки. Шкала имеет деления, соответствующие положению клина при закрытой задвижке, открытой на 1/4, 1/2 3/4 и полностью открытой. Клин 2 полностью перекрывает проходное сечение задвижки примерно за 12 оборотов маховика.
Конструкция задвижки обеспечивает работу ее в линии трубопровода в любом положении, при этом герметичность ее не нарушается.
Чтобы посторонние лица не могли управлять задвижкой на трассе трубопровода, она снабжена специальным устройством, позволяющим отключать маховик 19 от шпинделя 7. Это устройство состоит из ступицы 13, крышки 15 маховика, гайки 14, винта 16, крышки 17 гайки и стопорного кольца 18.
Маховик 19 соединяется со шпинделем 7 путем надевания его на два четырехгранника в верхней части шпинделя. При этом маховик садится на эти четырехгранники своими квадратными гнездами, имеющимися в ступице. На конце шпинделя 7 имеется хвостовик с резьбой. На хвостовик навертывается гайка 14, которая зажимается между крышкой маховика 15 и ступицей 13 пятью болтами так, чтобы гайка могла свободно вращаться. В торце хвостовика шпинделя 7 имеется отверстие с резьбой, в которое ввертывается винт 16, ограничивающий перемещение гайки 14 вверх. При вращении гайки 14 против часовой стрелки гайка перемещается по резьбе хвостовика шпинделя 7 вверх и увлекает за собой маховик 19.
При перемещении вверх маховик 19 выходит из зацепления с четырехгранниками шпинделя и начинает свободно вращаться вокруг него. При этом гайка 14 не вращается, находясь в крайнем верхнем положении. В этом положении маховик отключен, вращение его не передается на шпиндель и, следовательно, управление задвижкой невозможно.
При отключении маховика от шпинделя необходимо соблюдать меры предосторожности, не прилагая больших усилий при вывертывании гайки 14 в крайнее верхнее положение, чтобы не срезать винт, ограничивающий ее перемещение.
Упасть задвижек, входящих в комплект трубопровода, имеет по два клапанных штуцера, которые используются для присоединения манометров при измерении давления в трубопроводе. Клапанные штуцера ввертываются на резьбе в отверстия, имеющиеся па корпусе задвижки. Штуцера размещены так, что обеспечивают замер давления в участках трубопровода, разобщенных закрытой задвижкой.


Рис. 9. Задвижка ДУ-150:
а — общий вид; б — схема; 1 — корпус; 2 — клин; 3 — гайка шпинделя; 4 — прокладка; 5 — шпилька; 6 — шпиндель; 7 — кольцо; 8 — прокладка; 9 — сальниковая коробка;
10 — втулка; 11 — шплинт; 12 — втулка; 13 — фланец; 14 — гайка; 15 — откидной болт; 16 — ступица; 17 — маховик; 18 — крышка маховика; 19 — винт; 20 — гайка; 21 — стопорное кольцо; 22 — крышка гайки; 23 — болт; 24 — кожух; 25 — винт; 26 — резьбовая втулка; 27 — ось откидного болта; 28 — сальниковая набивка; 29 — крышкаПри необходимости ввернуть манометр в клапанный штуцер задвижки из него вывертывается пробка 37, предохраняющая клапан от загрязнения. При ввертывании манометра его штуцер нажимает на клапан 33, сжимает пружину 34 клапана, выводит клапан из его гнезда и жидкость, находящаяся в задвижке, поступает к манометру. При вывертывании манометра клапан 33 под воздействием пружины 34 садится в свое гнездо, перекрывая выход жидкости из задвижки.
Задвижка Ду-150 (рис. 9) по своей конструкции аналогична задвижке Ду-100, за исключением сальникового устройства и указателя степени ее открытия. Сальниковое устройство задвижки состоит из сальниковой коробки 9 с двумя откидными болтами 15, сальниковой набивки 28, втулки 12 и фланца 13.
Уплотнение на шпинделе создается за счет поджатия сальниковой набивки в сальниковой коробке. Сальниковая набивка поджимается подтягиванием гаек 14 на откидных болтах 15.
Устройство, обеспечивающее определение степени открытии задвижки, состоит из резьбовой втулки 26, винта 25 и кожуха 24. Втулка 26 ввертывается в хвостовик фланца 13 сальника и винтом 25 соединяется со шпинделем, при этом винт находится в специальной канавке на шпинделе, благодаря чему втулка может свободно перемещаться вдоль шпинделя. При перемещении верхний пояс втулки 26 просматривается через окно в кожухе 24. Совмещение верхней крышки пояса с одним из делений шкалы, нанесенной на кожухе, показывает степень открытия задвижки. Клин полностью перекрывает проходное сечение задвижки за 16 оборотов маховика.
Основные размеры и вес задвижек полевых магистральных трубопро-водов приведены в таблице 5.6.
Таблица 5.6
Основные размеры и вес задвижек полевых
магистральных трубопроводов.
Наименование Размеры, ммВес, кгдиаметр проходного сечения строительная длина высота Задвижка Ду-100
Задвижка Ду-150 97 
145
300
350 553
836 44
96
Обратные клапаны. При развертывании и эксплуатации полевых магистральных трубопроводов в гористой местности большое внимание уделяется учету гидростатического давления. С явлением гидростатического давления в трубопроводе приходится сталкиваться во время остановок перекачки горючего по трубопроводу. При остановке перекачки горючее, находящееся в трубопроводе, своим весом давит на стенки труб и другого оборудования, включенного в линию трубопровода. Давление, действующее на стенки труб, измеряется весом столба жидкости над точкой трубопровода, в которой оно определяется, отнесенным к единице площади. Как уже упоминалось выше, рабочее давление полевых магистральных трубопроводов составляет 25 кг/см2. Поэтому и гидростатическое давление в любой точке трубопровода не должно превышать этой величины. Для разгрузки трубопроводов от гидростатического давления свыше 25 кг/см2 и предотвращения движения горючего в обратном направлении на восходящих участках трассы при прекращении перекачки используются обратные клапаны. Они устанавливаются также в обвязке насосных станций для автоматического пропуска горючего мимо станции при ее внезапной остановке и для автоматического разобщения всасывающей и напорной линий после запуска насосной станции.

Рис. 10. Обратный клапан Ду-100:
а — общий вид; б — схема; 1 — корпус; 2 — захлопка; 3 — ось; 4 — рычаг; 5 — ось; 6 — прокладка; 7 — крышка корпуса; 8 — втулка; 9 — набивка; 10 — накидная гайка;
11 — втулка; 12 — шпиндель; 13 — подвеска; 14 — кольцо
В комплектах полевых магистральных трубопроводов ПМТ-100 используются обратные клапаны двустороннего действия Ду-100, а в комплектах трубопроводов ПМТ-150 и ПМТА-150 — обратные клапаны Ду-150.
Обратный клапан Ду-100 (рис. 10) состоит из корпуса 1, крышки 7 корпуса, запорного и сальникового устройств. Корпус клапана, крышка корпуса и часть деталей запорного устройства отливаются из стали. Корпус имеет фланец с 12 отверстиями под шпильки для крепления к нему крышки 7. К корпусу приварены два патрубка с кольцевыми выточками под соединительную муфту МПТ-10-4 для монтажа обратного клапана в линию трубопровода. В нижней части корпуса снаружи имеются два ребра жесткости, которые одновременно придают клапану устойчивость при установке его на грунте в вертикальном положении. В корпус запрессованы два бронзовых кольца 14 с уплотняющими поверхностями, к одной из которых в зависимости от положения прилегает своей уплотняющей поверхностью захлопка 2. В верхней части корпуса имеется кольцевой выступ, на который опирается подвеска 13. Внутри корпуса на боковых поверхностях и внизу имеются ребра жесткости, которые одновременно являются и направляющими при прохождении через клапан разделителя. Между фланцем корпуса клапана и крышкой 7 устанавливается прокладка 6 из паронита, обеспечивающая герметичность в соединении.
В крышке 7 имеется штуцер с наружной резьбой, являющийся корпусом сальникового устройства, предназначенного для создания уплотнения на шпинделе 12. Сальниковое устройство состоит из сальниковой набивки 9, втулки 11 и накидной гайки 10. При повороте накидной гайки 10 она посредством втулки 11сжимает сальниковую набивку в корпусе, чем обеспечивается уплотнение шпинделя.
Запорное устройство обратного клапана состоит из шпинделя 12 с приваренной к нему подвеской 13, захлопки 2, рычага 4 с двумя осями 3 и 5. Захлопка 2 шплинтом крепится на оси 3 рычага 4; она может поворачиваться вокруг оси на некоторый угол и вместе с рычагом 4 свободно вращаться на оси 5, закрепленной на подвеске 13. Поворотом шпинделя 12 захлопка 2 может устанавливаться в одно из двух рабочих положений, перекрывая один из патрубков обратного клапана. Поэтому обратный клапан данной конструкции называется клапаном двустороннего действия.
Положение захлопки 2 в корпусе показывает специальная метка на торце шпинделя 12. На рис. 15 метка показывает, что захлопка перекрывает левый патрубок и перекачка горючего ведется слева направо.
Обратный клапан Ду-150 по принципу действия аналогичен обратному клапану Ду-100, но конструктивно отличается от него.
Обратный клапан Ду-150 (рис. 11) состоит из корпуса 1, крышки 2 корпуса, запорного и сальникового устройств и указателя направления движения жидкости. Корпус клапана и крышка корпуса, а также часть деталей запорного и сальникового устройств отлиты из стали.
В корпусе 1 имеется два патрубка с кольцевыми выточками под соединительную муфту МПТ-15-4 для монтажа обратного клапана в линию трубопровода.
С одной из боковых сторон корпуса имеется прилив с отверстием, через которое проходит шпиндель 10. Сверху корпус клапана закрывается крышкой 2, которая крепится к нему на 12 шпильках. Между корпусом 1 и крышкой 2 устанавливается паронитовая прокладка 3.
Запорное устройство обратного клапана Ду-150 состоит из шпинделя 10, рычага 6, захлопки 9 и рыма 7. Шпиндель 10 фиксируется в корпусе обратного клапана с помощью имеющегося на нем кольцевого опорного выступа и двух латунных втулок 19, одна из которых запрессована в корпус 1 клапана, а другая — в коробку 17 сальника.
На четырехграннике шпинделя 10, выходящем внутрь корпуса 1, крепится рычаг 6, на втором конце которого с помощью рыма 7 закреплена захлопка 9. Рым 7 имеет продолговатый вырез, благодаря чему захлопка 9 может не только вращаться на конце рычага 6, но и несколько перемещаться вдоль продольной оси корпуса 1. Продольное перемещение захлопки 9 необходимо для обеспечения плотного прилегания его своей уплотняющей поверхностью к уплотняющей поверхности корпуса 1. Поворотом шпинделя 10 захлопка 9 может устанавливаться в одно из двух рабочих положений, перекрывая один из патрубков обратного клапана.



Рис. 11. Обратный клапан Ду-150:
1 — корпус; 2 — крышка; 3 — прокладка; 4 — шайба стопорная; 5 — гайка; 6 — рычаг; 7 — рым; 9 — захлопка; 10 — шпиндель; 11 — шпилька; 12 — гайка; 13 — шайба; 14 — диск; 15 — фланец; 16 — втулка; 17—сальниковая коробка; 18 — набивка; 19 — втулка; 20 — прокладка; 21 — гайка; 22 — шпилька; 23 — шайба; 24 — гайка; 25 — шплинт; 26 — винт; 27— шпонка; 28 — ось откидного болта; 29 — болт откидной; 30 — шайба; 31 — гайка; 32 — шпилька; 33 — уплотнительное кольцо; 34 — кольцо; 35 — штифт
Направление движения жидкости в обратном клапане показывают две стрелки на лысках диска 14. Диск 14 свободно надевается на шпиндель 10 и фиксируется на нем с помощью шпонки 27, прикрепленной винтом 26 к диску. Кроме того, диск 14 одновременно надевается своей концентрической прорезью на шпильку 1, ввернутую во фланец 15 сальника. Таким образом, при повороте шпинделя 10 диск 14 будет вращаться вместе с ним до упора одной из сторон прорези в шпильку 1. При этом крайнем положении шпинделя 10 с диском 14 захлопка 9 будет перекрывать один из патрубков корпуса 1, а стрелка на лыске диска будет указывать направление движения жидкости через обратный клапан. При повороте шпинделя в другое крайнее положение захлопка 9 переместится к другому патрубку корпуса 1, а на второй лыске диска 14 стрелка будет указывать движение жидкости через обратный клапан в обратном направлении.
Основные размеры и вес обратных клапанов полевых магистральных трубопроводов приведены в таблице 5.7.
Таблица 5.7
Основные размеры и вес обратных клапанов
полевых магистральных трубопроводов
Наименование Размеры, ммВес, кгдиаметр проходного сечения строительная длина высота Обратный клапан Ду-100
Обратный клапан Ду-150 98
11 400
350 373
330 47
49,5
Регуляторы давления. На нисходящих участках трассы трубопровода для автоматического ограничения возрастания давления выше заданного при перекачке горючего и для разгрузки трубопровода от гидростатического давления свыше 25 кг/см2 при прекращении перекачки устанавливаются регуляторы давления. В комплектах полевых магистральных трубопроводов ПМТ-100 используются регуляторы давления Ду-100, а в комплектах трубопроводов ПМТ-150 и ПМТЛ-150 — регуляторы давления Ду-150.
Регулятор давления Ду-100 (рис. 12) состоит из корпуса, переходника, стакана и размещающихся в них запорной системы и механизма настройки.В корпусе 7 имеется два патрубка с кольцевыми выточками под соединительную муфту МПТ-10-4 для монтажа регулятора давления в линию трубопровода. Внутри корпуса имеется перегородка, которая делит его внутреннюю полость на две части — входную I и выходную II. В перегородке имеются два отверстия, через которые сообщаются входная и выходная полости корпуса. Эти отверстия перекрываются плунжером.
К верхней части корпуса 7 с помощью шпилек крепится переходник 18. Герметичность соединения между ними обеспечивается прокладкой 14 из паронита. Между корпусом 7 и переходником устанавливается латунная крышка 15 с отверстием, соединяющим выходную полость корпуса с полостью переходника. Крышка 15 является направляющей для плунжера.
На входном патрубке корпуса 7 и на переходнике 18 имеются клапанные штуцера 41, позволяющие подключать манометры для замера давления на входе в регулятор и на выходе из него при настройках и контроле за работой регулятора. Клапанные штуцера используются так же, как и на задвижках, устройство которое было рассмотрено выше.

Рис. 12. Регулятор давления Ду-100:
а — общий вид; б — схема; 1 — верхняя шайба; 2 — верхнее уплотнительное кольцо; 3 — верхний клапан; 4 — нижняя шайба; 5 — нижнее уплотнительное кольцо; 6 — нижний клапан; 7 — корпус регулятора; 8 — крышка; 9 — прокладка; 10— втулка; 11 — установочные гайки; 12 — нижнее седло; 13 — верхнее седло; 14 — прокладка; 15 — направляющая крышка; 16 — муфта; 17 — шток; 18 — переходник; 19 — прокладка; 20 — мембрана; 21 — нижняя тарелка; 22 — верхняя тарелка; 23 — круглая гайка; 24 — контргайка; 25 — тяга; 26 — внешняя пружина; 27 — внутренняя пружина; 28 — нажимной диск; 29 — стакан; 30 — болт; 31 — прокладка; 32 — фланец; 33 — полукольцо; 34 — прокладка; 35 — регулировочная втулка; 36 — установочная гайка; 37 — регулировочный болт; 38 — регулировочная гайка; 39 — колпак; 40 — пробка; 41 — клапанный штуцер; I — входная полость; I — выходная полость
К верхней части переходника 18 на шпильках крепится стакан 29. Между ними зажимается мембрана 20 из бензостойкой резины. Отверстие в нижней части корпуса 7 закрывается крышкой 8, в которую запрессовывается латунная втулка 10, являющаяся второй направляющей для плунжера. Между корпусом 7 и крышкой 8 устанавливается паронитовая прокладка 9.
Запорная система регулятора давления состоит из плунжера с двумя клапанами, муфты 16, штока 17, двух тарелок 21 и 22, резиновой мембраны 20, двух пружин 26 и 27 и нажимного диска 28.
На верхнем 3 и нижнем 6 клапанах плунжера с помощью гаек и шайб 1 и 4 устанавливаются уплотнительные резиновые кольца 2 и 5. Стержень верхнего клапана 3 с помощью муфты 16 и штока 17 соединяется с тягой 25 механизма настройки. В нижней части стержня нижнего клапана 6 на резьбе навинчиваются две установочные гайки 11. С помощью гаек 11 устанавливается крайнее нижнее положение плунжера.
Механизм настройки регулятора состоит из установочной гайки 36, регулировочной втулки 35, регулировочного болта 37, регулировочной гайки 38 и тяги 25. Механизм настройки закрывается колпаком 39, который навинчивается на фланец 32, прикрепленный болтами к стакану 29.
Регулировочная втулка 35 опирается на нажимной диск 28. В верхней части втулки имеется внутренняя резьба, по которой ввертывается регулировочный болт 37 внутрь втулки. Болт свободно перемещается относительно втулки вверх и вниз. Регулировочный болт позволяет сохранить дросселирующее действие регулятора давления в случае разрыва резиновой мембраны.
На наружную резьбу, имеющуюся в нижней части регулировочной втулки, навинчивается установочная гайка 36. В нижней части на наружной поверхности установочной гайки имеется кольцевая выточка, в которую заходят два полукольца 33, укрепленных болтами к фланцу 32, фиксируя постоянное положение гайки. Через внутреннюю полость регулировочного болта 37 проходит тяга 25, на конце которой навернута регулировочная гайка 38. При вращении установочной гайки 36 перемещается регулировочная втулка 35, которая через нажимной диск 28 сжимает или ослабляет пружины 26 и 27, изменяя тем самым величину давления в выходной полости корпуса регулятора, необходимого для того, чтобы преодолеть силу пружин и заставить плунжер перемещаться вверх.
С помощью механизма настройки величина давления горючего в выходной полости регулятора может быть задана в пределах 1-4 кг/см2 при давлении на входе в регулятор до 25 кг/см2. Для настройки регулятора на заданное давление необходимо отвернуть колпак 39 и, вращая установочную гайку 36, совместить ее верхний обрез с делением на шкале регулировочной втулки 35, отвечающим заданному давлению. На внешней поверхности регулировочной втулки 35 нанесены пять длинных рисок, каждая из которых обозначена цифрой от 0 до 4, соответствующей величине задаваемого давления.
Регулятор давления работает следующим образом. В трубопроводе, не заполненном горючим, плунжер под давлением пружин 26 и 27 находится в крайнем нижнем положении и упирается установочной гайкой 11 во втулку 10. Отверстия в перегородке корпуса в это время остаются открытыми. При заполнении трубопровода горючее поступает во входную полость корпуса регулятора и из нее в выходную полость 11.
По мере роста давления в выходной полости горючее проникает в переходник 18 через отверстия в направляющей крышке 15 и воздействует на мембрану 20. Мембрана выгибается в сторону стакана 29, сжимает пружины 26 и 27 и перемещает вверх шток 17 вместе с муфтой 16 и плунжером, который прикрывает своими клапанами отверстия в перегородке корпуса. При этом поступление горючего в выходную полость корпуса регулятора уменьшается и давление на выходе будет падать.
Как только давление в выходной полости станет ниже заданного, пружины, преодолев сопротивление мембраны и плунжера, разожмутся, плунжер переместится вниз, больше откроет отверстия в перегородке и поступление горючего в выходную полость увеличится.
Во время перекачки горючего происходят непрерывные колебания мембраны и плунжера, при этом средняя величина давления в выходной полости остается на уровне заданной при настройке регулятора. При остановке перекачки давление за регулятором в первый момент будет составлять 1-4 кг/см2 в зависимости от настройки регулятора. Однако горючее, перетекающее из входной полости в выходную, будет давить на мембрану и клапаны плунжера по степенно будут перекрывать отверстия в перегородке корпуса. Полное перекрытие отверстий в перегородке клапанами плунжера произойдет при давлении в выходной полости, равном 5-8 кг/см2 (в зависимости от настройки регулятора), и движение горючего по трубопроводу прекратится.
Величина, на которую возрастает давление в выходной полости с момента прекращения перекачки до полного перекрытия регулятора, называется давлением герметизации и равна 4 кг/см2.
Регуляторы давления устанавливаются на трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету по схеме, изображенной на рис. 13.

Рис. 13. Схема установки регуляторов давления на трассе трубопровода:
1 — регулятор давления; 2 — задвижка; 3 — угольник 90°; 4 — вставка; 5 — тройник
Расстояние между регуляторами должно быть таким, чтобы после прекращения перекачки горючего давление перед каждым регулятором было не более рабочего давления трубопровода, т. е. не более 25 кг/см2.
Давление перед регулятором после прекращения перекачки горючего складывается из давления настройки предыдущего регулятора (1-4 кг/см2), давления герметизации (4 кг/см2) и давления над регулятором, определяемого столбом жидкости.
Регулятор давления Ду-150 по принципу действия и по конструкции совершенно аналогичен регулятору давления Ду-100. Основные размеры и вес регуляторов давления полевых магистральных трубопроводов приведены в таблице 5.8.
Таблица 5.8
Основные размеры и вес регуляторов давления
полевых магистральных трубопроводов
Наименование
Размеры, ммстроительная длина высота Вес, кгРегулятор давления Ду-100
Регулятор давления Ду-100
300
350 570
762 40,5
63
Специальное оборудование позволяет надежно закрепить трубы в кузове автомобиля и прицепа при перевозке их автомобильным транспортом и обеспечить доставку их на большие расстояния в любых дорожных условиях.
Оборудование для перевозки труб (рис. 14) состоит из двух опорных брусьев 1, двух нижних брусьев 2, четырех стяжных болтов 3, два из которых крепятся к нижнему настилу в передней части кузова и два в задней части кузова, прокладок 4 с полукруглыми вырезами по количеству погружаемых в один ряд труб и двух верхних брусьев 5. Погруженные на автомобиль трубы закрепляются с помощью нажимных гаек 6.

Рис. 14. перевозка труб Ду-150 на автомобилях ЗИЛ-157:
1 — опорный брус; 2 — нижний брус; 3 — стяжной болт; 4 — прокладка; 5 — верхний брус; 6 — зажимная гайка
Такой способ укладки и крепления труб позволяет производить механизированную и ручную погрузку труб на автомобили из штабелей при развертывании трубопровода, механизированную и ручную выгрузку труб с автомобилей в штабеля при свертывании трубопровода, а также раскладку труб с движущегося автомобиля на трассе трубопровода.
Погрузка труб на автомобили и в полувагоны из штабелей, а также выгрузка их с автомобилей и из полувагонов в штабеля производится автокрапами с применением специальных траверс, имеющихся в комплектах трубопроводов. Это многозахватное приспособление к автомобильному крану (может быть использована и другая грузоподъемная машина) обеспечивает одновременный захват нескольких труб.
Траверса (рис. 15) состоит из двух параллельно расположенных несущих балок 1, связанных между собой соединительными уголками 7. Образованная таким образом плоская рама с помощью цепной четырехстропной подвески 8 навешивается на крюк автокрана. В несущих балках установлены захваты, представляющие собой круглые стержни с уширением на конце в виде лопатки. На верхних концах стержней захватов закреплены кривошипы 4, которые с помощью пальцев соединены с общим для всего ряда шатуном 5. Шатуны в обеих балках сочленяются с рычагами 0, с помощью которых производятся поворот захватов на 90° вокруг вертикальной оси и фиксация механизма поворота и самих захватов в двух крайних положениях.


Рис. 15. Траверса:
а — общий вид; б — схема; 1 — несущая балка; 2 — концевой захват; 3 — внутренний захват; 4 — кривошип; 5 — шатун; 6 — рычаг; 7 — соединительный уголок; 8 — подвескаПринцип действия траверсы заключается в том, что расположенные в несущих балках поворотные захваты при опускании траверсы на горизонтально расположенный ряд труб проходят в зазоры между трубами, затем захваты поворачиваются на 90° вокруг вертикальной оси и при подъеме траверсы подхватывают трубы своими заплечиками.
При работе по погрузке траверса опускается автокраном на верхний ряд штабеля труб и направляется такелажником таким образом, чтобы захваты обеих несущих балок прошли в зазоры между трубами. С помощью рычагов 6 приводится в движение кривошипно-шатунный механизм, захваты поворачиваются на 90° и плоскость их лопаток становится поперек продольной оси труб. При подъеме траверсы трубы уложатся на заплечики лопаток захватов и будут подниматься вместе с ней. После укладки труб в кузов автомобиля захваты поворачиваются на 90° и траверса освобождается от труб.
Количество захватов у траверсы определяется количеством труб, укладываемых в один ряд в кузовах автомобилей, на которых они перевозятся.
Комплекты трубопроводов ПМТ-100 снабжаются траверсами для одновременной погрузки 15 труб на автомобиль ЗИЛ-157 и 19 труб на автомобиль КрАЗ-219, комплекты трубопроводов ПМТ-150 и ПМТА-150 — траверсами для погрузки соответственно 10 и 12 труб.
Подвесная конструкция применяется при прокладке трубопроводов в гористой местности, где могут встретиться такие препятствия, как ущелья, горные реки, преодолеть которые обычными методами невозможно. Подвесные конструкции дополнительно придаются к комплектам трубопроводов при развертывании их в горных условиях.
Подвесная конструкция (рис. 16) состоит из лебедок, двух береговых пилонов 8, двадцати анкерных кольев 6, несущего троса 1, двух ветровых растяжек 3 и деталей крепления (скобы, ролики, карабины, цепные оттяжки, вилки, стяжные болты, зажимы).

Рис. 16. Схема прокладки трубопровода с помощью подвесной конструкции:
1 — несущий трос; 2 — трубопровод; 3 — ветровая растяжка; 4 — цепная оттяжка; 5 — стяжной болт; 6 — анкерный кол; 7 — вилка для крепления троса к анкерному колу; 8 — береговой пилон; 9 — муфта; 10 — зажим; 11 — ролик сцепки; 12 — карабин; 13 — скоба к муфте
Несущий трос 1 с помощью лебедки натягивается по роликам береговых пилонов через преодолеваемые препятствия и закрепляется анкерными кольями 6. После этого на расстоянии 4-8 м по обе стороны от несущего каната натягиваются ветровые растяжки, которые также закрепляются анкерными кольями. На одной из сторон препятствия монтируется трубопровод и подвешивается с помощью скоб 13, карабинов 12 и роликов 1 сцепки к несущему тросу 1. Одновременно трубопровод крепится к ветровым растяжкам 3 с помощью карабинов 12 и цепных оттяжек 4.
По мере наращивания трубопровода головная часть его передвигается к противоположной стороне препятствия. По окончании протягивания трубопровода через все препятствие несущий трос и ветровые растяжки натягиваются до рабочего положения.
Контрольно-измерительные приборы
Для контроля за работой при заполнении трубопровода горючим, перекачке горючего и опорожнении трубопровода от горючего, помимо приборов, имеющихся на насосных станциях, используются приборы, входящие в комплекты трубопроводов: манометры, универсальные пробоотборники и гидростатические уровнемеры.
Манометры предназначаются для измерения избыточного давления в трубопроводе. Они устанавливаются в обвязках насосных станций и в линии трубопровода на задвижках и заглушках, имеющих клапанные штуцера. В комплектах трубопроводов используются пружинные манометры диаметром 100 мм со шкалой от 0 до 60 кг/см2. Принцип работы таких манометров основан на измерении деформации чувствительного элемента манометра под действием давления жидкости.
Пружинный манометр состоит из корпуса, манометрической трубки (пружины) овального сечения, шкалы и передаточного механизма. Один конец манометрической трубки запаян, а второй, открытый конец трубки впаян в штуцер, с помощью которого манометр подсоединяется для измерения давления. При изменении давления в месте подсоединения манометра свободный конец манометрической трубки перемещается и посредством соединенных с ним тяги рычага с зубчатым сектором на конце и оси с шестеренкой перемещает стрелку, которая указывает величину давления.
Пружинные манометры рассчитаны на определенное давление, соответствующее показаниям их шкал. Использование манометров при давлении выше градуировки шкал приводит к потере упругости манометрических трубок и выводу их из строя.
Универсальные пробоотборники имеются в комплектах трубопроводов. При последовательной перекачке по трубопроводу двух сортов горючего, а также при опорожнении трубопровода от горючего водой происходит их смешение. Образовавшаяся смесь двух сортов горючего должна быть отделена от чистого горючего. Для облегчения выполнения этой задачи и применяются специальные универсальные пробоотборники. Они устанавливаются на конечных пунктах трубопроводов и позволяют вести визуальное наблюдение за потоком перекачиваемого горючего или смеси, а также отбирать контрольные пробы при последовательной перекачке двух сортов горючего и опорожнении трубопровода водой.
Пробоотборник (рис. 17) состоит из четырех основных частей: трубы 1 с фланцем, фонаря 4 из органического стекла, трубы 11 с заборными трубками и камерой смешения и цилиндра 8. Через фонарь 4 ведется визуальное наблюдение за прохождением через пробоотборник перекачиваемых сортов горючего. В цилиндре 8 замеряются плотность и температура средней пробы горючего (смеси), проходящего в определенный момент по трубопроводу в месте установки пробоотборника, с помощью нефтеденсиметров и термометров, входящих в комплект пробоотборника.

Рис. 17. Универсальный пробоотборник:
1 — труба с фланцем; 2 — гайка; 3 — прокладка; 4 — фонарь из оргстекла; 5 — рукав;
6 — ерш; 7 — пробковый кран; 8 — цилиндр; 9 — тройник; 10 — вентиль; 11 — труба с заборными трубками и камерой смешения
Средняя проба отбирается тремя заборными трубками, имеющими разный диаметр и расположенными в разных точках поперечного сечения трубы с учетом скорости потока горючего.
При замерах цилиндр 8 пробоотборника с помощью вентиля 10 периодически наполняется перекачиваемым продуктом. После замера температуры и плотности продукт через пробковый кран 7 и резиновый рукав 5 сливается из цилиндра в бочку или бидон.
На трубопроводах ПМТ-100 используются пробоотборники УПТ-100, на трубопроводах ПМТ-150 и ПМТА-150 — УПТ-150.
Гидростатический уровнемер — неотъемлемая часть комплекта трубопровода. При перекачке горючего по трубопроводу на начальном, промежуточных и конечном пунктах оно передается со склада или из отделения склада горючего трубопроводной части, и наоборот. Горючее передается в специально выделяемых для этой цели горизонтальных резервуарах. Для контроля за наливом горючего в горизонтальные резервуары в комплектах трубопроводов имеются гидростатические уровнемеры.
Гидростатический уровнемер (рис. 18) состоит из трубки 3, к одному концу которой приваривается колокол, а второй заканчивается штуцером 1. В штуцер ввертывается манометр 9, на оборотной стороне которого прикреплена пластина 10 с тарировочными графиками.
Принцип работы гидростатического уровнемера основан на замере изменения давления столба горючего в резервуаре при изменении уровня горючего в нем. При наливе горючего в резервуар уровень в нем повышается и происходит сжатие воздуха в трубке 3. Сжатие воздуха приводит к увеличению давления в трубке, которое фиксируется манометром 9. Показание манометра переводится в высоту уровня горючего в резервуаре по тарировочным графикам.

Рис. 18. Гидростатический уровнемер УГС-3:
а — общий вид; б — схема; 1 — штуцер; 2 — прокладка; 3 — трубка; 4 — косынка; 5 — дно колокола; 6 — цилиндр колокола; 7 — винт; 8 — гайка; 9 — манометр; 10 — пластина с тарировочным графиком
Тарировочные графики представляют собой прямые, характеризующие изменение величины давления, показываемого манометром гидростатического уровнемера, в зависимости от уровня горючего в резервуаре. Тарировочные графики составлены для нескольких сортов горючего и других жидкостей с плотностью от 0,7 до 1 г/см3.
Для определения уровня горючего в резервуаре необходимо на оси абсцисс найти показание манометра (в кг/см2) и из этой точки восстановить перпендикуляр до пересечения с одним из графиков соответствующим плотности перекачиваемого горючего. Из точки пересечения проводится прямая параллельно оси абсцисс до пересечения с осью ординат. Точка пересечения на оси ординат покажет искомый уровень горючего в резервуаре (в см).
Подготовка к развертыванию трубопровода
Выбор трассы трубопровода
Трассой трубопровода называется линия, определяющая место пролегания трубопровода между заданными начальным, конечным и промежуточными пунктами.
Первоначально трасса трубопровода выбирается по карте. Для этого по карте внимательно изучается местность между пунктами, через которые должна проходить трасса. При изучении местности обращается особое внимание на наличие дорог в направлении прокладки трубопровода, на характер местности (рельеф, растительный покров), на естественные и искусственные препятствия, крупные железнодорожные узлы, населенные пункты и промышленные объекты. После изучения местности на карту наносится линия пролегания трубопровода.
Обычно трасса трубопровода выбирается вдоль дорог по кратчайшему расстоянию между заданными пунктами. Наличие дорог вдоль трассы трубопровода облегчит в дальнейшем подвоз трубопроводного оборудования и несение аварийно-патрульной службы. Чем короче будет выбрана трасса, тем меньше потребуется затрат сил и оборудования, тем быстрее будет развернут трубопровод.
Для обхода крупных населенных пунктов, промышленных сооружений и железнодорожных узлов трасса трубопровода выбирается на безопасном расстоянии от них в соответствии с установленными противопожарными нормами.
Особое внимание при выборе трассы уделяется пересечениям крупных судоходных рек. Место прокладки трубопровода через реку окончательно выбирается только после ее рекогносцировки.
Гидравлический расчет трубопровода
Для того чтобы определить количество насосных станций, необходимых для перекачки горючего с заданной производительностью, производится гидравлический расчет трубопровода.
Гидравлический расчет трубопровода заключается в определении потерь напора в трубопроводе при перекачке горючего, которые слагаются из потери на преодоление сопротивления движению горючего и потери на преодоление разности геодезических отметок начала и конца участка трубопровода. Для определения потери напора необходимо иметь профиль трассы, знать производительность перекачки, плотность и вязкость горючего при температуре перекачки.
После определения количества насосных станций производится расстановка их на трассе трубопровода.
Места расстановки насосных станций определяются графическим способом на специально подготовленном вертикальном профиле трассы. На этом профиле точно определяется место размещения каждой насосной станции на трассе трубопровода. Каждая насосная станция должна быть установлена на трассе так, чтобы ее напора хватало на преодоление всех сопротивлений в трубопроводе и на создание заданного подпора на следующей насосной станции. На профиле трассы производится также расстановка обратных клапанов и регуляторов давления. Обратные клапаны расстанавливаются в линии трубопровода по гидростатическому давлению столба перекачиваемого горючего, а регуляторы давления — по гидростатическому давлению столба перекачиваемого горючего с учетом настройки регулятора и давления герметизации.
Развертывание трубопровода
Рекогносцировка трассы — это уточнение линии прокладки трубопровода на местности и разведка мест преодоления естественных и искусственных препятствий.
Пикетирование трассы — это закрепление выбранной трассы трубопровода пикетными знаками.
В местах, предусмотренных для насосных станций, выбираются площадки для развертывания станций. Эти площадки должны отвечать следующим требованиям: обеспечивать свободное размещение всего необходимого оборудования и возможность сооружения укрытия для рабочего персонала, обслуживающего насосные станции.
Пикетные знаки устанавливаются через 500 м. Места установки пикетных знаков определяют по показанию спидометра, а там, где автомобиль пройти не может, мерной рулеткой. На пикетах имеется порядковый номер. Пикетные знаки устанавливаются, как правило, с правой стороны дороги на расстоянии 1-2 м за намеченной линией пролегания трубопровода. Характерные точки трассы, крутые повороты и другие ее особенности отмечаются дополнительными знаками, вехами, указателями. В лесистой местности трасса дополнительно закрепляется затесами на деревьях. Средняя скорость пикетирования на проходимой для автомобиля местности 10-15 км/ч.
Пикетирование трассы является очень важной операцией, от которой зависят правильность прокладки трубопровода и объем выполняемых работ при развертывании трубопровода.
Раскладка труб и расстановка трубопроводного оборудования на трассе
Раскладка труб и расстановка трубопроводного оборудования вдоль выбранной и закрепленной трассы производятся в соответствии с технологической схемой трубопровода. На технологической схеме трубопровода показываются обвязки резервуаров, насосных станций и участков преодоления водных преград, места установки на трассе задвижек, обратных клапанов, регуляторов давления, пробоотборников и т. д.
Перед началом раскладки, пока трубы освобождаются от креплений, проверяют, нет ли в трубах посторонних предметов, затем дается указание водителю, где и с какой скоростью ехать при раскладке. Часть муфт укладывается на подножки автомобиля для удобства раскладывания.
Раскладка труб, муфт и колец производится, как правило, с медленно движущегося автомобиля-трубовоза через боковой борт или через задний борт при наличии специального роликового приспособления. Неисправные трубы, муфты и кольца в линию не укладываются, а откладываются в сторону.
При раскладке труб на трассе или выгрузке их с автомобиля сбрасывать их не разрешается. Раскладка труб производится в стороне от посевов, домов, хозяйственных и административных зданий и линий электропередач с высоким напряжением. В линию укладывается только исправное оборудование. Трубы, имеющие помятости, глубокие царапины, разрывы, бракуются. Трубы укладываются на удалении от проезжей части дороги, за кюветы, в лесистой местности — вдоль дороги за первым рядом деревьев, в горах — вдоль дороги со стороны склона, зимой — вдоль специально расчищенных трасс или вдоль дорог на гребнях снежных валов. Заболоченные участки желательно обходить, если же обойти их не представляется возможным, то применяются подручные средства для устройства временных настилов.
При изменении направления трассы трубы раскладываются так, чтобы не было напряженных стыков, повороты выполняются с помощью угольников под 45°. Трубы укладываются так, чтобы не было нахлестов или разрывов, а в местах установки на трубопроводе линейных задвижек, регуляторов давления, обратных клапанов, тройников и в местах развертывания насосных станций, если оборудование к моменту раскладки труб в эти места не подвезено, оставляются разрывы.
Рис. 19. Соединительные муфты и резиновые уплотнительные кольца на трассе трубопровода
Муфты и резиновые кольца укладываются у стыков труб с той стороны трубопровода, где исключается наезд на них автомобилей, причем кольцо кладется на муфту для предотвращения загрязнения (рис. 19). Летом соединительные муфты и резиновые кольца могут доставляться на трассу и раскладываться в собранном виде. Зимой соединительные муфты укладываются на стык труб, кольца сгружаются на обогревательных пунктах, которые оборудуются и перемещаются вместе с монтажниками-сборщиками. Зимой в пургу и метель, в пустыне трубы, муфты и кольца раскладываются непосредственно перед сборкой, так как заблаговременная их раскладка требует много времени на очистку их от снега и песка.
Одновременно с раскладкой труб в местах, определенных технологической схемой трубопровода, расставляются задвижки, обратные клапаны и регуляторы давления. Обычно задвижки на линии трубопровода устанавливаются с целью разобщения отдельных участков трубопровода при авариях и размещаются на трубопроводе у подножия длинных склонов, по обеим сторонам водных преград, оврагов, шоссейных и железных дорог, на обходах населенных пунктов и промышленных предприятий.
Начальная насосная станция развертывается в начале трубопровода на таком удалении от резервуаров, при котором перекачивающая станция ПСГ-65/130 обеспечивает при заданной производительности перекачки подпор не менее 2 кг/см2.

Рис. 20. Насосная станция ПНУ-100/200м на семь задвижек (1-7 — задвижки)

Рис. 21. Насосная станция ПНУ-100/200м на три задвижки (1-3 — задвижки)
На начальной насосной станции развертываются последовательно две насосные установки, одна из них (основная) развертывается с обвязкой на семь задвижек (рис. 20), другая (резервная) — с обвязкой на три задвижки (рис. 21). Расстояние между насосными установками должно быть не менее 18 м. Развертывание в начале трубопровода двух насосных установок повышает живучесть трубопровода, позволяет вести непрерывную перекачку и облегчает работу трубопровода в случае выхода из строя промежуточных насосных станций. Остальные насосные станции развертываются в местах, определенных гидравлическим расчетом, на выбранных при рекогносцировке площадках.
При развертывании трубопровода зимой для улавливания снега, попадающего в трубопровод при его развертывании, и шуги между насосными станциями устанавливаются байпасы (рис. 22).

Рис. 22. Схема байпаса для улавливания снега
Контроль за засоренностью вставок с сетками осуществляется с помощью манометров по перепаду давления на байпасе. При засорении одной из сеток горючее перепускается по обводу через вторую сетку, а засоренная сетка вынимается из трубопровода и очищается от снега и шуги.
На каждой насосной станции со стороны всасывания перед вставкой-ловушкой и на байпасе устанавливается по одной трубе для сбора попавшего в трубопровод снега. Для очистки вставки с сеткой от снега ставится дополнительно одна задвижка.
Для развертывания насосной станции на трассе очищают площадку от посторонних предметов, пней, кустарников, кочек, все ямы на площадке засыпают грунтом (зимой площадку предварительно очищают от снега). После этого монтируют обвязку (рис. 23) согласно технологической схеме, устанавливают и подсоединяют к обвязке насосную установку, разгружают колеса установки, устанавливают ее на домкраты и маскируют насосную станцию подручными средствами.

Рис. 23. Обвязка насосных станций в зимних условиях
На расстоянии 15-20 м от насосной станции развертывают заправочный пункт. На заправочном пункте должны быть резино-тканевый резервуар для горючего, ручной насос, бочки, бидоны, заправочное ведро и воронка.
Перед сборкой обвязки насосной станции проверяют техническое состояние всего оборудования обвязки, обращая особое внимание на исправность задвижек, обратного клапана, венчиков манжет и резиновых уплотнительных колец, затем оборудование обвязки согласно схеме раскладывают на выбранной площадке и собирают его.
При монтаже обвязки вставку-ловушку для приема разделителя устанавливают косым отводом навстречу потоку перекачиваемого горючего, а вставку-ловушку для запуска разделителя — по потоку, после установки в обвязку обратного клапана шпиндель повертывают так, чтобы стрелка на его торце показывала направление перекачки.
При развертывании насосной станции моторист инструктируется по операциям, которые потребуется выполнять на обвязке при заполнении трубопровода горючим, при перекачке горючего и при опорожнении трубопровода от горючего, изучает положение задвижек при выполнении всех работ на трубопроводе, порядок открытия и закрытия их, а также работу всех элементов обвязки.
По окончании монтажа обвязки около насосной станции развертывает-ся пожарный пост, который имеет огнетушители, лопаты, лом, топор, асбестовое покрывало, песок.
Обвязка насосной станции на семь задвижек позволяет производить перекачку горючего через насосную установку, минуя ее, пропуск разделителя, минуя насосную установку, прием и одновременный запуск разделителя, очистку вставок-ловушек и вставок с сетками на входе от посторонних предметов, а также ремонт обратного клапана без прекращения перекачки.
Порядок выполнения перечисленных выше операций приведен в таблице 5.9.
Таблица переключений. Таблица 5.9
Наименование операций Открыть задвижки Закрыть задвижки
на рис. 267 на рис. 266 на рис. 267 на рис. 266
Перекачка горючего через насосную станцию (четыре варианта) 1, 2, 3 1, 3, 4, 5, 6
1, 3, 4, 72, 4, 7
2,4, 5, 6 — 2,7
2, 5, 6
1, 3, 5, 6
1, 3, 7
Перекачка горючего минуя насосную станцию 2 1, 4, 6 1,3 2, 3, 5, 7
Пропуск разделителя мимо насосной станции 2 1, 4, 6 1,3 1, 3, 5, 7
Прием разделителя во вставке-ловушке 2 1, 2, 3, 4, б, 7 1,3 5
Запуск разделителя из вставки-ловушки 2 5 1,3 1, 3, 7
Очистка вставки-ловушки на входе от посторонних предметов 2 2, 7
2, 5, 6 1,3 1, 3, 4, 5, 6
1, 3, 4, 7
Ремонт обратного клапана:
по схеме на рис. 266
по схеме на рис. 267 При прекращении перекачки горючего
2 2,7 — 1, 3, 4, 5, 6
Сборка трубопровода
Сборка трубопровода начинается вслед за вывозом и раскладкой трубопроводного оборудования. В целях лучшей организации работ при сборке трасса разбивается на монтажные участки.
Сборка трубопровода на монтажных участках осуществляется двумя способами: к собранному участку трубопровода присоединяются очередные трубы по одной или сначала собираются секции из двух — трех труб, а затем секций присоединяются к собранному участку трубопровода.
Первый способ применяется при сборке трубопроводов ПМТ-150 и ПМТ-100 в условиях резко пересеченной местности и в лесу, второй способ — при сборке трубопровода ПМТ-100 в условиях равнинной местности.
Сборку труб ПМТ-150 обычно производят тройки монтажников, а труб ПМТ-100 и ПМТА-150 — пары монтажников.
Для сборки трубопровода монтажники обеспечиваются монтажным инструментом (рис. 24). При монтаже трубопровода ПМТ-150 каждая тройка имеет два комплекта монтажного инструмента и монтажный рычаг (рис. 25).
При сборке труб ПМТ-100 и ПМТА-150 парой монтажников один из них устанавливает конец трубы на подставку, развинчивает с помощью коловоротного ключа соединительную муфту, проверяет ее состояние и очищает от грязи, проверяет техническое состояние венчиков манжет. При необходимости он же очищает металлической щеткой манжету трубы от грязи, а зимой от наледи, снега; зачищает напильником забоины на венчике манжеты трубы, протирает манжету трубы ветошью, удаляет из внутренней полости трубы все посторонние предметы, песок, грязь, а зимой, кроме того, снег; проверяет техническое состояние резинового уплотнительного кольца, очищает его от грязи, песка, зимой от снега и навешивает его на венчик манжеты трубы.

Рис. 24. Комплект монтажного инструмента:
а — в упаковке; б — без упаковки; 1 — коловоротный ключ; 2 — напильник; 3 — металлическая щетка; 4 — монтажная подставка; 5 — сумка
Рис. 25. Монтажные рычаги
Другой монтажник, закончив затяжку гаек на предыдущем стыке, подходит к собираемому стыку, обтирает венчик манжеты у присоединяемой трубы и в момент навешивания кольца первым монтажником вставляет трубу в кольцо, слегка нажимая на нее и несколько подавая вперед.
Положение кольца на венчиках манжет необходимо проверять. Неправильное положение кольца может привести к закусу его соединительной муфтой и подтеканию горючего в период эксплуатации трубопровода.
После надевания кольца первый монтажник подкладывает под монтируемый стык нижнюю полумуфту, вынимает монтажную подставку и переходит к подготовке следующего стыка. Второй монтажник накладывает на стык верхнюю полумуфту и равномерно затягивает гайки болтов до отказа. Гайки соединительной муфты затягиваются попеременно, что обеспечивает равномерную посадку буртов полумуфт в выточку манжеты трубы и исключает возможность закусывания резинового уплотнительного кольца.
При сборке труб ПМТ-150 (рис. 26) тройкой монтажников первый монтажник подготавливает стык к сборке так же, как и стык труб ПМТ-100, кладет присоединяемую трубу на монтажный рычаг, навешивает резиновое уплотнительное кольцо на венчик манжеты трубы, вставляет в кольцо присоединяемую трубу, слегка нажимая вниз и одновременно подавая ее вперед. Надев верхнюю и нижнюю полумуфты, затягивает коловоротным ключом гайки откидных болтов. По окончании монтажа стыка вынимает монтажную подставку и переходит к подготовке и монтажу следующего стыка. Второй монтажник держит трубу на монтажном рычаге, с помощью рычага и по команде первого или третьего монтажника регулирует высоту подъема трубы, добиваясь соосности монтируемых труб. Третий монтажник, находясь на противоположном конце монтируемой трубы, подготовляет стык к сборке, в необходимых случаях помогает первому монтажнику монтировать стык, а по выполнении монтажа стыка первым монтажником приступает к окончательной подготовке и монтажу своего стыка. В это время второй монтажник переходит на середину следующей трубы и подставляет при помощи первого или третьего монтажника под нее рычаг. В дальнейшем последовательность работы команды монтажников повторяется.

Рис. 26. Сборка трубопровода ПМТ-150
Перемещение монтажников при сборке трубопроводов показано на рис. 27.

Рис. 27. Схема перемещения монтажников при сборке трубопровода:
а — трубопровода ПМТ-100; б — трубопровода ПМТ-150
При сборке труб следует тщательно очищать венчики манжет труб, резиновые уплотнительные кольца и соединительные муфты от песка, грязи, наледи (в зимнее время), так как они могут привести к подтеканию горючего в соединительном узле. Капельное подтекание одного стыка с интенсивностью две капли в секунду приводит к потере около 3,5 кг горючего в сутки. Обнаруженные на венчиках манжет труб забоины тщательно зачищаются напильником. Трубы с глубокими забоинами на всю длину венчика манжеты в линию трубопровода ставить нельзя.
Гайки откидных болтов соединительных муфт затягиваются до отказа. Слабая затяжка гаек может вызвать подтекание в соединении и привести к аварии.
Все стыки трубопровода, особенно диаметром 150 мм, не должны находиться на весу, так как провисание стыка создает дополнительные напряжения в соединительных узлах и может привести к обрыву буртов соединительных муфт, что приведет к аварии. Для устранения провисания труб под провисающие стыки ставят подпорки из подручных средств, неровности поверхности земли срезаются.
Необходимо избегать установки в линию трубопровода угольников под 90°, стараясь выполнять повороты или с помощью угольников под 45°, или путем постепенного поворота каждой трубы на угол 3-4°, не допуская образования напряженных стыков. Образовавшиеся нахлесты или разрывы между трубами устраняются подбором имеющихся в машине сопровождения вставок, выравниванием образовавшихся изгибов или созданием небольших плавных изгибов. Стыки труб через 500 м, т. е. у каждого пикета, не собираются, так как в последующем в этих местах подсоединяется обвязка компрессора для опрессовки трубопровода.
При монтаже трубопровода зимой в условиях низких температур (ниже -15 °С) воздуха резиновые уплотнительные кольца обогревают на обогревательных пунктах, а небольшой запас колец монтажники держат в утепленных сумках.
В ночное время при выполнении работ по сборке стыков для освещения применяются аккумуляторные фонари со специальными рефлекторами, которые крепятся на голове монтажника, или карманные фонари.
Трубопровод, как правило, прокладывается по поверхности земли. На участках трассы, где возможно повреждение трубопровода гусеничными и колесными машинами, его укладывают в траншею.
Преодоление естественных и искусственных препятствий
На трассе трубопровода могут встретиться грунтовые, шоссейные и железные дороги, а также водные и другие преграды, через которые необходимо проложить трубопровод. Способ прокладки трубопровода через препятствия зависит от характера препятствий, а также от имеющихся в наличии технических средств.
При прокладке трубопровода через железные дороги, автострады и шоссе в первую очередь используются существующие мосты и водоотводные трубы (рис. 28). Если вблизи трассы такие сооружения отсутствуют, то при преодолении железной дороги трубопровод прокладывается в насыпи между шпалами с обязательным заглублением его не менее чем на 20 см. По обе стороны проложенного через препятствие трубопровода ставятся задвижки (рис. 29).

Рис. 28. Трубопровод, проложенный через шоссе с использованием водоотводной трубы
При преодолении шоссейной дороги трубы укладываются по ее поверхности между двумя бревнами большего, чем труба, диаметра, бревна скрепляются металлическими скобами. Для обеспечения плавного переезда автотранспорта переход присыпается грунтом.

Рис. 29. Трубопровод, проложенный через железную дорогу в насыпи
Через автогужевые дороги без покрытия трубопровод прокладывается в траншее. Переходы через автогужевые дороги оборудуются указателями. Места переходов ограждаются так, чтобы исключалась возможность повреждения труб (рис. 30).
Переходы через грунтовые, шоссейные и железные дороги необходимо тщательно оборудовать, надежно защищая проложенный трубопровод от проходящего транспорта. Нельзя допускать, чтобы стык труб находился на проезжей части дороги или между рельсами железнодорожного полотна. Во всех случаях при прокладке трубопроводов по проезжей части дорог укладываются усиленные трубы.

Рис. 30. Трубопровод, проложенный через грунтовую дорогу
Через крупные водные преграды трубопровод прокладывается специальными командами, которые имеют необходимые технические средства. Метод прокладки трубопровода определяется в процессе рекогносцировки.
При выборе и разведке места прокладки трубопровода через реку определяются: ширина реки, скорость течения, характер берегов у мест спуска трубопровода к реке, профиль дна реки и характер грунта в местах прокладки трубопровода, площадки для сосредоточения трубопроводного оборудования и вспомогательных технических средств, ширина и глубина фарватера и возможность производства подводно-технических работ на судоходных реках.При разведке места прокладки трубопровода через реки в зимних условиях определяются места спуска к реке, толщина и состояние ледяного покрова, глубина снежного покрова на льду, состояние сопряжения ледяного покрова с берегами.
При развертывании трубопровода избегают мест с каменистым грунтом, крутыми или заболоченными берегами, глубокими омутами и перекатами.
Наиболее распространенным методом прокладки трубопровода через реки является протаскивание трубопровода по дну реки с одновременным его затоплением. Сущность этого способа заключается в том, что на берегу, с которого ведется прокладка трубопровода, собирается секция труб длиной, несколько большей, чем ширина преграды. Если условия местности не позволяют собрать сразу всю секцию, го собирается параллельно друг другу несколько собранных плетей. При сборке секция труб (собранные плети) укладывается на местности перпендикулярно к руслу реки. Собранная секция (плети) опрессовывается на берегу. Па конце собранной секции (одной из плетей) монтируется оголовок (рис. 31), состоящий из тройника и двух угольников под 90°. К тройнику крепится один конец троса, другой конец с помощью плавающего средства переправляется на противоположный берег и с помощью автомобиля или другого буксирного средства трубопровод протаскивается через реку с одновременным его затоплением.
Рис. 31. Оголовок на конце трубопровода
С помощью несущего троса трубопровод прокладывается через реки шириной до 500 м с быстрым течением. На берегу со стороны прокладки трубопровода собирается секция труб. На каждый третий стык ставится соединительная муфта с серьгой для присоединения к ней карабина (защелки). Секция труб опрессовывается. На противоположный берег переправляется один конец несущего троса. Трос пропускается через береговые пилоны и лебедкой натягивается до выхода его из воды. Секция труб с помощью автомобиля проталкивается в сторону противоположного берега. По мере проталкивания трубопровода карабины соединительных муфт поочередно цепляются за несущий трос. Проложенный трубопровод вместе с тросом затопляется путем заполнения его водой с последующим вытеснением из него воды горючим.
На плаву трубопровод прокладывают через реку в том случае, когда река имеет слабое течение. На берегу (вдоль берега) собирается и опрессовывается секция трубопровода длиной, несколько большей, чем ширина реки. Подготовленная секция укладывается вдоль берега на воде. Один конец трубопровода крепится к берегу, за другой конец протаскивается к противоположному берегу плавающим средством. Проложенный трубопровод затопляется.
Подготовка трубопровода и протаскивание его к противоположному берегу могут производиться так же, как при прокладке трубопровода по дну реки, но без затопления его.
Параллельно основному трубопроводу через водные преграды прокладывается запасная линия трубопровода на удалении 50-100 м от основной.
На берегах в начале и в конце подводных участков трубопровода устанавливаются задвижки с манометрами для контроля за исправностью подводных линий по перепаду давлений между манометрами. Если разница в показаниях манометров будет больше положенной, значит, герметичность трубопровода нарушена.
На рис. 32 приведена схема обвязки трубопровода, проложенного через реку. Установка на трубопроводе соответствующих задвижек и вставок-ловушек позволяет перекачивать горючее различных сортов как по основной, так и по запасной подводной линии трубопровода, а также опорожнять подводный участок трубопровода как при гидравлическом, так и при пневматическом способе опорожнения всего трубопровода.

Рис. 32. Схема обвязки трубопровода, проложенного через реку
Если трубопровод планируется опорожнять водой с помощью разделителя, то запасная линия трубопровода в данном случае опорожняется заранее с помощью перекачивающей станции ПСГ-65/130. Напорный рукав станции ПСГ-65/130 присоединяется к вставке-ловушке, расположенной между задвижками 2 и 4 (предварительно во вставку-ловушку закладывается разделитель), а всасывающий рукав опускается в реку. С помощью перекачивающей станции создается давление до 7-8 кг/см2 и затем открываются последовательно задвижки 4, 6, 5 и 7 (задвижки 2, 8, 9 закрыты). Вода будет давить на разделитель, который в свою очередь, двигаясь по трубопроводу запасного участка, будет выталкивать горючее в основную линию. Как только разделитель придет во вставку-ловушку, расположенную между задвижками 5 и 6, задвижка 5 закрывается. После опорожнения запасной линии трубопровода разделитель, а за ним и вода пропускаются через трубопровод основного подводного участка, при этом задвижки 1, 3, 9, 7 открыты, а остальные закрыты.
Если трубопровод опорожняется воздухом, то запасная линия трубопровода и основной подводный участок трубопровода опорожняются водой. Воздухом подводные участки трубопровода опорожнять нельзя, так как при этом трубопровод всплывает и может быть разорван.
При проходе разделителя под давлением воздуха через задвижку 3 (контроль за проходом разделителя осуществляется радиометром) закрывается задвижка 1 и открывается задвижка 2, при этом задвижки 4 и 5 должны быть закрыты. Перекачивающая станция включается в работу перед подходом разделителя к задвижке 1 (из вставки-ловушки предварительно извлекается лоток). С открытием задвижки 2 вода поступает в основной подводный участок трубопровода и, проталкивая разделитель, освобождает его от горючего. После прохождения разделителем задвижки 7 включается компрессор, который подает воздух в трубопровод через вставку-ловушку и задвижку 5 для дальнейшего опорожнения трубопровода. Задвижка 9 при этом закрывается.
При последовательной перекачке различных сортов горючего опорожнение запасной линии подводного трубопровода производится описанным выше методом с приемом выталкиваемого из трубопровода горючего в резервуар, установленный на берегу.
В зимнее время через реки и озера трубопровод развертывается по льду. При необходимости ледяной покров в месте перехода усиливается путем укладки жердей или намораживания льда. Через полыньи, промоины и трещины наводятся переходные мостики из подручных материалов.

Рис. 33. Проверка подводной части трубопровода
Для обеспечения нормальной эксплуатации трубопровода, проложен-ного через реку, выделяется команда водолазов, которая устанавливает ограждения и сигнальные знаки установленных образцов на расстоянии 100 м от проложенного трубопровода вверх и вниз по течению реки и при необходимости проверяет состояние подводной части трубопровода и устраняет неисправности на нем (рис. 33).
Опрессовка трубопровода
Опрессовка трубопровода является обязательной контрольной операцией, производимой непосредственно вслед за его сборкой для проверки плотности и прочности труб, арматуры и всех соединений трубопровода.
Опрессовка — это наиболее ответственный этап развертывания трубопровода, ему нужно уделять особое внимание, так как некачественная опрессовка приводит к снижению темпов развертывания трубопровода и сверхнормальным потерям горючего.
Трубопровод опрессовывается пневматическим (воздухом) и гидравлическим (водой или горючим) способами. Пневматический способ опрессовки — основной. Он может применяться на любой трассе трубопровода в любое время года.
Опрессовка трубопровода воздухом производится участками длиной 500 м. Для этого создается опрессовочная группа в составе двух опрессовщиков-монтажников и компрессорщика. Группа обеспечивается передвижной компрессорной станцией, укомплектованной гребенкой с рукавами, складской задвижкой Ду-100 с разделителем.
При пневматической опрессовке трубопровода на стыке двух опрессовываемых участков, около пикета, развертывается и подсоединяется к трубопроводу компрессор (рис. 34). Компрессор к трубопроводу ПМТ-100 подсоединяется непосредственно с помощью гребенки, а к трубопроводу ПМТ-150 — с помощью гребенки, закрытой с одного конца складской задвижкой Ду-100.

Рис. 34. Компрессор, подготовленный к опрессовкеПеред опрессовкой участка трубопровода проверяют, нет ли в нем посторонних предметов. Для этого закладывается разделитель РЭМ и под давлением сжатого воздуха пропускается через трубопровод, выталкивая из него все встретившиеся посторонние предметы, а также песок, грязь, снег.
В момент прихода разделителя в конец проверяемого участка трубопровода один из опрессовщиков наблюдает за тем, чтобы около трубопровода не было людей и машин. После прихода разделителя задвижка Ду-100, установленная перед опрессовкой на конце испытуемого участка трубопровода ПМТ-100, закрывается и в трубопровод нагнетается воздух без остановки компрессора. На трубопроводе же ПМТ-150 компрессор в этом случае останавливается, конец испытуемого участка трубопровода закрывается заглушкой, после чего в трубопровод нагнетается воздух.
Когда в трубопроводе давление достигнет 4 кг/см2, его осматривают с целью выявления дефектов. Осматривают трубопровод два опрессовщика, двигаясь навстречу один другому от начала и от конца участка трубопровода, дефектные стыки они определяют на слух и отмечают их флажками (рис. 35).

Рис. 35. Обозначение дефектного стыка
После осмотра участка давление в трубопроводе стравливается до атмосферного. Дефектные стыки тщательно перемонтируются, при этом выявляется причина неисправности. Если произошел закус резинового кольца, то кольцо заменяется новым. При устранении дефектов сборки опрессовщики работают вместе, двигаясь от конца испытуемого участка к компрессору.
После устранения неисправностей производится повторная опрессовка трубопровода давлением 4 кг/см2. По окончании опрессовки давление в трубопроводе стравливается до атмосферного, снимаются гребенка, задвижка или заглушки и опрессованный участок присоединяется к опрессованной линии трубопровода. При стыковании опрессованного участка трубопровода особое внимание обращается на качество сборки этого стыка так как он в дальнейшем опрессовке уже не подвергается.
При остановке в трубопроводе разделителя необходимо стравить давление, разобрать участок трубопровода, где находится разделитель, вынуть его, устранить причины остановки и снова пропустить его через испытуемый участок.
Зимой при опрессовке трубопровода воздухом обращается особое внимание на очистку трубопровода от попавшего в него при монтаже снега. Трубопровод предварительно продувают воздухом, а затем пропускают разделитель для более полного удаления из труб снега и посторонних предметов.
Особо важное значение приобретает тщательная опрессовка трубопровода, собранного в ночное время. Опрессовываемые ночью участки осматриваются с помощью аккумуляторных или карманных фонарей.
Во избежание получения травм не разрешается производить какие-либо монтажные работы на трубопроводе, пока не будет стравлено давление до атмосферного.
Заполнение трубопровода
По мере готовности трубопровода он заполняется горючим. Открываются линейные задвижки, обвязки насосных станций подготовляются к пропуску горючего мимо насосной станции, открываются вентили на вставках-ловушках для выхода воздуха из трубопровода. Включается в работу перекачивающая станция ПСГ-65/130. Она забирает горючее из резервуара и подает его к начальной насосной станции. Начальная насосная станция включается в работу через 10-15 мин после того, как загрязненная головная часть горючего пройдет мимо насосной станции.
При заполнении трубопровода горючим режим работы начальной насосной станции с момента ее включения в работу будет меняться, т. е. давление на напорной линии все время будет возрастать по мере удаления от нее загрязненной головной части горючего до тех пор, пока горючее не пройдет следующую насосную станцию и она не вступит в работу.
Последующие участки трубопровода заполняются аналогичным образом.
При заполнении трубопровода горючим загрязненная головная часть его сбрасывается в отдельные резервуары на конце трубопровода. Сброс загрязненной головной части горючего контролируется путем наблюдения через фонарь пробоотборника и отбора проб через пробоотборник, установленный на конце трубопровода.
При заполнении трубопровода горючим проводится его гидравлическое испытание давлением до 38 кг/см2. Трубопровод испытывается перекачиванием горючего по участкам между насосными станциями по мере его заполнения, перекачка при этом не прекращается.
Испытательное давление до 38 кг/см2 создается в трубопроводе прикрытием задвижки на конце испытуемого участка и регулированием режима работы насосных станций.
Для заполнения трубопровода горючим и гидравлического испытания его создаются три группы:
- группа № 1 — для сопровождения загрязненной части горючего;
- группа № 2 — для устранения неисправностей;
- группа № 3 — для испытания трубопровода на прочность. Группа № 1. Эта группа в период заполнения трубопровода проверяет готовность лежащего впереди участка трубопровода к заполнению, устраняет все обнаруженные в процессе проверки дефекты монтажа и организует постоянное сопровождение загрязненной головной части перекачиваемого горючего.
Группа № 2. В состав группы входит аварийная команда, состоящая из трех человек, ей придается автомобиль. В период заполнения трубопровода горючим группа устраняет неисправности, возникающие после прохождения загрязненной головной части горючего, когда в трубопроводе давление повышается до 5-10 кг/см2, а также тех неисправностей, которые не может устранить группа № 1.
Группа № 2 двигается на автомобиле вдоль трассы трубопровода на расстоянии 2-3 км от группы № 1.
Группа № 3. Предназначена для контроля за состоянием трубопровода и устранения неисправностей, возникающих при его гидравлическом испытании на всем эксплуатационном участке.
Кроме того, на время гидравлического испытания трубопровода ей придаются аварийные машины, закрепленные за испытуемым участком трубопровода. Эта группа организует проверку испытуемого участка трубопровода и устраняет возникающие на нем аварии и неисправности, принимает срочные меры к сбору пролитого горючего, докладывает об окончании испытания каждого участка.
При наличии времени и при положительных температурах воздуха гидравлическое испытание проводят водой, а затем воду вытесняют горючим. Чтобы горючее не обводнялось, между ним и водой помещается резиновый манжетный разделитель РЭМ, оснащенный для контроля за его движением радиоактивным изотопом. При последовательной перекачке воды и горючего с разделителем обращают особое внимание на правильный прием и запуск разделителя на насосных станциях.

Рис. 36. Схема обвязки промежуточного пункта трубопровода
Между эксплуатационными участками, для повышения живучести всего трубопровода, развертываются группы резервуаров. Емкость группы резервуаров должна обеспечивать работу трубопровода в течение 2 ч составлять для трубопровода ПМТ-100 не менее 100 м3 и для трубопровода ПМТ-150 — не менее 200 м3. Технологическая схема обвязки такой группы обеспечивает одновременный прием горючего и подачу его в трубопровод, а также перекачку горючего, минуя резервуары (рис. 36).
Особенности развертывания трубопровода в условиях пустынно-степной местности
При развертывании и эксплуатации полевых магистральных трубопроводов в пустынно-степной местности необходимо учитывать высокую температуру воздуха и грунта, наличие песка и песчаной пыли, вредно влияющих па работу двигателей и ходовую часть машин, затруднения при движении машин без дорог, отсутствие воды и топлива на больших пространствах, а также трудности ориентирования и маскировки.
Барханы и кочки затрудняют раскладку труб, а высокая температура воздуха и грунта, достигающая 50-60 °С, усложняет монтаж трубопровода. Линейное оборудование трубопровода раскладывается на трассе перед сборкой, так как при заблаговременной раскладке возможен занос их песком. При сборке необходимо тщательно очищать стыки трубопровода от песка,
В целях уменьшения потерь горючего от испарений и сохранения его качества на отдельных участках трубопровод заглубляется на 0,3-0,5 м. Для этого отрывают траншеи плужным траншеекопателем типа ПЛТ-60 (рис. 37). Нормальная работа насосных установок может нарушиться из-за образования паровых пробок.

Рис. 37. Отрывка траншей для прокладки трубопровода в пустынной местности плужным траншеекопателем ПЛТ-60
Чтобы предупредить образование пробок, нужно строго поддерживать установленный подпор на всасывании.
Работая в пустынно-степной местности, рабочие должны строго соблюдать питьевой режим, уметь ориентироваться на местности, соблюдать меры предосторожности от ожогов солнечными лучами и от воздействия тепловых (солнечных) уларов. Они должны также уметь оказывать первую помощь пострадавшим от воздействия солнечных лучей и от укуса ядовитых насекомых и пресмыкающихся.
Особенности развертывания трубопровода в горных условиях
На организацию развертывания и эксплуатации трубопровода в горах оказывает значительное влияние сильнопересеченный рельеф местности, а также наличие горных рек, имеющих крутые берега, быстрое течение, резкое и частое колебание уровня воды. Большие трудности при доставке трубопроводного оборудования создают ограниченное количество дорог, возможность образования горных обвалов, завалов и снежных лавин.
Через горные реки шириной до 120 м с крутыми и обрывистыми берегами трубопровод прокладывают с помощью подвесной конструкции. При этом подвесную конструкцию наводят таким образом, чтобы при наибольшем разливе реки трубопровод не подвергался затоплению. Через реки с пологими берегами и реки шириной более 120 м трубопровод прокладывается по дну с помощью тросов. Через горные реки независимо от их ширины прокладывают две линии трубопровода на расстоянии одна от другой до 100 м.
В горных условиях в комплект полевого магистрального трубопровода дополнительно включаются насосные станции, регуляторы давления, обратные клапаны, задвижки и вставки, так как на подъемах через большие горные перевалы требуется устанавливать дополнительные насосные станции, а на уклонах — регуляторы давления.
В местах возможного сползания трубопровод укрепляется подручными материалами.
Во избежание излишних потерь горючего при авариях трубопровода количество линейных задвижек на подъемах и склонах трассы трубопровода увеличивается.
Большие подъемы и спуски оказывают большое влияние на расстановку и режим работы насосных станций. В горных условиях насосные станции запускаются с той станции, которая расположена в наивысшем месте.
При развертывании трубопровода в горах для доставки рабочих, труб и оборудования на отдельные труднодоступные участки трассы могут применяться вертолеты.
Неисправности и аварии на трубопроводе и способы их устранения
К неисправностям трубопровода относятся такие, нарушения в его работе, которые могут быть устранены имеющимися аварийными средствами без остановки перекачки.
Характер и причины неисправностей могут быть следующие:
- подтекание горючего в стыке в результате неполной затяжки гаек откидных болтов соединительных муфт, плохой очистки от грязи венчика манжеты или резинового уплотнительного кольца, установки на стык поврежденного резинового кольца, плохой зачистки заусениц на венчике манжеты трубы;
- свищ в стыке (рис. 38) в результате установки поврежденного резинового кольца или трубы с глубокими забоинами венчика манжеты или в результате закуса резинового кольца;
- свищ в сварном шве трубы (рис. 39) в результате разрыва шва от повышенного давления или повреждения проходящим гусеничным транспортом;
- повреждение (рис. 40) в теле трубы в результате диверсионных действий противника, разрывов бомб и снарядов;
- течь горючего через сальники задвижек и обратных клапанов, а также через прокладки в плоскостях разъема задвижек, обратных клапанов и регуляторов давления в результате установки в линию трубопровода технически неисправного оборудования.

Рис. 38. Свищ в стыке Рис. 39. Свищ в сварном шве трубы

Рис. 40. Повреждение в теле
К авариям на трубопроводе относятся такие повреждения оборудования, устранить которые невозможно без остановки перекачки горючего.
Характер и причины аварий на трубопроводе могут быть следующие:
- разрыв трубы по продольному шву длиной более 500 мм вследствие повышенного давления в трубопроводе или прохождения гусеничного транспорта;
- полное разъединение стыка труб в результате разрыва соединитель-ной муфты или среза венчика манжеты.
Подтекание горючего или свищ в стыке устраняется подтяжкой гаек болтов соединительной муфты (рис. 41). Если же этим способом устранить неисправность невозможно, то на стыке устанавливается аварийная муфта (рис. 42), которая раскрывается и надевается на неисправное соединение, гайки на фланцевых шпильках затягиваются до отказа. Затягивать гайки нужно равномерно с двух сторон. При подтекании горючего по окружности трубы подтягиваются малые нажимные болты.

Рис. 41. Устранение свища в стыке путем подтяжки гаек откидных болтов

Рис. 42. Установка на стык труб аварийной муфты
Разрыв трубы по продольному электросварному шву длиной не более 500 мм, и другие мелкие повреждения тела трубы устраняются с помощью аварийных хомутов. Для двусторонних пробоин используются двусторонние хомуты, для глухих — односторонние.
Аварийный хомут собирается на поврежденной трубе рядом с неисправностью, а затем надвигается на место повреждения, после чего гайки болтов затягиваются равномерно с обеих сторон до устранения течи (рис. 43).

Рис. 43. Установка аварийного хомута на поврежденной трубе
В случае аварии, требующей замены поврежденной трубы, необходимо остановить работу насосных установок и закрыть ближайшие к месту аварии задвижки на линии трубопровода. Отсоединив поврежденную трубу, предварительно подставив под стыки полубочки для сбора вытекающего горючего, подсоединить исправную трубу, открыть линейные задвижки и возобновить перекачку.
Одновременно с заменой трубы собирается пролитое горючее.
Место пролива зачищается, дополнительно перекапывается и засыпается свежим грунтом.
Если поврежденная труба оказалась на участке, где гидростатическое давление более 1 кг/см2, то заменять трубу лучше с помощью двух задвижек и набора вставок. В этом случае порядок замены трубы должен быть следующий. Останавливается работа насосных установок и отсоединяется поврежденная труба. К открытым концам трубопровода подсоединяются вместе со вставками длиной 0,9 м (0,85 м) задвижки. Задвижки закрываются, и вытекание горючего из открытых концов трубопровода прекращается.
С помощью двух вставок длиной по 1,8 м соединяется линия трубопровода. После этого открываются задвижки, и перекачка горючего по трубопроводу возобновляется.
Разъединение трубопровода в местах крутых поворотов ликвидируется с помощью угольников под 45° и вставок различной длины.
Аварии и неисправности при эксплуатации полевых магистральных трубопроводов можно предотвратить. Для этого при погрузочно-выгрузоч-ных работах трубы нельзя бросать, оберегая их от ударов. На трассу нужно вывозить только исправное оборудование. Трубы с помятостью тела, глубокими царапинами и забоинами нужно отбраковывать. При монтаже трубопровода нельзя допускать провисания стыков труб. На крутых поворотах следует использовать угольники под 45°. Нахлесты и разрывы нужно устранять с помощью вставок. Переходы через грунтовые, шоссейные и железные дороги необходимо очень тщательно оборудовать. Для этих целей используются имеющиеся табельные и подручные средства, указательные и предупредительные знаки.
Очень важно качественно опрессовать трубопровод. А при перекачке нельзя допускать резких изменений режима работы насосных станций. Закрывать задвижки на линии трубопровода разрешается только после остановки насосных установок.
Свертывание трубопровода
После выполнения трубопроводной частью задачи по перекачке горючего трубопровод свертывается. Свертывание трубопровода включает следующие работы: опорожнение трубопровода от горючего, разборку трубопровода и погрузку трубопроводного оборудования на автомобили и вывоз его с трассы.
Средства перекачки горючего и масел.
Технические средства перекачки предназначены для слива нефтепродуктов и ракетного топлива из железнодорожных цистерн в резервуары складов, выдачи их в наливной транспорт и тару, внутрискладских перекачек и подачи горючего по полевым магистральным трубопроводам.
Технические средства перекачки классифицируются:
- по принадлежности (складские; комплектов ПМТ, ПМТП, БЗКР, ГЗМК, ГЗСТ);
- типу транспортной базы (подвижные, передвижные);- виду перекачиваемого продукта (горючего, масел, мазутов).
Средства перекачки складские передвижные:
- для горючего малой мощности (МНУГ-10п, МНУГ-20), повышенной мощности (МНУГ-60, МНУГ-80);
- для масел малой мощности (МНУМ-8, МНУМ-14), повышенной мощности (МНУМ-50, МНУМ-60);
Средства перекачки комплектов:
- подвижные для горючего (ПСГ-75, ПСГ-160, ПСГ-240, ПСГ-300);
- передвижные для горючего (ПНУ-75, ПНУ-100, ПНУ-200);
- передвижные для мазутов (МПУ-200, МПУ-300).
МНУГ -мотонасосная установка для перекачки горючего;
МНУМ -мотонасосная установка для перекачки масла;
ПСГ -перекачивающая станция горючего;
ПНУ -передвижная насосная установка;
МПУ-мазутоперекачивающая установка;
ПМТ-полевой магистральный трубопровод;
ПМТП -полевой магистральный трубопровод повышенной производительности;
БЗКР - комплект беспричальной заправки кораблей;
ГЗМК -комплект групповой заправщик малых кораблей;
ГЗСТ - комплект групповой заправщик самолетов топливом.
Компоновка технических средств перекачки определяется их функциональным предназначением. В компоновочную схему входят различные узлы, агрегаты и системы, которые по составу условно можно разделить на основные (обязательные) и дополнительные (вспомогательные).
В основной состав входят:
транспортная база;
насосный агрегат;
трубопроводные коммуникации и арматура;
средства контроля и управления технологическими операциями;
система дополнительного электрооборудования;
комплектующее оборудование;
противопожарное оборудование;
устройство для отвода статического электричества.
В дополнительный состав входят:
вспомогательный насос с приводом;
средства очистки продукта;
средства замера количества продукта;
система подогрева насоса;
система дополнительного охлаждения.
МНУГ-80
Марки расшифровываются следующим образом:
"М"- мото;
"Н"- насосная;
"У" - установка;
"Г" - горючего;
«10, 20, 60, 80," - подача в м3/ч.
Мотонасосная установка для перекачки горючего МНУГ-80 предназначена для перекачки дизельного топлива, автомобильных бензинов и топлив для реактивных двигателей.
При перекачке установка может производить фильтрацию горючего, а по окончании перекачки - освобождение напорных рукавов от остатков горючего.
Установка смонтирована на отдельной съемной раме, закрепленной на одноосном автомобильном прицепе ТАПЗ-755В. Установка состоит из двух отделений (моторного и насосного) разделенных между собой противопожарной перегородкой
Под металлическим капотом в моторном отделении размещены:
двигатель ЗМЗ-24-01 с системами обеспечения (карбюраторный, 4-цилиндровый, 4-тактный, жидкостного охлаждения), радиатор от автомобиля ГАЗ-52, увеличенной вместимости для обеспечения нормального теплового режима при работе двигателя в стационарных условиях;
аккумулятор;
приборный щит, на котором размещены: амперметр для контроля тока заряда аккумулятора, указатели температуры охлаждающей жидкости, давления масла в системе смазки двигателя и уровня топлива в баке, тахометр, счетчик моточасов, кнопка включения стартера, включатели освещения, зажигания, сигнальные лампы аварийных режимов двигателя, розетка для переносного светильника, ручки управления жалюзи радиатора, воздушной и дроссельной заслонками карбюратора двигателя. В насосном отделении размещены:
центробежный самовсасывающий насос СЦН-75-70.
фильтр ФГН-60М, обеспечивающий тонкость очистки горючего 20 мкм при пропускной способности до 80 м3/ч;
топливный бак вместимостью 55 л, обеспечивающий работу двигателя в течение 4,2 ч;
трубопроводные коммуникации с запорно-регулирующей арматурой;
приборный щит, на котором размещены: мановакуумметр, показывающий давление во всасывающей линии, и два манометра, показывающие давление в напорной линии и после фильтра.По периметру прицепа приварены кронштейны для укладки напорных и всасывающих рукавов. Установка может производить перекачку и выдачу горючего через фильтр и минуя его, зачищать остатки горючего в резервуарах и трубопроводах, откачивать горючее из напорной линии МНУГ. Для удобства эксплуатации прицеп оборудован двумя откидными опорами. Передняя откидная опора имеет небольшое колесо для облегчения перемещения МНУГ на рабочей площадке.
С помощью установки можно обеспечить выполнение следующих основных операций:
Перекачку горючего из ж/д цистерн в резервуары склада или из резервуаров в ж/д цистерны.
Внутрискладскую перекачку.
Налив горючего в автоцистерны, металлические и резинотканевые резервуары или выкачку из резервуаров.
Заправку горючим топливных баков машин, при использовании в комплекте ПЗП.
Перекачивающая станция горючего ПСГ.
Перекачивающая насосная станция представляет собой переоборудованный автомобиль, на котором в специальной насосной кабине за кабиной водителя установлены насос с разводными напорно-всасывающими коммуникациями, щиток приборов, коробка отбора мощностей, система рычагов для управления двигателем, муфтой сцепления и самовсасывающим устройством. Станция оборудована фильтром для очистки топлива и укомплектована всем необходимым оборудованием, включая всасывающие и напорные рукава.
Перекачивающие станции горючего предназначены для перекачивания светлых нефтепродуктов, а именно:
- для перекачки горючего из ж/д цистерн в резервуары склада или из резервуаров в железнодорожные цистерны
- для подачи горючего из резервуаров склада на начальные насосные станции полевых магистральных трубопроводов
- для перекачки горючего из одного участка склада на другой и для налива горючего в автотопливозаправщики , автоцистерны и тару
- для использования в комплекте ПЗП и в системе центральной заправки самолетов
- для создания подпора насосным установкам.

Приложенные файлы

  • docx 14778298
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 2

Добавить комментарий