Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

1. Проектирование газо — нефтепроводов, газо — нефтехранилищ

газонефтепровод коррозия фундамент перекачка

Первым этапом в процессе строительства магистральных нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ является этап проектирования.

Проектные работы должны вестись в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», ТСН 12 — 301 — 96. Как правило, такие объекты сооружаются на длительный период эксплуатации и требуют больших капиталовложений.

К предпроектным работам относятся технико-экономические соображения (ТЭС) и технико-экономический доклад (ТЭД).

Развитие сети нефтегазопроводов осуществляется на основе технико-экономического обоснования (ТЭО) с выявлением наиболее оптимальных направлений проектируемых нефтяных и газовых магистралей. Задание на проектирование выдает инвестор или его доверенное лицо. Обычно проектирование ведется в две стадии — составление технического проекта и разработка рабочих чертежей. Допускается составление проекта в одну стадию — технический проект, совмещенный с рабочими чертежами.

При составлении ТЭО:

  • выполняется анализ ресурсов нефти, нефтепродуктов, газа, предназначенных для транспортировки по данному трубопроводу;
  • составляется баланс грузопотоков в динамике по годам;
  • выбирается генеральное направление трассы трубопровода;
  • определяется производительность трубопровода при полном развитии и по очередям строительства;
  • находится оптимальный диаметр и необходимое число перекачивающих станций;
  • устанавливается очередность строительства и ввода мощностей;
  • определяется стоимость строительства на основании укрупненных нормативов капиталовложений.

После выбора генерального направления трассы трубопровода проектировщик проводит инженерные изыскания (изыскательские работы).

В задачу инженерных изысканий входит наиболее детальный сбор и уточнение исходных данных, необходимых для проектирования, а также для увязки различных вопросов строительства с центральными и местными органами. В результате окончательных изысканий при камеральной обработке уточняют план, ситуацию и продольный профиль. Последний является основным графическим материалом, при помощи которого определяются расстояния между перекачивающими станциями, строят эпюры расчетных давлений по трубопроводу. При инженерно-геологических изысканиях производят проходку разведочных выработок по окончательно выбранной трассе, контрольные обследования сложных участков и переходов, определяют глубины промерзания грунтов, их коррозионную и агрессивную активность.

7 стр., 3445 слов

Строительство подводных морских трубопроводов

... и газовых месторождений, расположенных на шельфе, невозможно без строительства трубопроводов. На современных морских нефтепромыслах одни подводные трубопроводы связывают отдельные морские платформы с центральным накопителем ... м. Практика показала, что укладка подводных трубопроводов методом свободного погружения успешно может быть применена при их строительстве буксировкой плетей на расстояние до ...

Генеральный проектировщик может привлекать для работы специальные проектные организации, имеющие лицензии на необходимые виды проектных работ. Проектная организация производит расчеты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, которые принято называть технологическими расчетами. В состав технологического расчета входит собственно гидравлический расчет трубопровода, выбор оборудования, механические и теплотехнические расчеты, технико-экономический расчет, выбор оптимального диаметра трубопровода.

Гидравлический расчет трубопровода

В задачу гидравлического расчета магистрального трубопровода входит определение суммарных потерь напора по длине трубопровода, числа перекачивающих станций и расстановка их по трассе трубопровода. Определяются пропускная способность и рабочее давление. По пропускной способности и вязкости перекачиваемого продукта находят диаметр и режим течения жидкости, от которого зависит коэффициент гидравлического сопротивления. Затем определяют потерю напора и гидравлический уклон.

Диаметр трубопровода в (м) определяют при заданной пропускной способности и принятой скорости течения жидкости (1,5-2,5 м/сек) по формуле:

D =

Где:

  • q — секундная пропускная способность (расход), мі/с;
  • скорость течения жидкости, м/c.

Или задаваясь диаметром трубопровода, определяем среднюю скорость движения жидкости:

w = 4Q / рdІ

Потерю напора на трение h (в м) в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси — Вейсбаха:

h =

Где: л — коэффициент гидравлического сопротивления; l — длина трубопровода, м; w — скорость движения жидкости, м/c; g — ускорение силы тяжести, м/сІ

Коэффициент гидравлического сопротивления (трения) л является безразмерной величиной и зависит от режима движения жидкости, характеризуемого критерием Рейнольдса (Rе), зависящим в свою очередь от средней скорости жидкости W, от диаметра трубы D и от кинематической вязкости жидкости н.

Re =

При ламинарном течении жидкости (при Re ? 2000) в трубе круглого сечения значение коэффициента трения зависит от величины Re и определяется по формуле Стокса.

л =

При Re ? 3000 движение жидкости происходит при турбулентном режиме и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается для гладких, шероховатых труб по более сложным формулам. Для практических решений существуют специальные таблицы определения коэффициента л.

Выбор оптимального диаметра нефтепровода и нефтепродуктопровода

Определенное количество нефти или нефтепродуктов может быть теоретически перекачено по трубопроводам различного диаметра. Чем меньше диаметр (при одинаковой пропускной способности трубопровода), тем больше требуемый напор, следовательно, необходимо больше станций и, наоборот, чем больше диаметр, тем требуется меньше станций. Поэтому наиболее выгодным диаметром трубопровода является тот, при котором требуются меньшие капитальные затраты и эксплуатационные расходы при максимальной пропускной способности. Чтобы решить, какой вариант является более выгодным, пользуются показателем сравнительной экономической эффективности капитальных вложений, характеризующим минимум приведенных затрат.

П = Э + Е К = min,

Где: П — приведенные затраты; Э — эксплуатационные расходы; К — капитальные вложения; Е — отраслевой нормативный коэффициент эффективности с учетом срока окупаемости; Т — приведенные затраты, можно выразить следующим выражением:

П = К / Т + Э

Иногда при оценке сравниваемых вариантов пользуются показателем срока окупаемости:

Т = К1 — К2 / Э1 — Э2,

Где: К1 , К2 , и Э1 , Э2 — соответственно капитальные и эксплуатационные затраты рассматриваемых вариантов строительства.

Свойства нефти, влияющие на технологию ее транспорта

На технологию транспорта и хранения нефтей влияют их физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость, пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность. Плотность нефти при 20єС колеблется в пределах от 760 до 940 кг / мі. С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой.

Вязкость нефти при 20єС в 1,3 ч 310 раз превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефтей по трубопроводам.

Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки. Вязкость нефти зависит от содержания в ней асфальтосмолистых веществ, а также парафина. Высокопарафинистые нефти застывают при положительных температурах (до + 30єС) и при малых перепадах давления ведут себя как твердое тело (не текут).

Для примера приведем основные параметры нефти нескольких регионов.

Таблица 1.

Регион

Плотность

при 20єС, кг/мі

Кинематическая

вязкость при 20єС,мм/c

Температура

застывания єС

Содержание

парафина, %

Пермский

802 ч 960

4,2 ч 161,8

60 ч -13

2,0 ч 10,4

Башкортостан

846 ч 918

6,7 ч 89,8

21 ч — 70

2,1 ч — 70

Татарстан

846 ч 910

8,7 ч 98,3

30 ч — 52

3,5 ч 5,1

Коми

822 ч 849

6,2 ч 13,8

10 ч — 40

2,0 ч 10,4

Краснодарскийкрай

771 ч 938

1,6 ч 310,3

54 ч 3

0,5 ч 8,3

Основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов

Магистральный нефтепровод (МНП) состоит из следующих сооружений:

  • подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти с головными сооружениями МНП;
  • головная перекачивающая станция (ГПС), на которой производится приемка нефти, смешение или разделение их по сортам, учет и перекачка на следующую станцию;
  • промежуточные перекачивающие станции (ППС), с помощью которых
  • нефть, поступающая с предыдущей станции, перекачивается далее;
  • конечный пункт (КП), где нефть принимается из трубопровода, распределяется потребителям или отправляется потребителям другими видами транспорта;

— линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод или линейная часть, линейные технологические колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.).

Кроме того, сюда относят линии связи, дома обходчиков, вертолетные площадки, грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода, устройства приема и пуска скребков, разделителей, диагностических снарядов. Запорная арматура устанавливается на трубопроводе через 15 — 20 км безколодезным способом с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Камеры приема и пуска скребка размещаются на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с нефтеперекачивающими станциями. Нефтеперекачивающие станции подразделяются на головные и промежуточные. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету, обычно через 100 — 200 км. Конечным пунктом нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза. На рис. 1., показаны все сооружения на трассе нефтепровода.

Рис. 1. Состав сооружений магистрального нефтепровода: 1 — подводящий трубопровод; 2 — головная нефтеперекачивающая станция; 3 — промежуточной нефтеперекачивающая станция; 4 — конечный пункт; 5 — линейная часть; б — линейная задвижка; 7 — дюкер; 8 — надземный переход; 9 — переход под автодорогой; 10 — переход под железной дорогой; 11 — станция катодной защиты; 12 — дренажная установка; 13 — дом обходчика; 14 — линия связи; 15 — вертолетная площадка; 16 — вдольтрассовая дорога

Земляные работы

Объем земляных работ на линейной части зависит от схемы прокладки трубопровода и профиля траншеи. Выбор схемы прокладки определяется условиями строительства и на основании технико-экономического сравнения различных вариантов. На рис.2. показаны схема прокладки и профиль трубопровода.

Выбор трассы является очень ответственным элементом в процессе строительства трубопровода. Основным вариантом прокладки трубопроводов является подземный, рис.3.

Рис. 3. Подземные схемы прокладки трубопровода: а — прямоугольная форма траншеи; б — трапецеидальная форма траншеи; в — смешанная форма траншеи; г — укладка с балластировкой седловидными пригрузами; д — укладка с использованием винтовых анкеров для закрепления против всплытия

На не пахотных землях могут быть использованы полуподземный или наземный варианты. В определенных условиях трубы прокладываются на сваях, такой способ прокладки трубопровода называется надземным. Особо осложненные условия прокладки трубопроводов на крайнем Севере (см. табл. 2).

Табл. 2

Месторождения

Площадь, в % к общей площади месторождения

Суходол

Поймы

Типы болот

Озера

1

2

3

всего

Федоровское

17,8

——

29

14,7

14,6

58,3

23,9

Холмогорское

9,8

——

14,5

33,2

25,4

73,1

17,1

Муравленковское

10

——

30

20

20

70

20

Суторминское

15,3

0,6

11,9

28,4

36,6

76,9

7,2

Южно-Сургутск.

26,7

69,1

4,3

——

——

4,3

——

Подводные переходы, переходы через автомобильные и железные дорогию. К подводным переходам относятся участки магистральных трубопроводов, пересекающие естественные и искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища) по их дну. Схема подводного перехода включает основную и резервную нитку (дюкер).

При ширине водной преграды в межень (в среднем) менее 75 м резервную нитку допускается не сооружать. Магистральные трубопроводы прокладывают, как правило, с заглублением в дно водоемов. Земляные работы под водой выполняют специализированные организации с помощью земснарядов, грунтососов или гидромониторов. Например, прокладываемый через Черное море газопровод «Голубой поток» заглублен в дно до глубины воды 500 м, далее проложен по дну моря. Балластировка или утяжеление трубопровода производится с целью предотвращения его всплытия. Наиболее надежными являются чугунные пригрузы. Схема подводного перехода показана на рис. 4.

Рис 4 Схема подводного перехода: 1 — отключающие устройства (задвижки — на нефтепродуктопроводах, краны — на газопроводах); 2 — основная нитка трубопровода; 3 — резервная нитка трубопровода.

Переходы через железные и автомобильные дороги прокладываются с помощью горизонтального бурения или продавливанием специального патрона, рис.5.

Рис. 5 Схема горизонтального бурения: I — буровой инструмент; 2 — рабочий котлован; 3 — опора; 4 — тросы; 5 — трубоукладчик; 6 — силовая установка; 7 — шнековый транспортер; 8 — ролики; 9 — прокладываемый кожух; 10 — разрабатываемый грунт

Перед водными преградами и после них в обязательном порядке на трубопроводе устанавливается запорная арматура, то же самое делается перед и после железной и автомобильной дорог. Через небольшие реки и овраги трубопроводы могут прокладываться наземным способом. На рис.6. показаны наземные схемы переходов через естественные и искусственные препятствия.

Рис. 6. Надземные схемы переходов через естественные и искусственные препятствия:

  • а — однопролетный балочный переход;
  • б — арочный переход;
  • в — многопролетный балочный переход с компенсатором;
  • г — трапецеидальный переход;
  • д-вантовый переход;
  • е — висячий переход;
  • ж — переход в виде самонесущей провисающей нити;
  • 1 — трубопровод;
  • 2 — опора;
  • 3 — пилон;
  • 4 — якорь;
  • 5 — несущий трос

2. Содержание одного из СНиПов

Трубы и сварочные материалы. Для строительства линейной части магистральных трубопроводов используют цельнотянутые, сварные (прямо и спиральношовные) трубы отечественного (табл. 3) и импортного (табл. 4) производства. Поставка труб регламентируется техническими условиями. Для сварки труб применяют электроды отечественного и зарубежного производства (табл. 5), сварочную проволоку (табл. 6) и флюс.

При разгрузке, складировании, погрузке, транспортировке и хранении труб и трубных секций необходимо принимать меры по их сохранности.

Электроды, сварочную проволоку и флюс применяют в соответствии с техническими условиями.

Изоляционные материалы. Для антикоррозионной защиты наружной поверхности стальных магистральных трубопроводов применяют полимерные покрытия и покрытия, приготовленные на битумной основе, главным образом битумно-резиновые, наносимые на тонкий слой грунтовки (битумной или клеевой).

Нефтяные битумы марок БНИ-IV, БНИ-1У-3 и БНИ-V, а также строительные битумы марок БН-IV и БН-V составляют основу битумно-резиновых изоляционных покрытий, к которой для повышения тугоплавкости и вязкости изоляционной мастики добавляют разные наполнители и пластификаторы. Физико-механические свойства битумов приведены в табл. 7.

В качестве наполнителя применяют преимущественно резиновую крошку, получаемую из утилизированных автомобильных, тракторных и других покрышек. Физико-механические свойства резиновой крошки следующие: содержание текстиля — не более 5%, влаги — не более 1,5%, черных металлов после магнитной сепарации—не более 0,1 %, прочие включения не допускаются; просев через сито с отверстиями 1,5 мм—100%, 1 мм — 96%.

Пластификаторы вводят в состав битумной мастики для придания ей повышенной пластичности при отрицательных температурах. В качестве пластификаторов применяют разные нефтяные масла (зеленое, осевое, трансформаторное, автотракторное), а также полимерные добавки (полиизобутилен П-20, П-118, П-200).

Физико-механические свойства зеленого масла следующие: плотность при 20 °С не менее 970 кг/м 3 ; температура начала перегонки — не ниже 165 °С, окончания перегонки — не выше 350 °С, коксуемость — не более 0,75 %; содержание нафталина — не более 8 %, серы — 1 %, воды — 0,2 %. Изоляционные мастики на битумной основе, как правило, армируют. В качестве армирующего материала используют стекловолокнистый холст (в виде рулонного материала).

Техническая характеристика холста

Марка холста ВВ-КВВ-Г

Толщина, мм0,50,5

Ширина, мм 960400

Усилие разрыву, Н 29,415,68

Температура эксплуатации, °СОт — 30 до + 30От —30 до +30

Битумная грунтовка представляет собой раствор битума БН-IV или БНИ-IV в неэтилированном авиационном бензине Б-70 (1:3, по объему, или 1:2, по массе).

Битумно-резиновые мастики, техническая характеристика которых приведена в табл. 8, на строительные площадки, как правило, поступают в мешках из крафт-бумаги (масса 25—45 кг) или в упаковках с оберткой из крафт-бумаги (масса 150—200 кг) в готовом виде. На битумоплавильных базах мастику очищают от крафт-бумаги, разделывают на куски массой 2—5 кг, разогревают в специальных котлах до 180 °С, а затем битумовозами доставляют ее на трассу к изоляционным машинам.

Все магистральные трубопроводы диаметром 720 мм и более, а также часть трубопроводов меньшего диаметра (не считая труб, изолированных в заводских условиях) в последние годы изолируют полимерными лентами отечественного производства, изготовленными из полимерных пленок с нанесенным на одну сторону ленты клеевым слоем. Применяются также импортные полимерные материалы, поставляемые в рулонах. Техническая характеристика липких и полимерных лент приведена в табл. 9. Полимерные липкие ленты наносят на загрунтованный трубопровод.

Полимерные изоляционные покрытия трубопроводов в обязательном порядке защищают от механических повреждений разными обертками, например типа ПДБ, ПРДБ, бризол, толь-кожа, а также импортными защитными обертками, изготовленными на полиэтиленовой основе. Защитные обертки поставляют в рулонах. Чаще всего в качестве защитной обертки используют бризол марок ГИ-1 и ГИ-2.

Техническая характеристика бризола

Марка бризолаГИ-1ГИ-2

Масса рулона, кг, не менее1211,5

Водопроницаемость (в сут.) под давлением

столба воды высотой 5 см, не более3020

Водонасыщение (в % , по массе) через 24 ч,

не более1013

Отношение массы пропитки к массе абсолютно сухой бумаги, не менее 0,6 : 10,55 : 1

Примечание. Площадь рулона (19+0,5) м 2 ; предел прочности на растяжение полоски шириной 50 мм — 2.94 МПа; гибкость (число двойных перегибов на 180 ° до появления сквозных трещин) при температуре (180±2) С С — не менее 10, температура размягчения протирочной массы 50 °С.

Марки изоляционных лент зарубежного производства и клеевых грунтовок для них приведены в табл. 10.

При поступлении партии изоляционных материалов проверяют соответствие сертификатов техническим условиям поставки и фактическое количество прибывших материалов количеству, указанному в отгрузочных документах, а также сохранность (состояние) упаковки и материала.

Табл. 3

Табл. 4

Табл. 5

Марка электрода

Тип электрода

Предел

прочности, МПа

Предел текучести, МПа

Относительное

удлинение, %

УО НИ-13/55

«Гарант»

ВСЦ-4

ВСЦ-4А

«Фокс Цель»

ВСФС-50

ВСФ-60

ВСФ-65

Шварц-ЗК

ВСФ-75

Э50А

Э50А

Э42Ц

Э50Ц

Э42Ц

Э50А

Э60А

Э60А

Э60Б

Э70Б

509,6—539

490—529,2

431,2—509,6

439,8—588

431,2—509,6

490—539

588—637

637—686

617,4—676,2

735—784

392—411,6

392—401,8

343—411,6

392—470,4

352,8—411,6

362,6—392

470,4—529,2

490—539

519,4—539

588—637

22—26

24—30

20—28

18—28

20—30

25—30

25—28

22—28

22—28

18—22

Табл. 6

Марка сварочной

проволоки

Механические свойства металла шва и сварного соединения

Предел прочности,

МПа

Предел текучести,

МПа

Относительное

удлинение, %

СВ-08А, СВ-08АА

СВ-08ГА

СВ-08ХМ,

СВ-08МХ

СВ-08ГА

СВ-08ХМ,

СВ-08МХ

509,6—529,2

578,2—597,8

705,6—764,4

568,4—588

666,4—705,6

382—421,4

421,4—450,8

480—558,6

431,2—450,8

499,8—553,7

23—26

23—25

18—20

23—24

19,5—22,5

Табл. 7

Табл.8 Примечание. Мастики марок МБР-65 и МБР-75 применяют на негорючих участках трубопроводов в северных и центральных районах; МБР-90 и МБР-100— в летнее время на горючих участках трубопровода в южных районах.

Табл. 9

Примечание. Липкость клея не менее 20 с, удельное электрическое сопротивление пластиката при 20 °С — не менее 1 * 10 13 Ом * м.

Табл. 10

Изоляционная лента

Клеевая грунтовка

Плотность грунтовки, кг/м 3

«Поликен 980-20»

«Нитто-53»

«Фурукава-Рапко КС»

«Секисун-841»

«Денсо Р-20»

«Плайкофлекс 340-20»

«Поликен-919»

«Нитто-В»

«Фурукава»

«Секисун», «Нитто-В»

«Денсолен-М»

«Плайкофлекс-105»

780

770

750

780

780

810

3. Классификация магистральных нефте — газопроводов

В соответствии с российскими строительными нормами трубопроводы для добычи и транспортировки нефти, газа и нефтепродуктов подразделяются на четыре группы:

1- — промысловые трубопроводы;

2- — технологические трубопроводы;

3- — магистральные трубопроводы;

4- — распределительные трубопроводы.

Магистральные трубопроводы классифицируются по давлению, диаметру и в зависимости от ответственности и сложности.

По давлению трубопроводы делятся на 2 класса:

1 класс — от 2,5 до 10 МПа,

2 класс — от 1,2 до 2,5 МПа

По диаметру трубопроводы делятся на 4 класса:

1 кл. — от 1000 до 1400 мм

2 кл. — от 500 до 1000 мм

3 кл. — от 300 до 500 мм

4 кл. — менее 300 мм

По сложности и ответственности трубопроводы делятся на 5 категорий: В; 1; 2; 3; 4.

К самой ответственной категории — В — относятся трубопроводы диаметром 1000 мм и более, прокладываемые на наиболее ответственных участках. Например — переходы через судоходные и несудоходные реки шириной зеркала воды в межень 25 м и более, железные и автомобильные дороги, через болота, а также трубопроводы внутри зданий. Для категории В, первой и второй категории трубопроводов все сварочные стыки подлежат радиографическому контролю. Трубопроводы категории В подвергаются физическому испытанию на полуторакратное давление. У трубопроводов четвертой категории контролируются только пять процентов сварочных стыков.

По способу изготовления трубы подразделяются: бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы заводами изготовляются диаметром не более 529 мм., сварные — до1400 мм. По толщине стенки трубы выпускаются от 4 мм до 20 мм., специальные трубы — до 32 мм. Две нитки газопровода «Голубой поток» диаметром 600 мм. с толщиной стенки 32 мм проложены по дну Черного моря в Турцию.

Сортамент электросварных труб приведен в табл. 11.

Табл. 11

Диаметр, мм

Толщина стенки, мм

наружный

условный

219

200

4 5 6 7

273

250

4 5 6 7 8

325

300

4 5 6 7 8

377

350

4 5 6 7 8 9

426

400

4 5 6 7 8 9

529

500

4 5 6 7 8 9 10

630

600

4 5 6 7 8 9 10 11 12

720

700

6 7 8 9 10 11 12 14

820

800

7 8 9 10 11 12 14 16

930

900

8 9 10 11 12 14 16

1020

1000

9 10 11 12 14 16 18

1220

1200

11 12 14 16 18

Магистральные трубопроводы классифицируют по различным признакам.

1. В зависимости от положения трубопровода относительно уровня поверхности земли различают подземные, полуподземные, наземные и надземные трубопроводы (рис. 7).

Подземные трубопроводы (см. рис. 7, а) — это трубопроводы у которых верхняя образующая трубы находится на уровня поверхности земли. Такие трубопроводы размещают в траншеях и засыпают грунтом.

Размеры траншеи для подземных трубопроводов зависят от характepa транспортируемой среды, вида грунта, диаметр трубопровода, режима перекачки нефти или нефтепродуктов.

Рис. 7. Классификация магистральных трубопроводов по глубине заложения.

Зависимость глубины траншеи Н и ширины В по дну траншеи от диаметра трубопровода D можно представить в следующем виде:

  • H = D + h;
  • В = D + 300 при D <
  • 700 мм;
  • B=l,5 D при D >= 700 мм,

Где:

h — глубина заложения от уровня поверхности земли до верхней образующей трубы, м.

Зависимость глубины заложения подземного трубопровода от вида грунта характеризуется следующими данными в соответствии со СНиП П-45—75:

Вид грунтаh, м

Болота и торфяные грунты, подлежащие осушению1,1

Песчаные барханы1,0

Скальный0,6

Полуподземные трубопроводы (см. рис. 7, б) — это трубопроводы, заглубленные в грунт только на половину диаметра. От внешних воздействий верхнюю половину обычно защищают земляной насыпью.

Наземные трубопроводы (см. рис, 7, в) — это трубопроводы, расположенные на поверхности земли и также защищенные земляной насыпью.

Надземные трубопроводы (см. рис, 7, г)- это трубопроводы, находящиеся на некотором возвышении над уровнем поверхности земли на специальных железобетонных или стальных опорах.

Подземные трубопроводы для транспорта нефти, газа и нефтепродуктов составляют 98 % от общей протяженности и магистральных трубопроводов. Такое значительное использование подземных трубопроводов объясняется рядом преимуществ: независимость или малая зависимость температуры стенок труб от изменения температуры воздуха, уменьшение опасности повреждения трубопроводов от воздействия внешних сил и нагрузок (нагрузки от наземного транспорта, ветровые нагрузки и др.), сохранение для рационального использования земельных участков сельскохозяйственного назначения при условии проведения рекультивации плодородных почв.

Подземная прокладка трубопроводов может применяться во всех районах нашей страны, за исключением зон вечной мерзлоты, потому что при транспорте по трубопроводу нефти или газа с положительной температурой грунт оттаивает, вызывая значительную деформацию и разрушение трубопровода. Большие трудности встречаются при подводной прокладке переходов через горные реки с блуждающими и сильно размываемыми руслами.

Наземные и надземные трубопроводы прокладывают в районах вечной мерзлоты на Крайнем Севере при сооружении переходов через реки, ущелья, овраги. Однако монтаж линейной части надземных трубопроводов вызывает определенные трудности, так как процессы монтажа трубопроводов на опорах отличаются высокой трудоемкостью и недостаточно механизированы. Надземные трубопроводы в отличие от подземных подвергаются непосредственному воздействию окружающей атмосферы, что осложняет их надежную эксплуатацию в условиях резко отрицательных температур в зимнее время в северных и северо-восточных районах.

Во избежание хрупкого разрушения труб при низких температурах (явление хладноломкости) надземные трубопроводы сооружают из дорогостоящих труб с высокой стойкостью против хрупкого разрушения или используют соответствующую тепловую изоляцию. Кроме того, для компенсации значительных температурных напряжений и деформаций надземные трубопроводы укладывают по специальным схемам или устанавливают на них компенсаторы.

2. Разделение магистральных трубопроводов и их участков на классы и категории.

Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления подразделяют на два класса: класс I — от 2,5 до 10 МПа и класс II —от 1,2 до 2,5 МПа.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяют на четыре класса в зависимости от их диаметра (условного): класс I — от 1000 до 1400 мм; класс II —от 500 до 1000 мм; класс III —от 300 до 500 мм и класс IV — менее 300 мм.

Кроме того, в зависимости от сложности и ответственности магистральные трубопроводы делятся на две категории (III и IV), а их отдельные участки — на пять категорий (В, I, II, III, IV).

Нормативными документами (СНиП П-45—75 и СНиП 111-42—80) для каждой категории установлены различные требования по расчетным коэффициентам для расчетов на прочность (нормы контроля монтажных сварных соединений и условия испытаний магистральных трубопроводов перед сдачей их в эксплуатацию) (табл.12 ).

Табл. 12

Примечания: 1. Р ИСП — давление жидкости при проведении гидравлического испытания, МПа; Pраб — рабочее давление в магистральном трубопроводе, МПа. 2. Для участков магистральных трубопроводов категории IV данные приведены для подземной прокладки; при наземной и надземной прокладках контролю физическими методами должны подвергаться 100 % монтажных сварных соединений (из них радиографическим методом — не менее 10%).

Подробная характеристика категорий магистральных трубопроводов и их участков дана в СНиП П-45—75. Магистральные трубопроводы категории III — газопроводы диаметром 1200 мм и более, нефте- и нефтепродуктопроводы диаметром 700 мм и более; категории IV — газопроводы диаметром менее 1200 мм, нефте- и нефтепродуктопроводы диаметром менее 700 мм.

Примеры участков магистральных трубопроводов различных категорий:

  • категория В — переходы нефте- и нефте — продуктопроводов через реки, судоходные в русловой части, и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый при диаметре 1000 мм и более;
  • газопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территории КС, ГРС;
  • категория I — подводные и надземные переходы газопроводов через судоходные и несудоходные реки шириной 25 м и более;
  • категория II — переходы через автомобильные дороги категорий III, III — п, IV, IV-п;
  • трубопроводы, примыкающие к границам КС и НПС;
  • категория III — переходы через автомобильные дороги категории V, овраги, балки, рвы;
  • категория IV — основная линейная часть магистральных трубопроводов.

4. Схема прокладки магистрального нефтепровода (газопровода)

К линейным объектам нефтяной и газовой промышленности относятся магистральные трубопроводы для транспорта нефти (нефтепроводы), нефтепродуктов (нефтепродуктопроводы) и газа (газопроводы), а также линии технологической связи. Современные магистральные нефтепроводы диаметром до 1220 мм работают при рабочем давлении до 6,4 МПа. Современные магистральные газопроводы имеют диаметр до 1420 мм, а рабочее давление в них достигает до 7,5 МПа. В ближайшей перспективе давление газа во вновь строящихся газопроводах увеличится до 10—12 МПа.

Магистральный нефтепровод (рис. 8) состоит из линейной части (нитки), головной и промежуточной нефтеперекачивающих станций, тепловых станций для подогрева нефти при ее высокой вязкости (например, мангышлакская нефть), конечных пунктов приема нефти. В состав магистрального газопровода (рис. 9) входят собственно линейная часть (нитка), головная и промежуточные компрессорные станции и газораспределительные станции (ГРС).

Рис. 8. Схема магистрального нефтепровода: 1 — нефтяной промысел; 2 — УКПН; 3 — головная НПС; 4 — нефтепровод; 5 — дом линейного ремонтера; 6 — станция катодной защиты; 7 — задвижка; 8 — подводный переход; 9 — надземный переход через овраг; 10 — промежуточная НПС; 11 — нефтеперерабатывающий завод; 12 — нефтеналивная железнодорожная эстакада; 13 — морская эстакада налива нефти.

Рис. 9. Надземные схемы укладки линейной части магистрального трубопровода: а — прямолинейная прокладки с П-образными компенсаторами; б — зигзагообразная прокладка; в — упругоискривленный самокомпенсирующийся трубопровод; г — прямолинейная прокладка со слабоизогнутыми компенсационными участками; 1 — трубопровод; 2 — неподвижная (анкерная) опора; 2 — промежуточная продольно-подвижная опора; 3 — П-образный компенсатор; 4- промежуточная свободноподвижная опора; 6 — шарнирная опора; 7 — слабоизогнутый компенсационный участок.

Рис. 10. Схема магистрального газопровода:

1 — газовый промысел; 2 — УКПГ; 3 — головная компрессорная станция; 4 — газораспределительная станция; 5 — магистральный газопровод; 6, 7 — подземные переходы под дорогами; 8 — промежуточная компрессорная станция; 9 — подводный переход; 10 — станция подземного хранения газа; 11 — скважины; 12 — компрессорная; 13, 14 — потребители газа

Для сооружения линейной части магистральных трубопроводов применяют стальные сварные трубы диаметром 820—1420 мм с прямыми или спиральными швами из сталей низколегированных повышенной и высокой прочности (предел прочности до 600—650 МПа).

Трубы соединяют в единую нитку электродуговой (ручной Я автоматической под флюсом) и электроконтактной сваркой оплавлением.

5. Защита нефтепровода (газопровода) от коррозии

В условиях магистральных трубопроводов имеют место следующие виды коррозионных процессов:

  • коррозия в электролитах — коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток (вода, растворы кислот, щелочей, солей);
  • почвенная коррозия — коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенного электролита;
  • электрокоррозия — коррозия подземных металлических сооружений под воздействием блуждающих токов;
  • атмосферная коррозия — коррозия металлов в атмосфере воздуха или другого газа, содержащего пары воды;
  • биокоррозия — коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы;
  • контактная коррозия — коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным контактом двух металлов.

Процесс коррозии начинается с поверхности металлического сооружения и распространяется вглубь него. Различают сплошную и местную коррозию. Местная коррозия — это окисление металла на отдельных участках металлической поверхности. Она может быть следующих видов:

  • пятнами (глубина повреждения много меньше его диаметра);
  • язвенная (глубина повреждения примерно равна его диаметру);
  • точечная (глубина повреждения много больше его диаметра);
  • поверхностная (коррозионный процесс идет под слоем неповрежденного металла);
  • структурно-избирательная (разрушается какой-то один компонент сплава);
  • межкристаллическая (коррозионное разрушение имеет место на границе между кристаллами);
  • коррозионное растрескивание (коррозионно-механическое воздействие приводит к образованию трещин в металле).

Предельные и непредельные углеводороды совершенно инертны к металлам, неуглеводородные компоненты вступают с металлом в химическую реакцию. Особенно опасны сернистые соединения (элементарная сера, сероводород, меркаптаны).

В процессе подготовки нефти на промыслах осуществляется ее обезвоживание и обессоливание, однако, определенное количество минерализованной воды попадает в магистральные трубопроводы, что приводит к их внутренней коррозии.

Большую опасность в коррозионном отношении представляют органические кислоты и сульфатвосстанавливающие бактерии. Из вышесказанного следует, что уменьшение коррозионных процессов как внутри, так и снаружи трубопроводов является важнейшей задачей строительных и эксплуатационных организаций.

На сегодня в практике строительства трубопроводов применяются изоляционные покрытия на основе битумных мастик, полиэтиленовых и поливинилхлоридных изоляционных липких лент, эпоксидные порошковые краски, напыленный полиэтилен и др.

Практика показывает, что даже тщательно выполненные изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты трубопроводов. Практически все магистральные трубопроводы оснащаются средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной. Чаще всего на трубопроводах осуществляется катодная защита.

Принципиальная схема катодной и протекторной защиты приведена на рис.11.

Рис. 11, Принципиальная схема катодной защиты: 1 — ЛЭП; 2 — трансформаторный пункт, 3 — станция катодной защиты; 4 — защищаемый трубопровод; 5 — анодное заземление; 6 — кабель.

Рис. 12, Механизм действия катодной защиты

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента.

Рис. 13, Принципиальная схема протекторной зашиты.

Два электрода: трубопровод 1 и протектор 2, изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь, опущены в почвенный электролит и соединены проводником 3. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику 3.

Изоляционные покрытия предохраняют наружную поверхность магистральных трубопроводов от почвенной коррозии (пассивная защита).

Многолетнее нахождение изолированного трубопровода в грунте (более или менее агрессивной среде) приводит к старению изоляционных покрытий. В них появляются трещины, отслоения от поверхности трубопровода. Во все возрастающей степени проявляют себя дефекты изоляционного покрытия, механические повреждения его. Для эффективной защиты магистральных трубопроводов применяют сочетание пассивной и активной (электрохимической) защиты. Наиболее распространенный тип электрохимической защиты магистральных трубопроводов от коррозии — катодная защита, т. е. наложение электрического поля от внешнего источника тока, создающего катодную поляризацию на трубопроводе. При этом коррозионному разрушению подвергается анодное заземление из металлических или неметаллических электропроводных материалов. Защита осуществляется при создании определенной разности потенциалов между трубопроводом и окружающим его грунтом от источника постоянного и выпрямленного тока. Разность потенциалов создается станцией катодной защиты (СКЗ).

До монтажа СКЗ устраивают анодное заземление из стальных электродов. Для этого роют траншею глубиной 0,9 м и шириной 0,5 м, длина ее соответствует длине анодного заземления: стальные электроды забивают вертикально в дно траншеи на глубину до 3 м (или бурят скважины и устанавливают в них электроды в коксовой мелочи или графитированные электроды); вертикальные электроды приваривают к горизонтальной соединительной части заземления; соединительный провод приваривают к анодному заземлителю.

Порядок монтажа СКЗ следующий:

  • из металлического шкафа вынимают блок сетевой станции, шкаф прикрепляют к скобе, стягивающей пасынок опоры, или непосредственно к стене здания;
  • провода питающей сети и катодной защиты через специальные патрубки вводят внутрь шкафа;
  • провода питающей сети подключают к клеммнику питания, а провода катодной защиты — к клеммнику выхода;
  • проводку защитного заземления присоединяют к кожуху станций;
  • выдвижной блок вставляют в шкаф станции;
  • провода питания подключают к электросети переменного тока;
  • переключатели грубой и плавной регулировки устанавливают в положение, соответствующее заданному напряжению нагрузки катодной защиты;
  • включают питание.

При установке СКЗ выполняют следующие операции: подготовку, расположение на месте монтажа, монтаж проводки питания и защитного заземления, подключение дренажной проволоки и пробное включение станции.

Протекторную защиту выполняют при значительной удаленности участков магистральных трубопроводов от источников электроснабжения, если применение катодной защиты экономически не выгодно. Протекторные установки, состоящие из протектора, активатора, проводника и контрольно-измерительного пункта, присоединяют к защищаемому участку магистрального трубопровода, имеющего более низкий электрохимический потенциал. Промышленность выпускает несколько типов протекторов: ПМ-5, ПМ-10, ПМ-20 (металлические аноды), ПМ-5у, ПМ-10у, ПМ-20у (металлические аноды в комплекте с активатором).

Их устанавливают по одному (на расстоянии 3—5 м от трубопровода) или группами.

Расположение протекторов на плане трассы магистрального трубопровода, планы площадок, на которых устанавливают протекторы для защиты кожухов на переходах трубопроводов через железные и автомобильные дороги, устройство катодного вывода, места установки КИП (обычно через 1 км) и опознаватель знаков, отдельные конструктивные элементы указывают на рабочих чертежах по протекторной защите трубопровода или его участков.

Электродренажная защита предназначена для защиты магистрального трубопровода от блуждающих токов, которые она отводит с трубопровода в рельсовую часть цепи электротяги или на сборную шину отсасывающих кабелей тяговой подстанции железной дороги. Блуждающие токи достигают значительных величин и могут вызвать сквозную коррозию стенок трубопровода, уложенного в траншею, через 3—5 лет, поэтому ввод электродренажной защиты в действие необходимо приурочивать к укладке и засыпке трубопровода на защищаемом участке.

Различают прямой дренаж — при устойчивой положительной: разности потенциала трубопровод — рельс и поляризованный дренаж—при знакопеременной разности потенциала. Выпускаемые промышленностью станции дренажной защиты (СДЗ) автоматические (с автоматическим регулированием направления тока или автоматическим регулированием разности потенциала трубопровод — рельс).

Систему электрохимической защиты магистрального трубопровода от коррозии сооружают специализированные бригады (10—11 чел.), оснащенные легковым и грузовым автомобилями, автокраном, цепным экскаватором, бурильно-крановой машиной, передвижной электростанцией, сварочным агрегатом, набором инструментов для пайки, битумоплавильным передвижным котлом вместимостью 500 л, вагоном-домиком, трактором-тягачом.

Общие обязательные положения по сооружению систем электрохимической защиты магистральных трубопроводов от коррозии могут быть сформулированы следующим образом:

  • специализированные бригады должны смонтировать и опробовать КИП до проверки качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации;
  • устройства и элементы системы электрохимической защиты трубопровода к сооружениям или их элементам, находящимся в ведении сторонних организаций и предприятий, можно присоединять только после получения от них разрешения и в присутствии официальных представителей;
  • провода установок электрохимической защиты и КИП к трубам с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа и более следует приваривать только термитной сваркой (с применением медного термита), а к кольцевым и продольным сварным швам этих труб — электродуговой сваркой;

— законченную строительством систему электрохимической защиты опробуют в два этапа: сначала осуществляют индивидуальное опробование отдельных защитных установок, а затем комплексное опробование всей системы, после которого рабочая комиссия составляет акт о приеме системы в эксплуатацию и дает рекомендации по режимам ее работы.

6. Сооружение фундамента и разворачивание РВС — 5000

Очень важным элементом при строительстве резервуаров является фундамент.

Для резервуаров объемом до 5 тыс. м 3 (см. рис. 14) устраивают так называемые насыпные грунтовые двухслойные основания 2. Нижний слой этого основания — уплотненный местный супесчаный грунт, а верхний слой — уплотненный песок средней зернистости. На месте сооружения резервуара полностью удаляют растительный грунт (почву).

Поверхность верхнего слоя (песчаной подушки 3) должна иметь уклон от центра к периферии, равный 1 : 50. По краям подушки устраивают отмостку из камня 1 с уклоном 1:1,5 м. Для предотвращения коррозии днища стального резервуара от действия почвенных вод сверху песчаной подушки укладывают изоляционный (гидрофобный) слой 4 толщиной 80— 100 мм, состоящий из супесчаного грунта, тщательно перемешанного с вяжущим веществом (с жидким битумом или мазутом).

Рис. 14. Основания и фундаменты вертикальных стальных цилиндрических резервуаров объемом до 5 тыс. м 3 .

Современная структура технологии добычи, транспортировки и переработки нефти и структура потребления нефтепродуктов предопределяет необходимость хранения этих продуктов в резервуарах. Нефть хранят в резервуарных парках на промыслах, нефтеперекачивающих станциях, в сырьевых парках нефтеперерабатывающих заводов или в резервуарных парках крупных экспортных нефтебаз, нефтепродукты—в резервуарах товарных: парков нефтеперерабатывающих заводов, в резервуарных парках перекачивающих станций нефтепродуктопроводов, сети нефтебаз системы Госкомнефтепродукта и экспортных нефтебаз. Для хранения нефти и нефтепродуктов используют резервуары самых разнообразных конструктивных решений, в основном стальные и железобетонные, наиболее распространен стальной цилиндрический вертикальный резервуар. Стальные резервуары в отличие от аналогичных железобетонных имеют меньшие стоимость строительства и трудоемкость. Однако они сравнительно металлоемки и подвержены коррозии. Железобетонные резервуары весьма трудоемки при сооружении (значительный объем земляных работ, повышение требования к характеристике грунтов и гидрогеологическим условиям строительной площадки).

При разработке конструкций резервуаров необходимо добиваться повышения прочности и долговечности, а также снижения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения. При нагревании резервуаров или падении атмосферного давления продукт интенсивно испаряется. Избыток его паров выпускают в атмосферу. При охлаждении резервуара или повышении атмосферного давления пары продукта в газовом пространстве резервуара конденсируются. В нем создается разрежение. В резервуар засасывается воздух. Этот многократно повторяющийся процесс получил название «малых дыханий» резервуара. «Большие дыхания» резервуара происходят при его заполнении и опорожнении.

Типовые цилиндрические вертикальные стальные резервуары вместимостью 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10 000, 20 000, 30 000 м 3 сооружают из рулонных заготовок, а. вместимостью 50 000 м3 — из рулонных заготовок и полистовым методом.

Строительство резервуаров больших объемов в настоящее время возможно лишь полистовым методом, так как толщина стенки нижних поясов должна быть равной 28—35 мм, а рулонированию поддаются стенки из листовой стали толщиной не более 16—18 мм.

Подготовка строительного производства при сооружении .резервуарных парков как стальных вертикальных цилиндрических резервуаров, так и железобетонных включает в себя организационные мероприятия (рассмотрение вопросов использования существующих транспортных и инженерных коммуникаций, местных строительных материалов, определение заказчика, генерального подрядчика и субподрядных организаций, заключение подрядных договоров), вне- и внутриплощадочные подготовительные работы. К внеплощадочным работам относят строительство внешних подъездных железнодорожных путей, автомобильных дорог, линий электропередачи, связи, внешних водопроводных сетей (иногда с водозаборами), системы внешней канализации (с очистными сооружениями и др.) Внутриплощадочные подготовительные работы начинают с создания геодезической разбивочной основы для строительства, позволяющей определить положения резервуаров и других объектов резервуарного парка в плане и по высоте. Затем осуществляют расчистку территории строительной площадки (при необходимости снос ненужных строений), инженерную подготовку площадки, создают складское хозяйство, площадки укрупненной сборки конструкций (для стальных резервуаров), монтируют инвентарные здания и временные сооружения, обеспечивают строительную площадку противопожарным водоснабжением и инвентарем, средствами связи и сигнализации.

Конструкции стальных вертикальных цилиндрических резервуаров на строительную площадку поставляют в виде укрупненных блоков заводского изготовления. Стенки, днище, центральную часть плавающей крыши-понтона поставляют готовыми полотнищами, свернутыми в рулоны; покрытия — отдельными щитами или их частями. Рулоны стенок стальных резервуаров вместимостью 5000, 10 000 и 20 000 м 3 имеют длину около 12 м: вместимостью 30 000 и 50 000 м3 — около 18 м. Обычно с заводов-изготовителей блоки и элементы стальных резервуаров перевозят по железной дороге, водным путем, на трайлерах или специальных санях.

Стальной резервуар начинают монтировать после устройства, проверки (качество уплотнения подушки, отметки центра я периметра основания, толщина гидроизолирующего слоя и др.) и приемки основания.

Для доставки рулонов днища насыпают земляной пандус. Монтаж днища выполняют в такой последовательности. Монтируют периферийные листы днища (окраек), доставляют рулоны днища к основанию и разворачивают их (рис. 15), отдельные полотнища с помощью сварки соединяют в единое целое. По окончании монтажа находят геометрический центр днища, а затем с помощью специального приспособления (крепа огромного циркуля) наносят на днище окружность, равную наружному диаметру нижнего пояса корпуса резервуара.

Рис. 15. Схема разворачивания рулонов днища резервуара на основании: 1 — трактор; 2 — пандус; 3 — устройство для разворачивания рулона.

Монтаж корпуса резервуара выполняют следующим образом. На днище с помощью трактора доставляют рулон (рулоны) корпуса резервуары. Его устанавливают в вертикальное положение (тракторами с применением падающего А-образного шевра, самоходными кранами с использованием тракторов в качестве тормоза, поворотных шарниров, съемных кронштейнов, полиспастов).

Перед подъемом на место установки рулона укладывают поддон — толстый стальной восьмиугольный лист, нижняя часть которого обильно смазана солидолом, что облегчает поворот рулона при разворачивании.

При использовании для подъема рулона корпуса резервуара монтажного самоходного гусеничного крана (рис. 16) рулон одним концом устанавливают на шарнир, а другим на клетчатую выкладку из деревянных брусьев. С помощью специального захвата монтажный кран поднимает рулон, который при этом поворачивается вокруг шарнира. Подъем рулона синхронно совмещается с передвижением крана при одновременном постоянном нахождении полиспаста в вертикальном положении (по схеме «подъем — перемещение — подъем — перемещение» и т. д.).

После вертикальной установки рулона корпуса резервуара в центре днища расчалками закрепляют постоянную или временную монтажную стойку, а рулон корпуса резервуара устанавливают так, чтобы начало нижней кромки его совпало с разметкой окружности днища резервуара. Рулон корпуса резервуара в верхней и нижней частях стягивают канатами (тросами), которые закрепляют на форкопах удерживающих тракторов. Стяжные планки рулона разрезают газовой резкой сверху вниз. К трактору, которым разворачивают рулон, специальной монтажной скобой присоединяют трос. Такую скобу прикрепляют к вертикальной кромке рулона, которую закрепляют растяжками. По размещенной на днище резервуара окружности через каждые 3—4 м приваривают стальные уголки-фиксаторы длиной 30—35 см.

Рис. 16. Схема подъема рулона корпуса резервуара монтажным самоходным гусеничным краном: 1 — рулон корпуса резервуара; 2 — специальный захват; 3 — трактор; 4 — шарнир с угломером; 5 — монтажный кран; 6 — места остановки монтажного крана при его перемещении.

После развертывания на 3—4 м полотнище рулона корпуса, резервуара прихватками приваривают к днищу. По мере разворачивания рулона монтажные скобы приваривают захватками разворачивания, а нижнюю кромку рулона прижимают К уголкам-фиксаторам и приваривают прерывистыми прихватками.

Щиты покрытия начинают монтировать после разворачивания 12—15 м рулона корпуса резервуара с помощью самоходного крана серии КС на гусеничном ходу. Эту операцию проводят по ходу разворачивания. Для ускорения монтажа щиты покрытия предварительно укрупняют на специальном сварочном стенде (рис. 17).