Здесь можно найти образцы любых учебных материалов, т.е. получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Трубопроводы и их запорные устройства

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 25.04.2012. Сдан: 2011. Страниц: 4. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Содержание:
Введение
1.Трубопроводы  и их запорные устройства……………………………………..5
1.1.Трубопроводы. Виды и категории…………………………………………...5
2.Назначение, состав и классификация магистральных  нефтепроводов……...8
2.1..Конструктивные решения магистральных трубопроводов……………......9
2.2..Трубы для магистральных нефтепроводов………………………………..10
2.3. Трубопроводная  инфраструктура Казахстана…………………………….11
3. Средства защиты трубопроводов от коррозии……………………………...12
4.Изоляционные покрытия……………………………………………………...13
5. Электрохимическая защита трубопроводов…………………………….…..14
6.Современные предварительно изолированные трубы в трехслойной изоляции………………………………………………………………………….15
6.1.Основные этапы технологии………………………………………………..16
7.Трубопроводная арматура. Основные понятия. Запорная и другая трубопроводная арматура……………………………………………………….18
7.1.Виды трубопроводной арматуры…………………………………………...20
7.2.Основные типы трубопроводной арматуры……………………………….21
7.3.Клапан (вентиль)…………………………………………………………….21
7.4.Кран…………………………………………………………………………..26
7.5.Дисковый  затвор…………………………………………………………….28
7.6.Конденсатоотводчик………………………………………………………...28
7.7.Фланец……………………………………………………………………......29
7.8.Фитинги………………………………………………………………………30
Заключение……………………………………………………………………….31
Список  литературы………………………………………………………………32 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение
  Трубопровод — искусственное сооружение, предназначенное для транспортировки газообразных и жидких веществ, а также твёрдого топлива и иных твёрдых веществ в виде раствора под воздействием разницы давлений в поперечных сечениях трубы. Трубопроводы могут защищаться от разрушения из-за превышения давления предохранительными клапанами. С целью защиты от коррозии могут быть покрыты эмалями.
В зависимости  от транспортируемой среды, трубопроводы подразделяют:
    Аммиакопровод — предназначается для транспортировки аммиака    Водопровод — предназначен для обеспечения водой населения и промышленности. При этом вода для бытовых и промышленных нужд может различаться по органолептическим свойствам; пригодности для питья, бытовых и промышленных нужд.
    Воздухопровод — часто создается в рамках промышленного предприятия для обеспечения производства сжатым воздухом.
    Газопровод — предназначается для транспортировки попутного нефтяного и природного газа. Стратегические газопроводы предназначаются для передачи на дальние расстояния больших объемов газа — на экспорт и предприятиям, осуществляющим газовый синтез.
    Нефтепровод — предназначается для транспортировки сырой нефти. Нефть при этом подвергается подогреву, препятствующему затвердеванию входящих в ее состав парафинов.
    Нефтепродуктопровод (нефтепродуктовод) — транспортировка нефтепродуктов — в том числе бензина и керосина, полученных в результате крекинга. Осуществляется до предприятий, предназначенных для производства нефтепродуктов более высокого передела.
    Мазутопровод — трубопровод, осуществляющий транспортировку тяжелых нефтепродуктов, отходов крекинга. Такие продукты могут использоваться в качестве топочного мазута, а также для переработки в дизельное топливо или даже для дальнейшего отделения легких углеводородов.
    Паропровод — технологический трубопровод, предназначенный для передачи пара под давлением, используемого для отопления или работы сторонних механизмов.
    Продуктопровод — в общем смысле, трубопровод, предназначенный для транспортировки искусственно синтезированных веществ (в том числе, перечисленных выше), чаще всего — продуктов нефтяного синтеза. В частном случае может означать систему, предназначенную для доставки по трубам любых пригодных для этого объектов.
      Нефтепровод - инженерно-техническое комплекс сооружений для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на ж.д. либо водный транспорт. В состав нефтепроводов входят подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачечные насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Различают магистральные и промысловые нефтепроводы. В 1863 году русский ученый Д. И. Менделеев  предложил идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта. В конце 1878 года на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый российский нефтепровод протяженностью около 10 километров для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Проект трубопровода был разработан знаменитым инженером В.Г.Шуховым. Нефтепровод строился под его непосредственным техническим руководством. В дальнейшем Шухов разработал теоретические и практические основы проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов. В статье «Нефтепроводы» (1884) и в книге «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» (1894) В. Г. Шухов привёл точные математические формулы для описания процессов протекания по трубопроводам нефти, мазута, создав классическую теорию нефтепроводов. В.Г.Шухов был автором проектов первых российских магистральных нефтепроводов: Баку — Батуми (883 км, 1907), Грозный — Туапсе (618 км, 1928).
По магистральным  нефтепроводам нефть и нефтепродукты  транспортируются на значительные расстояния, нередко до 2000 км и более. Диаметр  магистрального нефтепровода от 200 до 1220 мм, давление, как правило, 5—6 Мн/см2 (50—60 кгс/см2). Подводящие нефтепроводы предназначаются для транспортировки нефти с промыслов на головные сооружения магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с нефтеперерабатывающих заводов на головные сооружения магистральных нефтепродуктопроводов: они имеют протяжённость до нескольких десятков км. Промысловые, заводские и нефтебазовые трубопроводы предназначены для внутренних перекачек. 
 
 

1.Трубопроводы и их запорные устройства
1.1Трубопроводы. Виды и категории.
   Трубопроводом называется устройство предназначенное для транспортировки жидких, газообразных или сыпучих веществ. Основные виды трубопроводов приведены на рисунке ниже. 

 
В зависимости  от транспортируемой среды применяются  термины: водопровод, газопровод, паропровод, нефтепровод, воздухопровод, маслопровод, кислотопровод, 
кислородопровод, бензопровод, молокопровод и т.д. 
Основными общими параметрами трубопровода и арматуры являются: условный диаметр прохода DN (Dy), мм, условное давление РN (ру), МПа и рабочая температура tp, °С среды. Различают рабочее давление рр, МПа и пробное давление рпр, МПа. 
Магистральные трубопроводы предназначены для транспортировки среды на дальние расстояния. Магистральный трубопровод включает в себя сооружения по подготовке транспортируемой среды, линейную часть, насосные или компрессорные и газораспределительные станции. По рабочему давлению магистральные газопроводы подразделяют на трубопроводы низкого давления - рр < 1,2 МПа, среднего давления - рр = 1,2...2,5 МПа и высокого давления - рр > 2,5 МПа. 
Городские (поселковые) коммунально-сетевые трубопроводы используются для удовлетворения нужд городского населения и небольших промышленных предприятий. Газопроводы городского газового хозяйства в зависимости от назначения подразделяют на транзитные, распределительные и ответвления. Транспортировка газа по городскому газопроводу действующими нормами допускается при рр < 1,2 МПа. Городские газопроводы считаются низкого давления при рр < 0,005 МПа, среднего давления при рр = 0,005...0,3 МПа и высокого давления при рр > 0,3 МПа. 
Технологическими называют трубопроводы промышленных предприятий, по которым транспортируются сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, вода, топливо, реагенты и другие материалы, обеспечивающие выполнение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, отработанные реагенты и газы, различные промежуточные продукты, полученные или использованные в технологическом процессе, отходы производства. В зависимости от размещения на промышленном объекте технологические трубопроводы подразделяют на внутрицеховые, соединяющие агрегаты и машины технологических установок цеха, и межцеховые, соединяющие технологические установки разных цехов. Внутрицеховые трубопроводы называются обвязочными, если они устанавливаются непосредственно в пределах отдельных аппаратов, насосов, компрессоров и др. и соединяют их. 
Технологические трубопроводы делятся на пять категорий в зависимости от характера транспортируемой среды, рабочего давления и рабочей температуры. Категория трубопровода устанавливается проектом. 
Технологические трубопроводы считаются холодными, если они работают при среде, имеющей рабочую температуру tp < 50 °С, и горячими, если температура рабочей среды tp > 50 °С. 
В зависимости от условного давления среды трубопроводы подразделяются на вакуумные, работающие при абсолютном давлении среды ниже 0,1 МПа (абс), низкого давления, работающие при давлении среды от 0,1 до 1,6 МПа или от 0 до 1,5 МПа (изб.), среднего давления, работающие при давлении среды от 1,5 до 10 МПа (изб.). Безнапорными называются трубопроводы, работающие без избыточного давления ("самотеком"). 
В зависимости от степени агрессивности транспортируемой среды трубопроводы подразделяются на три группы: с неагрессивной и малоагрессивной средой (скорость коррозии менее 0,1 мм/год), со среднеагрессивной средой (скорость коррозии 0,1 - 0,5 мм/год) и с высокоагрессивной средой (скорость коррозии более 0,5 мм/год). 
В зависимости от максимального рабочего давления газа газопроводы и газоустановки бывают: низкого давления (при рр < 0,015 МПа и при 0,015 МПа < рр < 0,1 МПа), среднего давления (при 0,1 МПа < рр < 0,3 МПа) и высокого (при 0,3 МПа < рр < 0,6 МПа и при 0,6 МПа < рр < 1,2 Мпа). 
В газовом хозяйстве заводов черной металлургии разрешается прокладка газопроводов как межцеховых, так и внутрицеховых с рабочим давление рр < 0,6 МПа. В случае производственной необходимости допускается давление рр = 1,2 МПа. Для прокладки газопроводов с давлением выше 1,2 МПа требуется разрешение Госгортехнадзора. 
Судовые трубопроводы предназначены для транспортирования различных сред в условиях работы судовых установок и агрегатов. Они имеют различные назначение, протяженность, рабочие параметры и условия эксплуатации. 
 Машинные трубопроводы служат для передачи среды из одной части машины в другую или же из одного агрегата в другой. К ним относятся: топливопроводы в дизельных и бензиновых двигателях, маслопроводы в станках, самолетах и т.п. 
Проектирование, изготовление и монтаж технологических и городских трубопроводов производятся в соответствии с техническими регламентами и правилами Госгортехнадзора. Исключение составляют трубопроводы с невысокими параметрами среды, например, для пара при рабочем давлении до 0,2 МПа (абс); для воды с температурой до 120 °С; временно установленные трубопроводы со сроком до 1 года и некоторые другие. 
К трубопроводам, предназначенным для транспортирования огне- и взрывоопасных, а также токсичных или радиоактивных сред, предъявляются высокие требования в отношении безопасности, непроницаемости и долговечности материалов корпусных деталей и герметичности по отношению к внешней среде. 
 Независимо от температуры таких рабочих сред при транспортировании их под вакуумом или под давлением при диаметре трубопровода до 400 мм должны применяться стальные бесшовные трубы. Сварные трубы можно использовать только при условии их изготовления по специальным техническим условиям. Соединения в трубопроводах для транспортирования сжиженных газов должны осуществляться главным образом сваркой. В местах установки арматуры, с целью присоединения ее к трубопроводу, могут быть применены фланцевые соединения. Они могут быть использованы и в трубопроводах, требующих периодической разборки в целях очистки или замены отдельных участков. Сварка является наиболее целесообразным и надежным методом соединения стальных трубопроводов и арматуры с трубопроводом. Она широко применяется в трубопроводных системах различного назначения, но во многих случаях используются и фланцевые соединения, обладающие своими достоинствами и недостатками как разъемные соединения. В трубопроводах с малыми условными диаметрами часто используются резьбовые соединения.
 

2.НАЗНАЧЕНИЕ, СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.
  К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:
  - природного газа или нефтяного углеводородного газа из районов их добычи до мест потребления;
  - искусственного углеводородного газа от мест производства до мест потребления;
  - сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана и их смесей) из мест производства до мест потребления;
  - нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
  - нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов ил нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
  - товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефте- и нефтепродуктоперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.
  Нефть из скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения – установку комплексной подготовки нефти, на которых она отстаивается, обезвоживается, очищается от различных примесей, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию, а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями нефть перекачивается до конечной насосной станции, а затем потребителю.
Состав  магистрального нефтепровода аналогичен составу нефтепровода, отличие заключается  в том, что нефтепродуктопровод  имеет большее число отводов к нефтебазам.
  Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра подразделяются на четыре класса: 

I от 1000 до 1400мм;
II от 500 до 1000мм;
III от 300 до 500мм;
IV менее  300мм.
  
2.1.КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.
  Магистральные трубопроводы, как правило, прокладывают подземно. В исключительных случаях трубопроводы могут быть проложены по поверхности земли в насыпи (наземно) или на опорах (надземно). Такие прокладки допускаются в пустынях, горах болотах, на вечномерзлых и неустойчивых грунтах, на переходах через естественные и искусственные препятствия.  
Прокладка трубопровода осуществляется одиночно или в составе параллельных трубопроводов в общем техническом коридоре. Число ниток в техническом коридоре регламентируется предельным количеством суммарного объема транспортируемого продукта.  
Глубина заложения трубопровода (от верха трубы) зависит от диаметра, характеристик грунтов местности и должна быть не менее (в м):

·  при условном диаметре менее 1000мм 0,8
·  при условном диаметре 1000мм и более 1
·  на болотах и торфяных грунтах подлежащих осушению 1,1
·  в песчаных барханах (считая от межбарханных впадин) 1
·  в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда      автотранспорта и сельскохозяйственных машин
0,6
·  на пахотных и орошаемых землях 1
·  при пересечении искусственных каналов (от дна каналов) 1,1
  Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности.  
Расстояния между параллельными нитками (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу) следует принимать из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации.  
Ширина траншеи по низу принимается не менее (мм):  
 -для трубопроводов диаметром до 700 - D  
 
 -для трубопроводов диаметром 700 и более ~1,5D  
 
 -при диаметрах 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5, ширину траншеи допускается уменьшить до D+500 мм.

2.2.ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ.
 
  Трубы магистральных нефтепроводов изготавливают из стали, т.к это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надёжный материал.  
По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные – при диаметрах 219 мм и выше.  
Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0С и выше, температура строительства –40С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации –20С…..-40С, температура строительства –60С). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали.  
Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей.

2.3. Трубопроводная инфраструктура  Казахстана
  Казахстан обладает огромными подтвержденными запасами нефти и газа. Для транспортировки углеводородов в республике используется около 10715 км нефте- и газопроводов. Тем не менее перед страной сегодня стоит ряд нерешенных проблем, связанных с поставкой нефти на внутренний и международный рынки. Проблемы, касающиеся внутреннего рынка, заключаются в том, что большинство запасов и основные объемы добычи нефти сосредоточены на западе, в то время как ее потребители (крупные города и промышленные центры) находятся на юго-востоке и индустриальном севере. Как наследие советской экономической системы, добываемая на западе нефть транспортируется через Россию на мировые рынки, а внутренняя потребность на востоке удовлетворяется путем импорта из Сибири. Кроме того, большинство из существующих трубопроводов были построены несколько десятилетий назад и предназначались для реализации целей бывшего Советского Союза, а не Казахстана как независимого государства. В настоящее время несколько проектов, направленных на улучшение сложившейся ситуации, находятся на различных этапах развития, при этом наиболее значительным из них является трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).
 Нефтепроводы
   Хотя расположенный на востоке трубопровод Омск-Павлодар-Шымкент-Чарджоу пересекает страну с севера на юг, все же большинство трубопроводов находится в западной части страны. Существующие нефтепроводы доставляют нефть на один из трех казахстанских нефтеперерабатывающих заводов (в Атырау, Шымкенте и Павлодаре), на южные российские или украинские НПЗ, а также на мировой рынок. Основным международным маршрутом транспортировки казахстанской нефти является экспортный трубопровод Атырау-Самара. В 2001 г. по нему запланировано прокачать рекордный объем нефти - 13 млн. т (в сравнивнении с 1999 г., когда было транспортировано 10,5 млн. т, и 2000 г. - 11,7 млн. т). Часть нефти (на 2001 г. запланирован объем в 1,2 млн. т) транспортируется морем (на баржах) до Баку, где затем закачивается в трубопроводную систему Азербайджана (трубопровод Махачкала-Тихорецк-Новороссийск). Другая значительная часть казахстанской нефти поставляется железнодорожным транспортом в Западную Европу. Более того, осенью этого года планируется осуществить загрузку в танкеры первой партии нефти, прокаченной по трубопроводу КТК. Предполагается, что его первоначальная мощность составит 28 млн. т в год, а это приведет к трехкратному увеличению существующей пропускной способности экспортных трубопроводов страны.
   В 2001 г. НКТН «КазТрансОйл» разработала два новых маршрута транспортировки нефти Актюбинского региона (с наливной эстакады Бестамак, далее по трубопроводам транзитом через Россию). Это даст возможность поставлять на мировые рынки нефть, добываемую на месторождениях Жанажол и Кенкияк. Поскольку республика практически не имеет морских границ, транспортировка является основной проблемой развития казахстанского нефтяного рынка. Тарифы, возможность использования трубопроводов и их пропускная способность имеют решающее значение для любых нефтяных проектов. Введение в эксплуатацию трубопровода КТК создает дополнительные возможности для экспорта, в то время как обнаружение Кашаганского месторождения в казахстанском секторе Каспийского моря увеличивает потребность в его пропускной способности. В контексте обнаружения на Каспийском шельфе значительных запасов нефти, Президент страны Нурсултан Назарбаев заявил, что проект КТК сможет разрешить только часть транспортной проблемы, поэтому Казахстан должен присоединиться к проекту Баку-Джейхан. В июне 2001 г. между НКТН «КазТрансОйл» и Правительством США (представленным коммерческим департаментом) было подписано Соглашение о субсидии, предназначенной для финансирования технической поддержки при изучении возможности создания транс каспийского маршрута транспортировки нефти. Предоставление такой субсидии свидетельствует о том, что правительства Казахстана и США проявляют большую заинтересованность в создании условий для участия казахстанских нефтедобывающих предприятий в проекте Баку-Джейхан. 

3.СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ТРУБОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ. 
 Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей – атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т.е. с образованием на поверхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается.  
Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, а к активным методам относится электрохимическая защита.  

4.ИЗОЛЯЦИОННЫЕПОКРЫТИЯ. 
 Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

  
 ·Обладать высокими диэлектрическими свойствами;  
 ·Быть сплошными;  
 · Быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и            термостойкими.  
 

  Конструкция покрытий должна допускать возможность механизации их нанесения на трубы, а используемые материалы должны быть недорогими, недефицитными и долговечными.  
В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др. Наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспорта нефти получили покрытия на основе битумных мастик. Они представляют собой многослойную конструкцию, включающую грунтовку, мастику, армирующую и защитную обёртки. Грунтовка представляет собой раствор битума в бензине. После ее нанесения бензин испаряется и на трубе остается тонкая пленка битума, заполнившего все микронеровности поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей прилипаемости основного изоляционного слоя – битумной мастики – к трубе. Битумная мастика представляет собой смесь тугоплавкого битума, наполнителей и пластификаторов. Каждый из компонентов мастики выполняет свою роль. Битум обеспечивает необходимое электросопротивление покрытия, наполнители – механическую прочность масти, пластификаторы – ее эластичность. Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150…180 С. Расплавляя тонкую плёнку битума, оставшуюся на трубе после испарения грунтовки, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую прилипаемость покрытия.  
Битумная мастика может наноситься в один или два слоя. В последнем случае между слоями мастики для увеличения механической прочности покрытия наносят слой армирующей обертки из стеклохолста. Для защиты слоя битумной пластикой от механических повреждений она покрывается сверху защитной оберткой.  
Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 С. При более высоких температурах применяются полимерные изоляционные покрытия. Порошковые полиэтиленовые покрытия выдерживают температуру до 70 С, а эпоксидные – 80С, полиэтиленовые липкие ленты – 70С.  
Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее время мощности по выпуску изолированных труб ограничены. Поэтому наиболее широко применяются покрытия на основе полимерных липких лент. Сначала на трубу наносится полимерная или битумно – полимерная грунтовка, затем полиэтиленовая или поливинилхлоридная изоляционная липкая лента и защитная обертка. Толщина изоляционного покрытия нормального типа 1.35…1.5 мм, а усиленного 1.7мм.  
Полимерные покрытия обладают высоким электросопротивлением, очень технологичным, однако они легко уязвимы – острые выступы на поверхности металла или камушки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая её сполшность. С этой точки зрения они уступают покрытиям на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Но и битумные покрытия имеют недостатки: с течением времени они теряют эластичность, становятся хрупкими и отслаиваются от трубопровода.  
 

5.ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ.
 
  Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, в строительных нормах и правилах отмечается, что защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и 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 трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.
 

6.Современные предварительно изолированные   трубы в трехслойной изоляции. 

Трубы в гидроизоляции для нефтегазовой промышленности.
Конструкция антикоррозионного покрытия на трубах - двухслойная, трехслойная или слой антикоррозионного покрытия под  теплоизоляцию.
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Наружный диаметр труб 273-1220мм 
Максимальная толщина стенки 24мм 
Длина труб 10-12м

  На сегодняшний день трехслойное полиэтиленовое покрытие является наиболее эффективным наружным антикоррозионным покрытием труб заводского нанесения. Данный тип покрытия широко применяется во всем мире для антикоррозионной защиты трубопроводов различного назначения, (магистральные газопроводы, нефтепроводы, продуктопроводы, трубопроводы коммунального назначения и др.).
  Трехслойное покрытие состоит из слоя эпоксидного праймера толщиной от 100 до 600 мкм, адгезионного подклеивающего слоя толщиной от 0,3 мм и наружного полиэтиленового слоя толщиной от 2,2 до 2,7 мм. В зависимости от диаметров труб и назначения трубопроводов общая толщина трехслойного покрытия может варьироваться от 2,5 до 3,6 мм.
  Для двухслойной изоляции нижний слой, непосредственно нанесенный на наружную поверхность стальной трубы и обеспечивающий адгезию защитного полиэтиленового покрытия к трубе, выполнен из сополимера этилена с винилацетатом (сэвилена-тризолена), а верхний слой, непосредственно выполняющий защитные функции, выполнен из композиций на основе полиэтилена. Физико-механические и геометрические характеристики покрытия и требования к покрытию соответствуют ГОСТ Р 51164-98 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии".
Для трехслойной изоляции в качестве первого слоя изоляции применяется  порошковая эпоксидная композиция (праймер), наносимая электростатическим полем, далее конструкция аналогична конструкции  двухслойной  изоляции.
  Антикоррозионное покрытие на трубы наносится на поточной полуавтоматической технологической линии. Оборудование, выполняющее конкретные технологические операции, размещено вдоль технологического конвейера, который, в свою очередь, обеспечивает необходимые требования по заданным режимам перемещения труб. Технологическая линия антикоррозионной изоляции труб представляет собой единый комплекс, объединенный взаимосвязанными режимами работы, и обеспечивается устройствами регулирования и автоматизации.
При правильном выборе системы изоляционных материалов труб для отопления, при строгом соблюдении технологических режимов очистки и наружной изоляции труб расчетный срок службы трехслойного покрытия при температурах эксплуатации до плюс 60 °С составляет не менее 50 лет. 

6.1.Основные этапы технологии:
1. Поступающие  с раскатывателя трубы автоматически  укладываются на рольганг и  стыкуются в единую плеть (т.е.  с помощью специальных коннекторов каждая последующая труба стыкуется с предыдущей), что обеспечивает непрерывность технологического процесса (рис.1);
2. После  предварительного подогрева в  газовой печи трубы поступают  на дробеметную установку очистки  труб от окалины и ржавчины (см.рис.2,3);
           

3. Затем,  очищенные от окалины и ржавчины  трубы поступают на стол, оборудованный  вращателем и площадкой осмотра,  где производится визуальный  осмотр труб на предмет наличия  дефектов. Далее, трубы, состыкованные  в плеть, поступают в проходную  газовую нагревательную печь, где  прогреваются до t более 200 град.С,  что необходимо для нанесения  порошковой окраски (см.рис.4,5,6,7). 

          

      

4. Затем  прогретые трубы поступают в  автоматическую камеру порошковой  окраски, где в условиях электростатического  поля производится окраска трубы  равномерным слоем толщиной 100-600 мкр, в зависимости от требований  заказчика (см.рис.8,9).
5. Сразу  после камеры окраски на трубу  наносится слой адгезивена, а затем слой полиэтилена. (рис.10) Нанесение покрытий производится с помощью экструдеров с щелевыми головками.
6-7. Затем  изолированные трубы поступают  в водяную ванну охлаждения, где  происходит их охлаждение (см.рис.11). 
После охлаждения труба, прошедшая все этапы на конвейере автоматически отстыковывается от плети, перекладывается на накопитель, где происходит ее контроль качества, который осуществляется в соответствии с требованиями заказчика и включает в себя контроль толщины покрытия толщиномером и контроль сплошности покрытия электроискровым дефектоскопом.

                
 

7.ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ. ЗАПОРНАЯ И ДРУГАЯ ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА.     

Трубопроводная  арматура применяется при устройстве трубопроводных систем (для воды, пара, газа и топлива, различных продуктов переработки химической, пищевой и т. п. промышленности), которая в зависимости от назначения делится на запорную трубопроводную арматуру
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.