Действующий трубопровод

Cтраница 3

На сети действующих трубопроводов определение опасности электрокоррозии производят 2 раза в год в зонах влияния источников блуждающих токов, а также после каждого значительного изменения коррозионных условий в связи с изменением режима работы системы электроснабжения электрифицированного транспорта, развитием источников блуждающих токов и сети подземных сооружений. [31]

По трассам действующих трубопроводов коррозионные измерения производятся с целью: выявления участков трубопроводов, находящихся в зонах коррозионной опасности, вызванной агрессивностью грунта и блуждающих токов; уточнения границ и степени опасности в каждой выявленной зоне; определения основных источников опасности в случае одновременного действия нескольких возможных источников блуждаюших токов; определения вредного влияния электрозащит, установленных на смежных сооружениях, и возможности устройства совместных защит; проверки эффективности мероприятий по уменьшению коррозионной опасности путем снижения утечек тяговых токов с рельсов электротранспорта; выбора исходных параметров для проектирования электрозащит при опытных включениях временных защитных устройств; наладки и приемки в эксплуатацию новых защитных устройств и контрольных пунктов; эксплуатационной проверки работы электрозащит. [32]

Планировку валика действующих трубопроводов ( в том числе и после зимней засыпки) необходимо выполнять по специально разработанной и согласованной с эксплуатирующими организациями технологической карте, исключающей наезд механизмов ( скрепера, грейдера, планировщика и т.п.) на действующие трубопроводы. [33]

Теплоизолированный трубопровод. Из условий теплового баланса получаем. [34]

Гидравлический режим действующих трубопроводов, как правило, турбулентный. При турбулентном режиме течения происходит интенсивное перемешивание нефтепродукта по сечению трубы. Поэтому в данном случае можно пренебречь неравномерностью распределения температуры и скорости потока по сечению трубы и в качестве температуры и скорости нефтепродукта принять средние по сечению величины. Это является основным приближением в постановке задачи. Кроме того, будем предполагать, что характерные времена гидродинамической нестационарности значительно меньше характерного времени тепловой нестационарности. [35]

Из числа действующих трубопроводов около половины приходится на долю магистральных газопроводов, из которых в эксплуатации находится свыше 12 000 км. Магистральных нефтепроводов эксплуатируется около 6600 км и продуктопроводов - свыше 2500 км. Остальную часть трубопроводов составляют сборные нефтепроводы и газопроводы. [36]

Повышение эффективности действующих трубопроводов, в частности, достигается за счет снижения энергоемкости транспорта. Это возможно для нефтепроводов трасса которых совпадает с трассой газопроводов. В этих случаях пункты подогрева нефти ( мазута) переводят на газ, а также используют для подогрева нефти тепло отработанных газов. [37]

Состояние покрытий действующих трубопроводов определяется значением переходного сопротивления согласно табл. 11.12 и данных обследования. [38]

По трассам действующих трубопроводов коррозионные измерения производятся с целью: выявления участков трубопроводов, находящихся в зонах коррозионной опасности, вызванной агрессивностью грунта и блуждающих токов; уточнения границ и степени опасности в каждой выявленной зоне; определения основных источников опасности в случае одновременного действия нескольких возможных источников блуждающих токов; определения вредного влияния электрозащит, установленных на смежных сооружениях, и возможности устройства совместных защит; проверки эффективности мероприятий по уменьшению коррозионной опасности путем снижения утечек тяговых токов с рельсов электротранспорта; выбора исходных параметров для проектирования электрозащит при опытных включениях временных защитных устройств; наладки и приемки в эксплуатацию новых защитных устройств и контрольных пунктов; эксплуатационной проверки работы электрозащит. [39]

Подключение к действующему трубопроводу без разрешения организации, в ведении которой находится трубопровод, запрещается. [40]

Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопроводами в одном техническом коридоре следует принимать из условий технологии поточного строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных: в табл. 6 - при надземной, наземной или комбинированной прокладке газопроводов, в табл. 7 - при подземной прокладке трубопроводов. [41]

Лупинги на действующих трубопроводах прокладывают при необходимости увеличить их пропускную способность сверх проектной, если такая необходимость появляется в связи с выявившимся ростом грузопотоков перекачиваемой нефти или нефтепродуктов. Лупинги можно использовать постоянно или временно до включения в состав намеченного к строительству параллельного трубопровода. Укладка лупингов не должна исключать строитель ства на трубопроводах всего комплекса перекачивающих станций и ее необходимо планировать с учетом достижения трубопроводом максимальной производительности при полном проектном числе перекачивающих станций. [42]

Приспособление для фланцевых соединений. [43]

Замена в действующем трубопроводе задвижек, тройников, крестовин и другой фасонной арматуры с фланцевыми соединениями является трудоемкой операцией, выполняемой чаще всего в стесненных условиях и вызывающей травмы рук и ног рабочих-слесарей. Для обеспечения безопасности производства таких работ рекомендуется приспособление, показанное на рис. 73, состоящее из двух разъемных скоб с грузовыми винтами, имеющими на концах серповидные клинья. С фланцев снимают крепежные болты, надевают скобы и соединяют их стальными пальцами. [44]

Во всех случаях действующий трубопровод, к которому присоединяют новый, выключают, спускают в нем давление, удаляют продукт и, в случае необходимости проведения сварки, пропаривают и промывают. [45]

Страницы: 1 2 3 4