Проектирование магистрального газопровода Заполярное месторождение-Уренгойская система газопроводов

Проектирование магистрального газопровода Заполярное месторождение-Уренгойская система газопроводов

Глава 1. Описание газопровода

.1 Общие данные

Проектируемый газопровод соединяет Заполярное месторождение с Уренгойской системой газопроводов. На всей протяженности газопровод запроектирован в одну нитку.

Принято:

Количество газа, млрд. м³/год - 30

Давление газа в начале газопровода, МПа - 7,35. Температура газа в начале газопровода, °С - 284 (средняя) Давление в конце газопровода, МПа - 5.8

Протяженность газопровода, км - 205

В соответствии с расчетами строительство трубопровода предусмотрено из труб:

х18.7 ТУ 75 (импорт) s_вр= 59200 МПа

s_т = 46370 Мпа

.2 Инженерно-геологические и мерзлотные условия

Трасса газопровода Заполярное месторождение - Уренгойская система газопроводов протянулась с севера на юг более чем на 200 км. При столь большой меридиальной протяженности существенное значение приобретает широкая климатическая и в особенности, геоботаническая зональность, которые, в свою очередь, являются определяющими факторами для проявления геокриологической зональности. Пространственное распространение и мощность (в меньшей степени) многолетних мерзлых грунтов (ММП) в целом подчиняются зональным закономерностям.

Северная часть трассы, относящаяся к подзоне лесотундры, характеризуется преимущественно сплошным распространением ММП. Центральная часть трассы, входящая в зону северной тайги, отличается развитием ММП в пределах верхней тридцатиметровой толщи. Граница между областью сплошного и прерывистого развития ММП совпадает с геоботанической границей лесотундры и тайги. Она проходит севернее реки Нгарка - Хадыта-Яха по долине безымянного левого притока Юрей-Яха.

Область преимущественно сплошного распространения ММП - территория северной части трассы. Имеющиеся сведения о распространении и мощности ММП получены по результатам бурения разведочных скважин (1 этап поисково-разведочных работ в 1996-1997гг.), инженерно-геокриологических исследований ПНИИСА в 1992 -1993 гг.

Область прерывистого распространения ММП - территория центральной части трассы. Эта область характеризуется высокой динамичностью толщ ММП, пестротой геокриологических условий. Преобладающими ландшафтными комплексами являются здесь березово-лиственные редколесья и леса, а так же массивы торфяников и торфяно-минеральных поверхностей. В пределах доминирующих залесенных участков преимущественно развитие имеют талые породы (в верхней 10-15-метровой части разреза).

Область островного распространения ММП - территория южной части трассы. Доминирующим ландшафтным комплексом являются смешенные леса и редколесья, характеризующиеся, как правило, отсутствием ММП с поверхности. Острова ММП приурочены в основном к небольшим массивам торфяников, расположенных в долинах ручьев и днищах ложбин, редко на водоразделах. Отдельные острова маломощных ММП зафиксированы также на залесенных водоразделах и склонах IV морской террасы. На залесенных гривистых участках речных пойм происходит новообразование ММП мощностью до 8 м. В целом острова ММП занимают в пределах данной области не более 10-17 % площади.

Сведения о распространении и мощности ММП получены по результатам бурения скважин и инженерно - геологических исследований ЕСЕЕНГЕО, инженерно - геокриологических исследований ПНИИСА (см. отчет "Инженерно - геокриологические исследования на территории заполярного ГНКМ" 1993).

Под большинством термокарстовых озер формируются несквозные талики с глубиной от 10 - 15 до 30 м и более. Несквозные талики мощностью до нескольких десятков метров образуются также под руслами больших и средних рек.

Наиболее типичными температурами пород на залесенных участках трассы являются температуры 0...-1 град. С на безлесенных торфяно-минеральных участках диапазон изменения среднегодовой температуры составляет О...-2 град. С.

Диапазон изменения мощности сезонно - протаивающего слоя (СТС) составляет от 0.3...0.6 м по .0...3.0 м и более. Минимальные значения мощности СТС (0.3...0.6 м) характерны для торфяников, максимальные (2...3 м и более) зафиксированы в редколесьях на хорошо дренированных участках, сложенных преимущественно маловлажными песчаными отложениями.

Пески, как правило, имеют массивную криогенную текстуру. Глинистые грунты - разнообразную - массивную, слоистую, сетчатую. В целом льдистость уменьшается вниз по разрезу от 0,4 - 0,5 до 0,1 м. Величины суммарная влажности (Wtot) составляют для супесей 0.2...34 (Wtot=0.6), для суглинков 0.18...0.87 (Wtot=0,36), для глин 0.5...0.79 (Wtot=0,40), для песков 0.7...0.34 (Wtotср.=0.23). Глинистые грунты имеют мягкопластичную консистенцию.

Обилие осадков приводит к развитию озер и обширных заболоченных пространств. Общая заозеренность месторождения 2 - 5 % и более. Общая заболоченность поверхности изменяется от 10 до 30 %. Наибольшей заболоченностью отличаются центральные части мест водоразделов.

Климат месторождения отличается суровой холодной зимой и непродолжительным дождливым летом со слабыми ветрами. Температура воздуха следующая, С :

средний минимум в январе -31

абсолютный минимум -60

средняя максимальная температура июля +18

абсолютный максимум +32

расчетная температура самой холодной

пятидневки - 45

осенняя температура воздуха наиболее холодного периода  -34

Основной водной преградой, пересекаемой трассами газопроводов является р. Большая Ходырь-Яха, ширина зеркала воды в межень - 10 м, заливаемая пойма - 6 км, глубина - 2м. Река Б.Хадырь-Яха является притоком р. Пур.

Все малые и средние реки сильно меандрирующие, как правило, глубинно врезаны, с обрывистыми берегами. Реки полностью промерзают. Очищение ото льда происходит 4-10 июня. Ледоход длится 2 - 3 дня, сопровождается подъемом воды на 3 - 5 м от меженного уровня. Ширина колеблется от 5 до 10м, глубина в межень невелика - 0,5 - 0.6 м.

.3 Технологическое обоснование трассы

Основной задачей при выборе трассы трубопровода является минимизация техногенных воздействий на окружающую природную среду. Решение поставленной задачи базировалось на следующих положениях: - прокладка трасс трубопроводов в экологически устойчивых коридорах, обход участков, сложенных льдогрунтами и высокольдистыми грунтами болот и заболоченных участков.

По степени сложности и условиям строительного освоения участки характеризуются следующим образом:

наименее сложными являются залесенные поверхности террас и пойм, выложенные преимущественно талыми грунтами (ММП занимают не более 10 % от площади и характеризуются, как правило, невысокой льдистостью)

относительно сложными являются залесенные поверхности террас и пойм с прерывистым или сложным распространением ММП (часто с заглубленной кровлей мерзлых пород), преимущественно сильно льдистых и льдистых: склоны террас, сложенных преимущественно талыми грунтами и занимают не менее 10 % от площади); наиболее сложными являются торфяники, торфяно-минеральные поверхности, болота-хасыреи, долины малых водотоков с прерывистым распространением ММП, характеризующихся высокой льдистостью: залесенные склоны террас, сложенные на поверхности сильно льдистыми отложениями.

Переходы трубопроводов через реки и ручьи выбраны на прямолинейных участках, где эрозия берегов минимальная. Пересечение болот и заболоченных участков предусмотрено в наиболее узких местах.

.4 Монтажные узлы, испытание трубопровода

Проектом предусматривается установка отключающей арматуры: линейных кранов, располагаемых с интервалом не более 30 км; на переходах через р. Пур в местах подключения резервной нитки; в узлах запуска и приема очистных устройств, на входе и выходе Пуртазовской КС; при врезке газопровода Заполярное Уренгой.

Запроектированная арматура предусматривает отключение участков газопровода в случае аварии на смежных участках или переходах через преграды. Арматура, устанавливается на газопроводах независимо от температуры транспортируемой среды, в северном (хладостойком) исполнении по 1-классу герметичности затвора, по ГОСТ 9544-75. По трассе газопроводов устанавливается следующая арматура:

кран шаровой с гидроприводом Ру = 8.0 МПа,

кран шаровой с ручным приводом Ру=8.0 МПа,

клапан обратный Ру=8.0 МПа.

На всех площадках крановых узлов предусмотрены помещения для укрытия кранов от заносов снегом, облегчения ремонтных работ и профилактических работ. Ко всем площадкам узлов предусмотрены подъездные автодороги и подвод электроэнергии для освещения площадок и местных щитов управления. Детали трубопроводов должны поставляться в исполнении ХЛ согласно действующим нормативам Испытание трубопроводов на прочность производится гидравлическим способом при давлении Рисп=1.25 - 1.50 рабочего.

Пневматическое испытание (газом) трубопроводов, на герметичность производится при испытательном давлении.

Испытание производится в соответствии со СНиП III-42-80, "Правила производства и приемники работ", ВСН 011-58 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание".

Порядок проведения работ по испытанию на прочностью проверке на герметичность трубопроводов в соответствии со СНиП III-4-80. ВСН 008-88 устанавливается инструкцией, предусматривающей последовательность и способы выполнения работ, методы и средства обнаружения утечек, а также мероприятия по противопожарной и технической безопасности.

.5 Геоэкологическое описание трассы

Трубопроводы располагаются на площадях возвышенных суходолов, которые с инженерно-геологической точки зрения являются наиболее благоприятными для использования в качестве оснований объектов при строительном освоении.

Преимущественно талые и слабольдистые грунты, хорошая дренированность определяют минимальные масштабы реакции геоэкологической среды на воздействие и обратное влияние на устойчивость объектов.

Согласно инженерно-геологическим изысканиям 60 -65 % протяженности трасс газопроводов представлены талыми и мало льдистыми грунтами, 25-30 % - заболоченными участками с льдистыми и сильно - льдистыми грунтами.

.6 Обоснование технической надежности трубопровода

Выбор трубопровода производился в строгой увязке с конкретными условиями трассы, технологией транспорта продукта с учетом прогноза силового взаимодействия трубопроводов с окружающей средой. При проектировании предусмотрен комплекс мероприятий, обеспечивающих защиту территории от развития опасных инженерно-геологических процессов.

Требования, которыми руководствовались при разработке конструктивных решений трубопроводов, следующие:

расположение трубопроводов таким образом, чтобы основная часть протяженности приходилась на относительно устойчивые участки;

для повышения надежности работы линейные трубопровода отнесены в соответствии со СНиПом к категории не ниже II,

предусмотрен 100 % контроль стыков гамма - лучами,

предусмотрены трубопроводы из хладостойкой стали с гарантией ударной кости при температуре минус 60 °С,

предусматривается отключающая арматура в инженерном исполнении, обеспечивающая возможность работы при температуре минус 60 °С,

для снижения влияния транспорта продукта при подземной прокладке трубопроводов на участках с мерзлыми грунтами предусматривается изменение теплоизоляции, компенсирующей тепловое воздействие трубопроводов на мерзлотно-грунтовой массив;

ведение строительно-монтажных работ на трассах трубопроводов в районе вечномерзлых грунтов только в зимнее время, строительство трубопроводов предусматривается при промерзании оттаявшего летом слоя на глубину, исключающую разрушение мхово - растительного покрова строительной техникой, устройство технологического проезда на участках, сложенных неустойчивыми грунтами;

рекультивация нарушенных участков, агротехнические мероприятия восстановления растительного покрова;

создание специальных служб для борьбы с браконьерством и контроля над соблюдением проектных решений по охране окружающей среды.

.7 Выбор и обоснование способа прокладки трубопровода

В районах распространения многолетне мерзлых грунтов применимы все способы укладки трубопроводов - надземная, наземная и подземная.

При наземной укладке полностью исключается тепловое воздействие трубопровода на многолетне мерзлые грунты (М.М.Г.); вследствие повышенных температур интенсивно снижается температура транспортируемого продукта; наличие компенсаторов снижает продольные температурные изменения, что позволяет не охлаждать газ сразу после компрессорной станции.

При наземной прокладке тепловое воздействие на вечномерзлые грунты незначительное; тепловые потери по сравнению с наземной прокладкой меньше (особенно при прокладке в насыпях); схема производства работ более простая (по сравнению с наземной). Объем металловложений и строительно-монтажных работ меньше.

При подземной прокладке объем строительно-монтажных работ минимальный технология и организация строительно-монтажных работ по сравнению с другими типами прокладки более простая и отработанная; контакт с мерзлыми грунтами непосредственный и тепловое воздействие на вечномерзлые грунты наибольшее.

1.7.1 Надземный способ прокладки

На участках III и IV категории по просадочности надежная работа трубопровода и сохранение многолетне мерзлых грунтов обеспечивается при сооружении газопроводов на опорах.

До настоящего времени Россия имеет небольшой опыт строительства надземных трубопроводов (в основном, опыт строительства трубопроводов небольшого диаметра). Для обеспечения самокомпенсаций продольных деформаций газопровод уложен в форме "змейки" и прямолинейно со слабоизогнутыми компенсационными участками.

Конструктивные особенности надземных трубопроводов большого диаметра гораздо сложнее аналогичных решений газопровода диаметром 500 - 700 мм. Это вызвано и большими нагрузками на опоры газопровода, и большой жесткостью труб. Трубопроводы большого диаметра могут создавать разрушающие горизонтальные нагрузки на опоры газопровода. Необходимость очистки полости трубы вынуждает отказаться от обычной системы самокомпенсации с применением П-образных компенсаторов. Большая жесткость труб диаметром 1420 мм препятствует прокладке газопроводов параллельно рельефу местности. Эти обстоятельства сдерживают применение надземной прокладки газопроводов большого диаметра.

Одним из самых важных элементов проектирования надземной прокладки трубопроводов является правильный выбор системы самокомпенсации в конкретных условиях трассы. Помимо П-образных компенсаторов и компенсаторов в виде "змейки", возможна также прокладка с изломами в плане, образованными в виде гнутых отводов, и прокладка упругоизогнутого в плане, в виде "змейки".

Достоинством прямолинейной прокладке со слабоизогнутыми компенсационными участками является наилучшая вписываемость в рельеф местности, что позволяет применять легкие и экономичные конструкции опор, облегчает монтаж, эксплуатацию и ремонт газопровода. Удлинение газопровода по сравнению с воздушной прямой является наименьшим по сравнению с другими способами прокладки. Недостатком данной системы является трудоемкость стыковки компенсационных участков с прямолинейными.

При прямолинейной прокладке с П-компенсаторами из-за малых смещений поперек оси газопровода при компенсации продольных деформаций продольно и свободноподвижные опоры имеют одну и туже конструкцию, отличаясь лишь опорными частями, однако при этой системе газопровод имеет наибольшее из всех систем удлинение газопровода по сравнению с воздушной прямой и соответственно максимальный расход труб. Очистка полости трубы в период эксплуатации невозможна.

Прокладка с изломами в плане, обрадованными с помощью сварных отводов требует большой ширины лесной вырубки. Казанный способ прокладки рекомендован на спокойном слабопересеченном рельефе. Из-за поперечных смещений на всех опорах, кроме неподвижных, при компенсации продольных деформации увеличивается расход материала на опоры.

Для обеспечения надежности опор трубопровода на участках трассы с высокотемпературными пластичными грунтами в проекте должны предусматриваться меры по консервации мерзлоты и дополнительному охлаждению мерзлого основания с целью повышения его прочности.

.7.2 Подземный и наземный способы прокладки трубопровода

При подземной прокладке в грунты II и III категории по просадочности, на трубе монтируется теплоизоляционный цилиндрический экран из пенополистирола или другого эффективного термоизоляционного материала.

Необходимость устройства теплоизоляционного экрана и его параметры определяются теплотехническим расчетом.

Основные параметры газопроводов в насыпи (высота слоя засыпки трубопровода, ширина насыпи, толщина стенки трубы, допустимые радиусы изгиба трубопровода, допустимый температурный перепад) определяется по "Инструкции по проектированию трубопроводов с компенсацией продольных деформаций".

По данным программы "FREEZE", предоставленной “ВНИПИгазодобыча” и учитывающей следующие параметры: мерзлотно-грунтовые условия строительных площадок и участков трассы; влияние освоения территории на мерзлотно-грунтовые условия путем нарушения растительного покрова; перераспределения снежных отложений, создания новых очагов разгрузки грунтовых вод. Кроме этого программа учитывает геокриологические данные: характер залегания и распространения многолетне мерзлых грунтов; состав, сложение и строение грунтов; температурный режимом грунтов; толщину сезоннооттаивающих и сезоннопромерзающих слоев грунта; физико-механические свойства грунта; мерзлотные процессы (пучение, наледи, термокарст, трещинообразование); грунтовые воды.

Помимо этого, при выборе трассы учитывался оптимальный температурный режим перекачки и свойства перекачиваемого газа, а также сложность конструктивных решений, нагрузки, возникающие в трубе, сооружение оптимальных компенсаторов, металлоемкость и трудоемкость процессов.

По результатам расчетов произведенных программой "FREEZE", а также ссылаясь на небольшой опыт строительства надземных трубопроводов большого диаметра российскими фирмами, мы принимаем подземный и полуподземный в насыпи способы прокладки трубопроводов и предусматриваем следующую прокладку газопровода:

. на участках, сложенных ММП с льдистостью Ji<0.2 и талыми не пучнистыми грунтами, предусмотрена полуподземная и подземная прокладка с применением ГСМ;

. на участках, сложенных ММП с льдистостью 0.2<Ji<0.4 предусмотрена, полуподземная прокладка трубопроводов с пенополистирольным экраном или подземная с пенополистирольным экраном и балластировка грузами;

. на участках, сложенных ММП с льдистостью Ji>0.4 предусмотрена, наземная прокладка с пенополистирольным экраном и обваловыванием из привозного грунта

. на затопляемых участках, сложенных талыми непучнистыми грунтами ММП с льдистостью Ji<0. Предусмотрена, подземная прокладка с балластировкой грузами УБО.

В данной главе описаны основные параметры газопровода, изучены основные инженерно геологические и мерзлотные условия почв, по которым проходит газопровод, дано геоэкологическое описание трассы, проведено технологическое обоснование трассы и способов прокладки. На основании СНиПов, ВСН, инструкций даны предложения по установке монтажных узлов. Все обоснования основаны на утвержденных нормативных документах, и ранее проведенными исследованиями

После описания проектируемого газопровода приступаем к технологическому расчету, который будет описан в следующей главе диплома.

Глава 2. Технологический расчет газопровода

.1 Предварительные данные

Таблица 2.1 Среднее значение компонентов, входящих в состав газа (объемные проценты)

Метан (СН4)	- 98.33	Углекислый газ (СО3)	- 0.33
Этан (С2Н6)	- 0.11	Азот (N2)	-1.18
Пропан (С3Н8)	- 0.02	Водород (Н2)	- 0.006
Бутан (С4Н10)	- 0.005	S=99.981

. Годовая производительность газопровода Заполярное - Уренгой равняется 30 млрд. м³/год.

. Протяженность газопровода L = 205 км.

. Плотность газовой смеси определяется по правилу смешения (аддитивности):

r_см = (n₁r₁ + n₂r₂ + … + n_nr_n) 0,01

Где n₁ , n₂ , … n_n - объемные концентрации компонентов смеси в %,

r₁ , r₂ , … r_n - плотность компонентов смеси при 20°С и 760 мм. рт. ст.

r_см = (0.6687х 98.33 +1.264 х0.11 +1.872х0.02 +2.519х0.005 + 1.8423х0.33 + 1.1651х1.18 +0.0837х0.006)0.01=0.675 кг/м³

4. Молекулярная масса газа:

m_см = n₁m₁ + n₂m₂ + … + n_nm_n

Где m_{1 ,} m_{2 , ….} m_n - молекулярная масса компонентов смеси

m_см = (16.043х98.33 +30.07х0.11 +44.097х0.02 +58.124х0.005 + 44.011х0.33 +28.016х1.18 +2.016х0.006)0.01=16.296 кг/К моль

. Для расчета относительной плотности по воздуху используем формулу:

D = m_см / m_в

m_в - молекулярная масса воздуха 28.97 кг/К моль

. Критическое давление газа:

Р_кр = S n_i Р_крi

Р_крi - абсолютное критическое давление компонентов смеси;

Р_кр = (98.33х4.74 +0.11х5.04 +0.02х4.49 +0.005х3.6 +0.33х7.54 + 0.18х3.39 +0.006х1.13)0.01=4.698 МПа

. Критическая температура газа:

T_кр = S n_i T_крi

где: Tкрi - абсолютная критическая температура компонентов смеси

Ткр = (98.33х190.65 +0.11х305,25 +0.02х368.75 +0.005х425.95 + 0.33х304.25 +0.18х126.05 +0.006х33.25)0.01=189.129 °С

. Газовая постоянная смеси:

где: R - универсальная газовая постоянная 8314,3 Н м/К моль °С

 Дж/кг°К = 51.03 Н см/ кг°К

. Расчетный расход:

Расчетная суточная пропускная способность газопровода (млрд м³ /сут при 20°С и 760 мм рт ст )

где: q3 - заданная производительность газопровода, млрд м3 /год при 20 °С и 760 мм рт ст

К_и - оценочный коэффициент использования пропускной способности:

К_и = К_р ´ К_эт ´ К_нд

где Кр - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения потребителей в периоды повышения спроса на газ,

К_р -0.95.

К_эт - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанных с влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха (превышающих среднемесячные многолетние значения) на располагаемую мощность ГПА и глубину охлаждения транспортируемого газа АВО,

К_эт -0.98

К_нд - оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования КС,

К_нд - 0.99

Исходя из суточной производительности (пропускной способности) газопровода, КПД, ресурсу работы и другим показателям, наиболее рентабельными признано использование газоперекачивающего агрегата типа ГПА-Ц-25 соответствующие современному уровню.

Таблица 2.2 Техническая характеристика ГПА-Ц-25 с газотурбинным приводом от двигателя НК-36СТ.

Номинальная производительность при 20 °С и 760 мм рт ст.	- 45.39 млн. м3/сут.
Давление на всасывание	- 4.97 МПа (50.7 кгс/см2)
Давление на нагнетание	-7.45 МПа (76 кгс/ см2)
Степень сжатия	-1.35 (1.25, 1.45, 1.7)
Температура газа
-на всасывание	- 15 С (288 К)
-на нагнетание	- 50 С (323 К)
Привод от двигателя	-НК-36СТ
Номинальная мощность	- 25 МВт

Для обеспечения производительности 89.2 млн. м^з/сут, необходимо взять 3 нагнетателя (2 рабочих + 1 резервный) с производительностью 45.39 млн м^з/сут, соединенных параллельно.

.2 Выбор диаметра газопровода и расчет труб на прочность

Выбор диаметра газопровода осуществляется в соответствии с заданной производительностью. Полагаясь на номограмму "Определение эффективности работы газопровода. (Р_н £ 7.5 МПа)" рис.25 Справочник работника газовой промышленности. Москва. "Недра" 1989, мы принимаем к рассмотрению следующие варианты:

D_н =1220 мм, Р _раб =7.4 МПа.

D_н =1420 мм, Р _раб =7.4 МПа .

При выборе газопровода диаметром 1420 мм, эффективность работы близка к 100 % и составляет 98 %, если же мы выбираем газопровод 1220 мм, то эффективность превышает 100 %, чего быть не может. Среди возможных вариантов остается строительство газопровода из труб меньшего диаметра в несколько ниток, но этот вариант крайне не выгоден в технике - экономическом отношении. Мы делаем вывод, что наиболее целесообразно и экономически приемлемо строительство газопровода в одну нитку, диаметром 1420 мм.

.2.1 Определение толщины стенки газопровода (СНиП 2.05.06-85)

Толщину стенки газопровода (номинальную) определяем по формуле (12) СНиП 2.05.06-85.

 

где 2(R₁+n´Р),

Д_н=142 см - наружный диаметр трубопровода,

Р =75 кгс/см²=7.4 МПа - рабочее (нормативное) давление в газопроводе.=1.1 - (по табл. 13) коэффициент надежности по нагрузке.

 -(формула 4) расчетное сопротивление

R₁^Н=s_вр =591.99 МПа @ 592 МПа Механические свойства

R₂^Н=s_m =463.73 МПа » 463.70 МПа металла труб. (ТУ 75-86)

m=0/75 (I - II категории) ( по табл. 1) -коэф. условий работы газопровода.

k₁ =1.34 - коэффициент надежности по материалу, (табл. 9) _н=1.1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода, (табл. 11).

 (I - II категория)

 (I - II категории)

m=0.6 ( В категория )

( В категория)

 ( В категория)

Принимаем трубу Æ 1420´18.7 (I, II категория)

Æ1420´23.2 (В категория)

.2.2 Определение максимально возможного положительного перепада для принятых труб 0 1420х18.7

По формуле 18, СНиП 2.05.06-85

Из формулы 13;

при наличии продольных осевых сжимающих напряжений.

- коэффициент, учитывающий двухосное сжимающее напряженное состояние труб.

Из формулы 14:

Из формулы 18:

Расчет ведем при сжимающих осевых продольных напряжениях (s_{пр N}=0). Далее в расчетах s_{пр N} принимаем со знаком минус.

.2.3 Поверка труб по прочности

 - определяется по формуле 18 для Dt = 59.8 °С

МПа

j₂ - коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб, при сжимающих осевых продольных напряжениях определяется по формуле 16:

 ,

где R1=301.22 МПа

 - формула 17

 МПа

 Мпа

 МПа

Условие формулы 15 выполнено.

2.2.4 Определение минимально допустимого радиуса упругого изгиба принятых труб

Определение осуществляется по формулам (29) и (30), приняв что

,

где m=0.75 (I, II категории)

Е=2.06´10⁵ МПа

R_н=1.1

m=0.3

R₂^н=s_m=463.70 Мпа

a=1.2´10^-5 град.^-1

Dt=59.9 °С

f₃ - коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб при сжимающих продольных напряжениях, определяемый по формуле 31:

 ,

где  

 МПа

 (Æ 1420´18.7)

2.2.5 Проверка труб по деформациям

Проверка осуществляется по формулам (29) и (30) из условия

2.2.6 Расчет допускаемой осадки и пучения газопровода

Продольные растягивающие напряжения s₁, продольные сжимающие напряжения s₂ в зимний период при подземной, в насыпи, наземной прокладках проверяются по формулам (44) и (48) ВСН 2-26-71.

Основные данные для расчета:

Дн=142см (ТУ 75-86)

Р =4.40 МПа = 75 кгс/см²=0.75 (I, II категория)

R ₁^Н=592 МПа=6000 кгс/см²

R ₂^Н = 463.7 МПа=4700 кгс/см²

n =1.1

d =1.87 см

r =2500 м+2.5´10⁵ см

a =1.2´10^-5 град.^-1

Е =2.1´ 10⁶ кгс/см²

Dt =60 °С

1.  Расчет продольных сжимающих напряжений.

 

 кг/см²

при проектировании:

Н_к=0 (допускается)

s_изг =0 - напряжение изгиба от вертикальной нагрузки при подземной прокладке трубопровода.

,

- напряжения от пучения и осадки.

x - коэффициент неравномерности осадки (0.2-1)

Допускаемая осадка S=157.48 см (Æ 1420, Р=7.4 МПа)

Условие выполняется.

2.  Продольные растягивающие напряжения.

 

t_зим= -20°С

b =1

при проектирование Нк=0 (допускается)

s_изг = 0 при подземной прокладке и в насыпи.

s_tp = 0 в местах морозобойных трещин.

W=1 подземная прокладка

Е₀ =100

Допускаемая осадка

Условие выполняется.

Результаты расчетов сведены в таблицы 2.3, 2.4

Выбор диаметра газопровода и расчет труб на прочность выполнен также на компьютере по программе "Труба" версия 1.2. Программа основана на положениях СНиП 2.05.06-85.

Таблица 2.3 Газопровод Заполярное-Уренгой

Р, МПа	Dt, °С	DS, см	sD, кг/см2	stp, кг/см2	sкц, кг/см2	, кг/см2
7.4	-60	157.48	1699.23	2126.85	3049.85	596.4
m3	rу, см	x	s2, кг/см2	m3R2н, кг/см	Æ трубопровода	Примечания
0.6165	2.5 105	0.6 ´(0.2 -1)	2897.55	2897.55	1420 ´18.7	условия выполняются

Таблица 2.4 Газопровод Заполярное-Уренгой

Р, МПа	Tзим, °С	S, см	sD, кг/см2	sS, кг/см2	sкц, кг/см2	, кг/см2
7.4	-20	163.95	1570.67	1008	3049.85	596.4
m3	rу, см	x	m3R2н, кг/см	Æ трубопровода	Примечания
-	2.5 105	0.6 ´ (0.2 -1)	4700	4700	1420 ´ 18.7	условия выполняются

После того как сделаны основные расчеты по выбору диаметра, определения толщины стенки, температурному перепаду, деформациям и т.д. преступаем к следующей части технологического расчета.

.3 Компрессорные станции (КС)

.3.1 Определение числа станций и расстояний между ними

При выборе ГПА учитывались следующие основные требования:

производительность;

экономичность и надежность эксплуатации;

максимальная заводская готовность и возможность поставки в блочно-контейнерном' исполнении;

обеспечение широкого диапазона возможности работы ГПА по производительности и степени сжатия за счет поставки с ГПА проточных частей на степени повышения давления газа 1,35; 1,45; 1,7 с использованием для их установки одного унифицированного корпуса. ГПА должны пройти испытания в объеме поставки на заводе-изготовителе с обеспечением минимума монтажных и пуско-наладочных работ на месте строительства.

Поставка блоков ГПА должна быть в габаритах и массах, обеспечивающих транспортировку на место сооружения КС.

В соответствии с необходимой производительностью и степенью повышения давления для оптимальной и экономичной работы КС необходимы газоперекачивающие агрегаты единичной мощностью 25 МВт.

При выборе типа ГПА каждой единичной мощности приняты следующие критерии: КПД, ресурс, масса двигателя, производительность.

Масса двигателя имеет немаловажное значение при его ремонте в заводских условиях. Ремонт двигателя на заводе позволяет сократить количество обслуживающего персонала КС за счет переноса основной массы ремонтных работ по ГПА. Кроме того, ремонт двигателя в заводских условиях должен обеспечивать более надежную работу ГПА.

Возможность применения электроприводных ГПА не рассматривалась в связи с отсутствием на месте сооружения КС источников электроснабжения необходимой мощности.

В результате расчетов наиболее рентабельным признан вариант с агрегатами типа ГПА - Ц-25, которые по КПД, ресурсу работы, производительности и другим показателям соответствуют современному уровню и отвечают параметрам КС.

Газ поступает в Пуртазовскую КС по трубопроводу Ду = 1400. На КС предусмотрены 1 компрессорный цех (КЦ-1) и, соответственно, предусмотрена установка очистки газа и установка охлаждения газа. Также предусмотрена установка подготовки пускового, топливного и импульсивного газа, маслохозяйство и склад ГСМ, компрессорная сжатого воздуха.

Дн =1420 мм

Двн=1382.6 мм

Рн=75 кгс/см²

. Давление в конце перегона принимаем равным номинальному на всасывание

Рк=4.97 МПа =50.7 кгс/см²

2. Среднее давление в трубопроводе

. Приняв, что температура в конце перегона 0.5 °С найдем приближенное значение средней температуры по формуле:

,

где t₀ - температура грунта на глубине заложения трубопровода.

t_н - температура грунта на глубине заложения 0 °С, а температура газа в начальной точке перегона после охлаждения в АВО в летний период 20.5 °С.

₀ - температура на глубине заложения трубопровода 0 °С.

t_н - температура газа в начальной точке перегона после охлаждения газа в АВО в летний период 20.5 °С.

. Определяем коэффициент сжимаемости.

 ,

где Р_ср - среднее давление на перегоне между станциями,

Р_кр - критическое давление ,

Т_ср - средняя температура на перегоне,

Т_кр - критическая температура.

5. Приняв, что шероховатость трубопровода к=0.03 и вязкость газа h=10.7 10'⁶ Н с/м² вычисляем расход, соответствующий числу Рейнольдса.

Производительность газопровода 89.2 млн. м³/ сут., что больше Q_пер, следовательно, газ движется в трубопроводе при турбулентном режиме в квадратичной зоне трения.

. Вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления.

С учетом местных сопротивлений l=1.05´0.00898=0.00943

7. Определение числа промежуточных станций.

Количество станций округляем в большую сторону , n=2.

По данным программы ВНИИСТа "РIРЕ 5", рекомендованной к использованию "Управлением экспертизы проектов" ОАО "ГАЗПРОМ" и основанной на СНиП 2.05.06-85, "Магистральные трубопроводы", СНиП 11-18-76 (часть 2) "Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах", а также "Рекомендациях по прогнозированию динамики теплового и механического взаимодействия трубопровода с промерзающими грунтами " Минстрой нефтяной и газовой промышленности, Москва, "Недра", 1987, можно сделать заключение, что КС необходимо запроектировать на 110 км. трассы.

При охлаждении газа в АВО, температура газа на реке Пур равна плюс 6 °С летом и минус 6 °С зимой, на 20-й год эксплуатации ореол протаивания - промерзания носит сезонный характер и равен 2.0 метра.

Отрицательная температура на реке Пур (в зимний период) приведет к увеличению ореола промерзания и величины пучения газопровода, проходящего по талым грунтам. При этом возникает неравномерность пучения на смежных участках талых и мерзлых грунтов, находящихся в русле реки, из-за разных скоростей миграции влаги в подрусловой зоне грунтов. Поскольку газопровод будет защемлен в мерзлом грунте, напряжения, которые будут вызваны пучением от давления, изменением температуры и изгиба, приведут к разрушению газопровода. Любые специальные технические решения, связанные с обеспечением надежности газопровода на этом участке, (надземная прокладка теплоизолированного трубопровода на опорах или эффективная изоляция при подземной прокладке в русле и пойме, подогрев газопровода или самого газа во избежание смыкания грунтово-ледового - ореола вокруг трубы, пониженное заглубление трубы и т.д.) сложны и дорогостоящи, поэтому труднореализуемы.

Учитывая вышеизложенное, предполагается КС установить перед рекой Пур на 110 км. трассы, тем самым минимальная температура газа перед рекой в зимний период составит -0.5, -0.7 °С. Вариант установки КС на 110 км. выглядит более предпочтительным по температурному режиму и величинам ореолов промерзания - протаивания.

ГПА-Ц-25 обеспечивает широкий диапазон работы по производительности и степени сжатия за счет поставки ГПА со сменными проточными частями на степени повышения давления газа 1.25, 1.35, 1.5, 1.7 с использованием для их установки одного унифицированного корпуса.

При строительстве КС на 110 км. целесообразно установить агрегаты со степенью сжатия 1.35.

2.3.2 Расчет перегона между выходным коллектором месторождения заполярное и промежуточной компрессорной станцией пуртазовская

Нулевым километром магистрального газопровода Заполярное - Уренгой считается выходной коллектор с месторождения. Газ на коллектор первые 15 лет эксплуатации подается прямо из скважины, а после 15 лет эксплуатации с дожимной компрессорной станции, предназначенной для поддержания давления необходимого для транспорта газа в систему межпромысловых коллекторов Уренгойского месторождения и обеспечения нормальной работы установки осушки газа в период снижения пластового давления.

При входе газа в проектируемый газопровод мы имеем следующие исходные данные:

Р _н=7.35 МПа =75 кгс /см²

t_{н ср} =11 °С = 284 К

D = 0.562

t_{гр ср} =0 °С =0 С=273 К

. Температура в конце перегона определяется по формуле:

среднегодовой Т_н=284 К, Т₀=283 К

январский Т_н =271.5К, Т₀=270 К

июльский Т_н =293 К, Т₀=276 К.

Температура в начальной точке перегона берется с учетом охлаждения газа в АВО.

. Средняя температура на перегоне, рассчитывается по формуле:

без учета коэффициента Джоуля-Томпсона.

3.  Давление в конце перегона:

,

где l - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода,

к - коэффициент, равный 0.326´10^-5 (п. 12.16 ОНТП 51-1-85)

Величиной Z следует задаться.

4. Проверка принятого значения. Для этого вычислим среднее значение на перегоне, по формуле:

 

и в зависимости от Р_ср и Т_ср рассчитаем Z по формуле:

. Для расчета следующей КС определяем температуру газа по формуле:

к - коэффициент теплопередачи от газа в грунт, равный 1.3кКал/м²С= 1.5 Вт/м²С (ОНТП 51-1-85)

Д - диаметр газопровода

М - массовый расход

С - удельная теплоемкость газа

Д _i - коэффициент Джоуля-Томпсона

Д _i =0.3 К/кгс/см² (ОНТП 51-1-85)

Если вместо массового расхода пользоваться коммерческой производительностью в млн м³/сут, а коэффициент теплоотдачи в Вт/м²С, удельная теплоемкость газа в Дж/кг С, диаметр в мм, а длина газопровода в км, то

 ,

где l - расстояние в км,

Т₀ - температура газа на глубине заложения трубопровода,

Т_н - температура в начальной точке перегона,

Р_н - давление нагнетания,

Р_в - давление всасывания.

Так как расчет будем вести для трех режимов, Т_н и Т₀ равны:

Расчет для среднегодового режима.

1.  ,

.

Учитывая снижение температуры из-за эффекта Джоуля-Томпсона, будем считать, что Т_ср=279 К.

. Принимаем Z=0.86, тогда

Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый равным 0.95, если на газопроводе имеется устройство для периодической очистки внутренней полости трубопровода. При отсутствии устройства Е=0.92

l - коэффициент сопротивления трению.

4. Проверяем принятые значения Т_ср и Z. Вычисляем снижение температуры от эффекта Джоуля-Томпсона:

Следовательно, средняя температура равна:

Т_ср =281.9 -2.0 = 279.9 К.

Проверяем принятое значение:

Так как принятые значения Тер и 2 практически не отличаются от полученных расчетом, делаем вывод, что давление Рк-=57.9 кгс/см² определено с достаточной точностью.

Расчет для январского и июльского режимов работы.

Последовательность расчетов и формулы те же, что и для среднегодового расчета.

январь - Р_н=75кгс/см², Т_н=271.5 К, Т_гр=270 К.

июль - Р_н=75кгс/см², Т_н=293.5 К, Т_гр=276 К.

Результаты расчетов сведены в таблицу.

Таблица 2.5

Определяемые величины	Ед. изм.	Результаты июль	Результаты январь
Величина al	-	0.48	0.48
Средняя температура по Шухову, tср	К	290.2	271.2
Средняя температура с учетом эффекта Джоуля-Томпсона, Тср	К	288	269
Коэффициент сжимаемости, Z	-	0.87	0.83
Давление в конце перегона, Рк	кгс/см2	57.1	58.3
Проверка,Тср и Z Среднее давление, Рср	кгс/см2	66.4	67.4
Средняя температура, Тср	К	288.1	269.3
Коэффициент сжимаемости, Z	-	0.873	0.874
Температура в конце перегона, Тк	К С	280.2 7.2	267.0 -6

Вывод:

Средние температура и давление, а также коэффициент сжимаемости мало отличаются от принятых при определенном давлении Р_к. Давление Р_к определено с достаточной точностью.

.3.3 Расчет режима работы кс пуртазовская

Расчет для среднегодового режима.

1.  Коэффициент сжимаемости определяем из условия всасывания:

где Р_в - давление на входе в КС,

Р_кр - критическое давление,

Т_в - температура на входе в КС,

Т_кр - критическая температура.

2.  Объемная производительность при условиях всасывания:

где Р_ст - давление при стандартных условиях,

Т_ст -температура при стандартных условиях.

Q =89.2/2=44.6 млн м³/сут

3. Приведенная объемная производительность:

задаемся, что n = 4650 об/мин Q _{в пр} =(5000/4650)´452=486 м³ /мин

. Приведенная относительная частота вращения:

где Z_пр =0.903

R _пр=506.84 Дж/кг К=50.684 кгс м/кг К

Т _пр=288 К

. По приведенной характеристике при Q _{в пр} = 486 м³/мин и (n/n_н)=0.965 находим e »1.35 .

Поскольку степень сжатия, найденная по характеристике, практически не отличается от требуемой, делаем вывод, что частота вращения n=4650 об/мин выбрана правильно.

. Мощность на валу двигателя.

N =N_i + N _мех

где N_i - внутренняя мощность,_мех - механические потери при газотурбинном приводе.

, где

р_в - плотность газа при условиях всасывания, Рв

Приведенную внутреннюю мощность находим по характеристике,  кВт/кг/м³, получим что:

. Удаленность от зоны помпажа при нормальной работе двигателя.

,

где Q _{в пр} = 300 м³/мин., по характеристике нагнетателя.

Так как условие выполняется, и мощность на валу двигателя не превышает номинальную, агрегат будет работать нормально.

. Температура на выходе КС.

Вывод: Мощность на валу двигателя не превышает номинальную, удаленность от границ помпажа достаточная, температура на выходе из КС не вызывает опасность.

Расчет режимов для января и июля.

Последовательность расчетов и используемые формулы те же, что и для среднегодового режима.

Исходные данные:

температура газа на входе

для января Т_в=267.0 К

для июля Т_в=280.2 К

давление газа на входе

для января Р_в=58.3 кгс/см²

для июля Р_в=57.1 кгс/см²

Результаты расчетов сведены в таблицу.

Таблица 2.6

Определяемые величины	Ед. изм		Результаты январь		Результаты июль
Коэффициент сжимаемости при условиях всасывания, Zв	-		0.85		0.879
Плотность газа при условиях всасывания, рв	кг/м3		52.4		46.8
Объемная производительность, Qв	м3/мин		417.9		471.5
Частота вращения (задаемся), n		об/мин		4450		4700
Приведенная относительная частота вращения, (n/nн)пр		-		0.960		0.967
Приведенная объемная производительность, Q в пр		м3/мин		469		501
Степень сжатия (находим по характеристике), Е		-		1.31		1.29
Приведенная внутренняя мощность (Ni/рв)пр		кВт/кг/м3		620		630
Мощность на валу, N		кВт		23003		24588.9
Удаленность от зоны помпажа		-		1.56		1.67
Давление на нагнетание, Рнаг		кгс/см2		78.4		77.0
То же с учетом падения давления, Рп		кгс/см2		76.3		74.9
Температура на нагнетание, Тн		К С		286 13		300 27

Вывод: Мощность и давление не превышает номинальных значений. Удаленность от зоны помпажа достаточная, следовательно, КС работает в нормальном режиме.

После охлаждения в АВО температуры для трех режимов будут следующие:

среднегодовой: Т=284 К,

январский: Т=271.5 К,

июльский: Т=293.5 К

2.3.4 
Расчет перегона между компрессорной станцией пуртазовская и уренгойской системой газопроводов

Исходные данные для трех режимов работы с учетом охлаждения газа в АВО в июле с 300 К до 293 К, а в январе с 295.3 К до 284 К.

среднегодовой: Р_н=75.9 кгс/см² , Т_н=284 К,

январский: Р_н=76.3 кгс/см² Т_н=271.5 К,

июльский: Р_н=74.9 кгс/см² Т_н=293.5 К

Таблица 2.7

Определяемые величины	Ед. изм.	Результаты среднегод.	Результаты январь	Результаты июль
Показатель al	-	0.42	0.42	0.42
Средняя температура по Шухову, Тср	К	281	271	288.7
Средняя температура с учетом эффек-та Джоуля-Томпсона, Тср	К	279	269	286.7
Коэффициент сжимаемости, Z	-	0.85	0.83	0.87
Давление в конце перегона, Рк	кгс/см2	61.7	63.1	58.6
Проверка Тср и Z.
Среднее давление, Pср	кгс/см2	69.0	69.9	67.6
Средняя температура, Тср	К	279.3	269.4	286.8
Коэффициент сжимаемости	-	0.8526	0.8296	0.869
Температура в конце перегона, Тк	К С	276.6 3.6	267.6 -5.3	279.5 6.5

Давление в конечной точке магистрального газопровода Заполярное-Уренгой составляет:

июльское: P_к = 59.6 кгс/см²

январское: P_к = 63.1 кгс/см²

При проектировании были установлены следующие ограничения на давление при входе в Уренгойскую систему газопроводов:

Р _min = 49.4 кгс/см²

Р _max =72.0 кгс/см²

Рассчитанные давления удовлетворяют установленным нормативам.

В данной главе произведены расчеты физических свойств газа. Выбран диаметр газопровода, а также произведен расчет труб на прочность. Был определен радиус максимального изгиба, расчет допускаемой осадки и пучения трубопровода, после чего мы определили необходимое число станций и преступили к расчету перегонов и режима работы компрессорной станции.

После завершения технологического расчета переходим к выбору основного и вспомогательного оборудования

Глава 3. Выбор основного и вспомогательного оборудования

Компрессорные станции являются составной частью магистрального газопровода, они предназначены для сжатия транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от местонахождения магистрального газопровода или других источников до ГРС потребителей.

В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном газопроводе возникают головные и промежуточные КС. Головные КС устанавливают в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового месторождения или на некотором расстоянии от него. Промежуточные КС располагают по трассе газопровода на расстоянии 100 - 150 км. Расстояние между станциями определяется расчетом.

На газопроводе, соединяющем месторождение Заполярное и Уренгойскую систему газопроводов, по технологическому назначению КС только промежуточная с газотурбинным приводом.

Унифицированная блочно-комплектная КС предусматривает:

а) Основные операции и процессы обработки газа:

отбор и выдача газа в магистральный газопровод;

очистка газа от механических примесей до требований, определяемых ТУ на газоперекачивающие агрегаты, с узлом сбора воды и конденсата углеводородов;

компремирование газа;

·   охлаждение газа.

б) Вспомогательные технологические системы:

- подготовка топливного газа, импульсного и газа на собственные нужды;

- маслоснабжение;

- подготовка сжатого воздуха.

КС являются опорными пунктами для системы технического обслуживания и ремонта не только объектов КС, но и сооружений линейной части газопровода.

3.1 Отбор и выдача газа в магистральный газопровод

Узел подключения КС к магистральному газопроводу предназначен для обеспечения работы магистрального газопровода и КС в следующих режимах:

- подача газа по газопроводу без компремирования его на подключаемой КС - временный режим (при поэтапном вводе газопровода в эксплуатацию и ремонтных работ на КС);

- подача газа по газопроводу с компремированием его на подключаемой КС - основной режим:

- подача газа по газопроводу при периодической очистке его полости очистным устройством (ОУ) от механических примесей, воды и конденсата - временный режим.

Для осуществления непрерывной подачи газа по магистральному газопроводу технологической схемой предусматриваются следующие трубопроводы, арматура и устройства КИПиА:

- всасывающие и нагнетательные шлейфы КС с запорной арматурой, обратными клапанами и продувочными трубопроводами;

- байпас с запорной арматурой (включая вариант транзитного пропуска ОУ) и продувочными трубопроводами;

- камера приема и запуска ОУ с запорной арматурой, обвязочными трубопроводами, стабилизирующим устройством, уравнительными и продувочными газопроводами, конденсатопроводом и устройствами КИП и А для управления процессом приема - запуска ОУ и сигнализации его прохождения;

·   узлы сбора и выдачи конденсата из узла ОУ и КС; системы отбора, разведки и хранения импульсного газа.

3.2 Очистка газа от механических примесей

Установка очистки газа от механических примесей на входе в КС предназначена для предотвращения загрязнения и эрозионного износа оборудования и газопроводов.

На КС применяется одноступенчатая очистка газа в циклонных пылеуловителях типа ГП. 628.00.000-02 (5шт.)

Таблица 3.1 Техническая характеристика пылеуловителя

Наименование величины	Ед. изм.	Характеристика
1. Производительность	млн м3/сут	20±1.5%
Давление расчетное рабочее	МПа МПа	7.5 4.5-7.5
3. Диаметр аппарата	мм	2000
4. Диаметр циклонного элемента	мм	600
5. Число циклонных элементов	шт	5
6. Температуры: - рабочей среды - min допустимая стенки аппарата	С С	20-80 -60
7. Среда	-	природный газ, пыль
8. Максимальный объем	м3	5.2
9. Масса пустого аппарата	кг	26900
10. Коэффициент гидравлического сопротивления циклонного элемента	-	135

К установке на КС приняты:

циклонные пылеуловители с эффективностью очистки по твердой фазе с размером частиц:

- 10 мкм. - 10 %

- 40 мкм - 85 %

более 40 мкм - 100 %.

Запыленность не более 5 мг на м³ газа (при Р=0,1013 и t = 20 С с содержанием жидкости в газе на выходе 0,75 г/мм³);

при содержании ее на входе 5 г/мм³- емкости сбора жидкости (подземной установки);

блок арматуры, включающей систему автоматического удаления жидкости из емкости в узел дросселирования;

системы трубопроводов и арматуры (для дренажа, продувки и обогрева аппаратов и трубопроводов в зимнее время).

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней - отводной и верхней - осадительной. В нижней секции находятся циклонные трубки, укрепленные в перегородке и крышке конусной емкости, предназначенной для сбора твердых и жидких примесей. На корпусе пылеуловителя выполнен входной и выходной патрубки для газа, люк лазы, патрубки для дренажа жидких и твердых примесей из разных полостей агрегата, патрубки для воздухоподогревателя, предназначенного для подогрева и превращения в жидкую фазу уловленного шлака в зимних условиях.

Очищаемый газ поступает через боковой входной патрубок, изменяет направление движения и скорости, за счет чего происходит первичная очистка от крупных частиц, оседающих в нижней части аппарата. Далее газ поступает в циклоны, где отделяются примеси и выпадают по дренажным трубкам в конусную сборную емкость. Уловленные жидкие и твердые примеси периодически удаляются по дренажным линиям в систему их сбора.

.3 Технологический расчет пылеуловителя. Среднегодовой режим

Q _сут = 89,2 млн. м³/сут

Р_в = 57,9 кгс/см²=5,6 МПа

Т_в = 275,5 К

r_в = 47,3 кг/м³

Z_в = 0,87

1. Секундный расход газа при заданных условиях :

. Перепад давления в сепараторе:

Р_в и w_в - соответственно давление и скорость газа во входном патрубке пылеуловителя;

z - коэффициент сопротивления, отнесенный ко входному сечению и равный 24. Согласно рекомендациям принимаю DР =0,28´10⁵ МПа.

2. Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента:

l - коэффициент гидравлического сопротивления циклонного элемента, равный 135.

. Рабочий объем газа, проходящий через один циклонный элемент:

d - диаметр циклонного элемента пылеуловителя;

d = 0,6 м

q _э =2,6 м³/с.

В циклонном уловителе размещено 6 циклонных элементов.

Общий расход газа через один пылеуловитель:

. Для заданного количества газа через расчетное количество пылеуловителей:

Принимаем к установке 2 пылеуловителя типа ГП-628.00.000-02.

3.4 Механический расчет пылеуловителя

. Толщина стенки корпуса:

Р_раб =7.4 МПа

Д _{вн тр} = 1382.6 мм

Д _{вн пыл} = 2000 мм

j - поправочный коэффициент; j =0,9

d _доп - допускаемое напряжение на растяжение, d _доп = 301,2 Мпа.

Для стали ТУ-75286.

С - поправка к толщине стенки для компенсации коррозии; С = 2 мм.

Принимаю d_ст = 31 мм

1. Толщина днища пылеуловителя:

h- высота выпуклой части днища = 400 мм;

С₁ - прибавка на вытяжку; С₁ = 2.

Принимаю d_дн = 40 мм.

3.5 Компремирование газа

Компрессорный цех предназначен для компремирования природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу, и состоит из:

ГПА;

индивидуальной газовой обвязки ГПА, газопроводов и индивидуальной отключающей арматурой, обеспечивающей запуск, работу и остановку агрегата;

цеховой системы газопровода и арматуры, обеспечивающей работу агрегатов в магистральном газопроводе на большое кольцо и пусковой контур (для пуска и остановки агрегатов при работающем компрессорном цехе);

цеховой и индивидуальной системы трубопроводов и арматуры топливного и импульсного газа;

цеховой и индивидуальной масляной системы.

.6 Охлаждение газа. Расчет АВО

Установка охлаждения газа предназначена для охлаждения газа в целях повышения устойчивости линейной части, улучшения условий работы антикоррозионной изоляции и увеличения производительности газопровода, уменьшения напряжений, вызванных пучением, протаиванием.

Установка охлаждения газа состоит из:

аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа;

трубопроводной обвязки и арматуры (для отключения, продувки и байпасирования АВО).

На всех КС проектируемого участка газопровода предусмотрено охлаждение газа после компремирования в аппаратах воздушного охлаждения отечественного производства типа 2АВГ-75С в количестве 18 штук.

Расчет АВО производится для летнего режима эксплуатации по методическим указаниям М.М. Шпотапковского - "Охлаждение транспортируемого газа на компрессорных станциях магистрального газопровода". Москва. ГАНГ им. И.М. Губкина 19ХХ г.

Технические характеристики АВО:

. Марка - 2 АВГ-75-С,

. Расчетное число аппаратов:n_АВО = 13,

. Поверхность теплопередачи по оребренным трубкам: Н_ст = 9930 м²,

. Количество теплообменных секций в одном АВО: n_с = 3,

. Количество оребренных трубок в одном АВО: n_тр = 180,

. Расход охлаждаемого газа через один АВО: Q = 196 кг/ч

.Расход воздуха, нагнетаемого одним вентилятором при стандартных условиях: Q₂ = 410 м³/ч,

. Давление газа на входе в АВО: P = 7.5 МПа,

. Внутренний диаметр трубки d _вн = 0,021 м,

. Наружный диаметр трубки d _н = 0,0574 м,

. Шаг ребра S = 0,0025 м,

. Высота ребра h = 0,016 м,

. Площадь поперечного сечения наиболее узкого места F _уз = 64,26 м

Исходные данные, необходимые для расчета.

. Суточная производительность КС Q _сут = 89,2 млн. м³/сут.

. Температура газа до АВО: t ₁= 300 К

. Температура газа после АВО: t ₂ = 293,5 К

. Температура воздуха: t₁ =288 К

. Относительная плотность по газу: D = 0,562

. Критическое давление газа: Р_кр = 4,69 МПа

. Критическая температура газа: Т_кр =189.129 К

. Теплоемкость газа: С_ср =2,5 10³ Дж/кг С

. Коэффициент динамической вязкости газа: h₁ =10,4 10^-6 Па с

. Коэффициент теплопроводности газа: l = 0,031 Вт/м К

. Теплоемкость воздуха: С_р = 1,005 кДж/кг К

. Коэффициент динамической вязкости воздуха: h₂ = 1,7 10^-6 Па с

. Коэффициент теплопроводности воздуха: l₂ = 0,024 Вт/м² К

Расчет выполняется методом последовательного приближения, основываясь на уравнении теплового баланса и теплопередачи.

1. Определим мощность теплового потока, отведенного от газа в теплообменной секции АВО:

,

где М - массовый расход.

2. Температура воздуха на выходе из АВО при номинальной производительности вентилятора:

. Средняя логарифмическая разность температур:

Q₁, Q₂ - начальная и конечная разность температур.

ЕDt - поправочный коэффициент, определяемый в зависимости от параметров Р, R.

4. Коэффициент теплопередачи от газа к внутренней поверхности трубок АВО:

где v₁ - скорость движения газа в теплообменных трубках.

 - газовая постоянная газов; R=510.25 Дж/кг К

Z - коэффициент сжимаемости

Р_п = 0,06 - потери давления газа

f_н - внутренняя площадь оребренной трубки

Тогда

5. Коэффициент теплопередачи от наружной поверхности к воздуху находим по уравнению:

v₂ - скорость движения воздуха.

v₂ = 410 ´ 10³ /3600´64.26 = 1.77 м/с

Тогда:

6.  Определим коэффициент теплопередачи:

Н₂/Н₁ - внутренняя площадь 1 погонного метра трубы м².

s_ст /l _ст - эквивалентное термическое сопротивление трубки (м²К/Вт).

Коэффициент теплопередачи от газа в окружающее пространство:

7.  Необходимая поверхность теплопередачи, приходящиеся на 1 аппарат:

Таким образом, 13 аппаратов воздушного охлаждения обеспечивают охлаждение заданного объема газа до нужной величины.

3.7     Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа

Установка предназначена для поддержания заданных параметров и количественного замера топливного, пускового и импульсного газа.

Параметры топливного, пускового и импульсного газа

Таблица 3.2

Компрессорная станция	Топливный газ		Пусковой		Импульсный
	Q млн м3/год	Р МПа	Q млн м3/год	Р МПа	Q млн м3/год	Р МПа
Пуртазовская	412.6	4.41-7.35	0.03	0.34	0.054	4.41-7.35

Газ, поступающий на установку подготовки, проходит сепарацию от механических примесей в блоке очистки ГП 606´0.1, после чего подогревается в огневом подогревателе ГП 606.04. После общего замера расхода газ распределяется на 3 потока: топливный, пусковой, импульсный.

В блоке редуцирования топливного и пускового газа ГП 606.06 понижается давление до заданных пределов и замеряется перед его подачей в компрессорный цех. Пусковой газ так же подается по газопроводу в цех.

Импульсный газ очищается, осушается в блоке осушки и хранения импульсного газа, подаваемого к кранам топливного газа агрегатов до 44,1 кгс/см². Кроме того, в блоке предусматривается хранение запаса импульсного газа для обеспечения работы автоматики КС в момент аварии.

3.8     Маслохозяйство и склад ГСМ

Масляная система каждой КС состоит из индивидуальной системы смазки, уплотнения и регулирования ГПА, комплектно поставляемой к каждому агрегату, цехового маслохозяйства и централизованной системы подачи, регенерации и хранения масла.

Заполнение системы ГПА чистым маслом на КС Пуртазовская осуществляется насосами Р = 0,45 МПа установленными в насосной склада ГСМ. Для периодической очистки масла для ГПА-Ц-25 устанавливаются в КЦ на каждой КС:

а) блок емкостей V=2х10 м³, (одна для чистого масла) - такой объем позволит восполнить примерно 3-х месячные потери масла работающих агрегатов, другая - для отработанного масла;

б) насос откачки отработанного масла Ш8-5-5.8/2.5

в) маслоочистительная установка ПСМ2-4. Все принятые установки на КС агрегаты имеют индивидуальные системы охлаждения масла.

3.9
Компрессорная сжатого воздуха

Для КС с газотурбинными агрегатами компрессорная сжатого воздуха предназначена для сжатия, осушки и хранения воздуха для нужд КИПиА и ремонтных нужд.

Компрессорная сжатого воздуха состоит из:

компрессоров 4ВУ1-5/9М2 - 2 штуки;

блока подготовки воздуха - БПВ 100/250;

блока осушки воздуха - БОВ 100/250;

воздухосборников сжатого воздуха - 2 штуки;

АВО.

3.10 Трубопроводы и арматура

Технологические трубопроводы КС подразделяются на:

основные трубопроводы, по которым транспортируется компремированный природный газ;

вспомогательные трубопроводы - для топливного, импульсного газов, масла, воздуха и др.

Трубопроводы для транспортировки газа и других сред на станции рассчитывались из условий прочности и минимальных гидравлических сопротивлений. Минимально допустимая температура стенки труб для транспорта газа и соединительных деталей при строительно-монтажных работах и в условиях эксплуатации под рабочим давлением принята в соответствии с "Инструкцией по применению стальных труб в газовой промышленности" 1979 г.

Таблица 3.3 Перечень труб и соединительных деталей

Диаметр, толщина стенымм	ГОСТ ТУ контракт	Материал	кгс/мм2 кгс/мм2
1420´18.7	ТУ 75-86	сталь	59.2	46.37
720´11.3	ТУ 20-28-40-48-56-79	сталь	60	47
530´12	ТУ 20-28-40-48С	сталь	54	40
426´57	ГОСТ 8732-78	сталь	48	27
Соединительные детали Æ 530 и более	102-56-81, 102-58-81, 102-61-81, 102-62-81	сталь	50	34
Соединительные детали Æ 426 и менее	ГОСТ17374-77 ГОСТ17380-77	сталь	48	27

3.11   Расчет пригрузки магистрального трубопровода Заполярное-Уренгой

Расчет пригрузки магистрального газопровода выполнен программой "PRIGRUZ", предназначенной для расчета упруго - искривленных обводненных участков газопровода Заполярное - Уренгой диаметром 1420 мм. Она позволяет определить интенсивность пригрузки, шаг равномерной установки различных грузов, параметры групповой установки грузов, а также шаг установки и несущую способность анкерных устройств с проверкой выпуклых участков на продольную устойчивость. При необходимости выбирает параметры пригрузки из условий продольной устойчивости. Программа пригодна как для выполнения текущих расчетов, так и для накопления результатов в виде альбомов.

При расчете равномерной установки грузов программа охватывает следующие случаи:

. Выпуклая кривая без учета балластирующей способности засыпки.

. Выпуклая кривая с учетом балластирующей способности засыпки.

. Выпуклая кривая без засыпки.

. Вогнутая кривая без учета балластирующей способности засыпки.

5. Вогнутая кривая с учетом балластирующей способности засыпки.

При расчете групповой расстановки грузов согласно ВСН 204-86 балластирующая способность грунта засыпки учитывается иначе, поэтому здесь признаками случаев расчета будут:

. - Вогнутая кривая.

1. - Выпуклая кривая.

Описание задачи

Нормативная интенсивность нагрузки:

 

где - коэффициент надежности по пригрузке;

- коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия;

 -нормативная объемная масса пригрузки, кг/м³;

- плотность воды, кг/м³;

n - полный объем груза, м³;

- объем подводной части груза, м³;

- расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод;

- расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода. Определяется по формулам СНиП 2.05.06-85;

- расчетная нагрузка от массы трубопровода с изоляцией и футеровкой (коэффициент надежности по пригрузке 0.95, плотность стали 7850 кг/м³);

= 0 для расчетов 1,3,4.

Для расчетов учитывается балластирующая способность засыпки следующим образом:

 

 - предельное сопротивление грунта засыпки перемещениям вверх;

- коэффициент надежности по нагрузке, принимаем 0.8;

 - коэффициент условий работы, принимается по табл. 8 СНиП 11-17-77;

.5 - пески и супеси;

.6 - суглинки, глина.

При полном обводнении грузов (  ) рассчитываем по зависимости (37) СНиП 2.05.06-85.

Для расчетов 1, 2 при проверке на продольную устойчивость предельное сопротивление грунта продольным и поперечным перемещениям подсчитывается по зависимостям (2). Для расчета 3 пользуются зависимостью (1) и характеристикой грунта ненарушенной структуры. Коэффициент надежности по нагрузке принят равным 0.8 .

Проверка на продольную устойчивость проводится из условия:

 

где: S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемое по формуле (35) СНиП 2.05.06.-85;

М - коэффициент условий работы;

 - продольные критические усилия.

При расчетах на продольную устойчивость для случаев 1, 2 и выбора пригрузки из условия (2), которое предполагает, что к искривленному участку примыкают с двух сторон прямолинейные полубесконечные нити труб. Трубопровод рассматривается как сжатый стержень круглого сечения. Воздействие грунта на трубопровод заменяется касательной и поперечной (при наличии засыпки) распределенной нагрузкой. При наличии засыпки для продольных перемещений трубопровода принята упруго-пластичная модель грунта, для поперечных перемещений вверх - билинейная модель, учитывающая упругость грунта и уменьшение сопротивления слоя грунта над трубой. Учитывается также изменение выталкивающей силы при выходе трубы из воды и образование арки. За продольное критическое усилие принимаем нижнее критическое усилие, начиная с которого у трубопровода возможны не смежные положения с разрушением засыпки по длине одной полуволны. Поэтому выполнение условия (2) исключает переход в положения равновесия на поверхности воды и образование арки. Методика предполагает равномерное распределение пригрузки по длине волны выпучивания и длину криволинейного участка не менее длины волны выпучивания. Поэтому расчеты на продольную устойчивость проводятся при этих предположениях, а затем пригрузка может быть перераспределена и сосредоточена на криволинейном участке, если его длина меньше волны выпучивания, что обеспечивает некоторый дополнительный запас устойчивости. Программа выбора пригрузки из условия (2) требует значительно больше машинного времени, чем для проверки, поэтому для расчета 1 сначала проводится проверка условия (2) с нормативной пригрузкой, соответствующей прямолинейным участкам (т.е. при  формуле (1). Коэффициент надежности по пригрузке для расчетов на устойчивость принят 0.95. Если условие (2) при этой проверке не выполняется, а волна выпучивания меньше криволинейного участка, то проводится вторая проверка на продольную устойчивость с нормативной пригрузкой (1), а в случае, когда волна выпучивается больше криволинейного участка, проверка проводится с усредненной на длине волны нормативной пригрузкой для криволинейного и прямолинейного участков (т.е. слагаемое от  в (1) распределяется на всю длину волны). Если в результате одной из этих проверок условие (2) не выполняется, то методом итерации проводится выбор пригрузки из условия (2) . Если полученная при этом интенсивность нагрузки больше нормативной (1), тона криволинейном участке и прилегающих прямолинейных в пределах волны выпучивания она пересчитывается исходя из общего веса пригрузки, полученного из условия (2) , и принимается не меньше, чем нормативная для прямолинейных участков.

Для случаев 4, 5 расчетная интенсивность пригрузки принимается равной нормативной.

Шаг равномерной одиночной установки грузов определяется по формуле :

 ,

где: - расчетная интенсивность пригрузки.

Параметры групповой установки грузов определяются по ВСН 204-86:

;

;

где: L - расстояние между концом предыдущей и началом последующей группы утяжелителей;- количество утяжелителей в группе;

L₁ - длина одного утяжелителя;- шаг утяжелителя при равномерной установки;- вес в воде одного утяжелителя;

;

L _мц- расстояние между центрами групп;

 - расчетная удерживающая нагрузка грунта. Определяется согласно ВСН. При этом учитывается частичное (при обводнении до верха трубы) или полное (при обводнении до верха траншеи) взвешивание грунта водой.

Поскольку при групповой установке грузов за счет частичного учета веса засыпки количество бетонной пригрузки уменьшается, то проверка выпуклых участков на продольную устойчивость проводится с уменьшенной бетонной нагрузкой, т. к. при этом полностью учитывается засыпка. Если условие устойчивости не выполняется, то величина бетонной пригрузки определяется из условия (2) . При этом, если она окажется меньше чем по формуле (1), то групповая установка грузов имеет смысл и параметры ее определяются следующим образом:

;

В случае, когда бетонные пригрузки из условия устойчивости требуются больше, чем по формуле (1), групповая установка грузов не рекомендуется, т. к. не приводит к экономии.

Таблица 3.4 Расчета пригрузки магистрального газопровода заполярное - уренгой по программе "PRIGRUZ"

Труба	Давление газа МПа	Темпе- ратур. перепад °С	Коэф. условий работы	Тип кривой	Радиус кривизны м	Высота засыпки м	Вид грунта	Угол поворота град мин.	Величина при-грузки Кн/м	Длина участка м	Шаг ус танов-ки УБО 2300 м	Смежн уч-ки Приг-рузка Кн/м	Смежн уч-ки Длинам
1420´ 18.7	7.4	50	0.75	вып.	3500	1.0	п. мелкие	5 0  4 0 3 0 2 0 1 0	10.30 10.30 10.32 10.36 10.57	305.4 244.3 183.3 122.2 61.1	2.01 2.01 2.0 1.99 1.95
1420´ 18.7	7.4	50	0.75	вып.	3500	@ 1.0	п. мелкие	5 0 4 0 3 0 2 0 1 0	*5.99 *5.99 *5.99 *5.99 *5.99	305.4 244.3 183.3 122.2 61.1	3.45 3.45 3.45 3.45 3.45	5.99	22.4
1420´ 18.7	7.4	50	0.75	вып.	3500	-	п. мелкие	5 0 4 0 3 0 2 0 1 0	*25.23 *25.23 *25.23 *25.23 *25.23	305.4 244.3 183.3 122.2 61.1	# # # # #	25.23 25.23	16.5 47.0
1420´ 18.7	-	-	-	вог.	3500	-	п. мелкие	5 0 4 0 3 0 2 0 1 0	10.33 10.36 10.41 10.57 11.42	305.4 244.3 183.3 122,2 61.1	2.0 1.99 1.98 1.95 1.91
1420´ 18.7	-	-	-	вог.	3500	@ 1.0	п. мелкие	5 0 4 0 3 0 2 0 1 0	0.79 0.81 0.87 1.03 1.88	305.4 244.3 183.3 122.2 61.1	23.25 23.42 23.81 20.15 11.02
1420´ 18.7	7.4	50	0.75	вып.	5000	1.0	п. мелкие	3 0	10.30	261.8	2.01

В таблице приняты следующие примечания:

В графе "Величина пригрузки" указана интенсивность пригрузке в воде.

Плотность воды 1000 кг/м³;

@ - учитывалась балластирующая способность засыпки;

* - величина пригруза найдена из условия продольной устойчивости.

Вывод:

Для обеспечения устойчивости газопровода от всплытия на обводненных участках, болотах и переходах в проекте предусматриваем балластировку.

Балластировка трубопровода производим железобетонными утяжелителями, охватывающего типа УБО, состоящие из двух железобетонных блоков, соединенных двумя металлическими соединительными поясами производится на болотах, обводненных участках, поймах рек, руслах малых рек.

Балластировка трубопроводов грунтом с применением нетканых синтетических материалов (НСМ) производится на участках с прогнозируемым обводнением, на обводненных и заболоченных участках трассы, на вечномерзлых грунтах при условии отсутствия воды в траншее в процессе производства работ (производство работ в зимнее время, удаление воды техническими средствами и т.д.)

3.12   Расчет компенсаторов

При проектировании газопровода Заполярное - Уренгой мы учитываем, что разжиженный грунт и торф, которые будут окружать теплый газопровод, не могут его защемить, и мы предусматриваем компенсацию охлаждающегося по длине газопровода от продольных перемещений за счет всех углов поворота, а так же трапецеидальных компенсаторов.

Расчет компенсаторов при подземной или полуподземной прокладке газопровода выполнен в соответствии с работой "Разработка и обоснование технических решений линейных трубопроводов с учетом региональных особенностей и требований охраны природы" НИОМ. 1993, по программе "Компенсатор" ВНИПИгазодобыча, утвержденной "Управлением проектных изысканий и экспертизы проектов " ОАО "ГАЗПРОМ". Результаты вычислений приведены ниже.

Таблица 3.5 Нормативные погонные нагрузки на трубопровод определены по СНиП 2.05.06-85

Наименование	Обоз.	Значение воздействия на трубопровод
Собственный вес трубы, кгс/м	640.8
Нормативный вес транспортируемого газа, кгс/м	143.3
Сила, действующая на трубопровод на обводненных участках	1552.0

Полная длина участка трубопровода, деформации с которого компенсируются при подземной прокладке или при прокладке в насыпи с учетом трения трубопроводов о поверхность основания, определяется по формуле:

 

Где L_н - длина компенсирующего участка, см :

В_п*- длина подземного или в насыпи участка трубопровода от неподвижного сечения до компенсационного участка, см;

;

e - относительная деформация от изменения температуры и внутреннего давления продукта определяется по формуле:

Dt- расчетный перепад температуры;

 - наибольшая возможная температура трубопровода в процессе эксплуатации.

Геометрические параметры и исходные данные для трубопровода диаметром 1420 мм приведены ниже.

Таблица 3.6

Наименование	Обоз.	Значение для газопровода
Диаметр газопровода, мм	Дн	1420
Толщина стенки, мм	d	18.7
Площадь сечения, см2	F	822.8
Осевой момент инерции, см4	J	2032400
Осевой момент cопротивления, см3	W	2868
Модуль упругости металла труб, кг/см2	Е	2.1´106
Коэффициент линейного расширения металла труб, 1/град	a	1.25´10-5
Предел текучести, кгс/см2
Сопротивление разрыву, кгс/см2	6000
Коэффициент надежности по материалу	К2	1.15
Коэффициент надежности по назначению трубопровода	Кн	1.1
Категории участка		I-II
Коэффициент условий работы трубопровода	m	0.75
Расчетное давление газа в трубопроводе, кгс/см2	Р	75
Коэффициент перегрузки для внутреннего давления	n	1.1
Наибольшая возможная температура газопровода в процессе эксплуатации, °С	30

- кольцевые напряжения от внутреннего давления кгс/см², определяется по формуле:

Таблица 3.7

Тип трубопровода	Dt °C	e
Газопровод	40	3050	95.5´10-6

Н_к - реакция отпора (распора) компенсатора при продольных деформациях трубопровода, кг;

Т - удельное сопротивление основания перемещению трубопровода.

;

Q - коэффициент трения трубы по основанию, принимаемый по таблице приведенной ниже:

Таблица 3.8

Характеристика трубопровода	Коэффициент трения
Трубопровод с неизолированной поверхностью	0.6
Трубопровод с неизолированной (с окалиной) поверхностью	0.4
Трубопровод изолированный полимерным материалом	0.5
Трубопровод с изолированным полимерным материалом (в воде)	0.3
Трубопровод с неизолированной поверхностью (в воде)	0.2

q - погонная нагрузка трубопровода на основание.

Результаты расчета удельного сопротивления перемещению представлены в ниже изложенной таблице:

Таблица 3.9

Тип трубопровода	Ргр, кгс/м	Qтр, кгс/м	qпрод, кгс/м	qв,кгс/м	q, кгс/м	Q, кгс/м	Т, кгс/м
Газопровод	1730	640.8	143.4	1552.0	962.0	0.6 0.2	577.0 192.0

Результат расчета участка трубопровода от неподвижного сечения компенсационного участка Вп* приведены в таблице ниже:

Таблица 3.10

Трубопровод	EFe, кг	Т, (не обводнен) кгс/cм	Т, (в воде) кгс/см	Вп*, (не обводнен) кгс/см	Вп*, (в воде) кгс/см
Газопровод	510´103	577	192	883	2656

Допускаемая деформация компенсационного участка определяется по формуле:

где f - стрела компенсатора, см;

j - угол входа компенсационного участка, °С ;

L_н - длина компенсационного участка, см ;

R₂ - расчетное сопротивление растяжению сжатию определяемое по формуле

 ;

Задаемся размерами компенсационного участка трапецеидальной формы длиной 150 м, с полкой 24 м и четырьмя углами a=30°. Длина участка, деформации которого компенсируются компенсатором принятых размеров, определяется по формуле:

Результаты расчетов сведем в таблицу:

Таблица 3.11

Тип трубопровода	R2, кгс/см2	DК, см	В, м	Вп, м
Газопровод	786.6	90.58	3060	1916

В данной главе был проведен выбор основного и вспомогательного оборудования. Определено как будет осуществляться отбор и выдача газа в магистральный газопровод, очистка от механических примесей, состав системы пускового и импульсного газа. Состав компрессорной сжатого воздуха, маслохозяйства и склада ГСМ. Произведены расчеты пылеуловителя и АВО. Во избежание пучения газопровода произведен расчет пригрузки магистрального газопровода. Для предотвращения аварии и уменьшения напряжения трубы, вызванных различными подвижками почвы, предусмотрены и рассчитаны компенсаторы. Выбор основного и вспомогательного оборудования направлен на обеспечение нормальной работы газопровода и обеспечение надежной и долговечной работы.

Глава 4. Электрохимзащита

.1 Электрохимзащита от почвенно-грунтовой коррозии

Коррозия - процесс разрушения металла при взаимодействии его с окружающей средой. Различают два вида коррозии:

химическая - взаимодействие металла с окружающей агрессивной средой (взаимодействие стальной трубы и газа, содержащего сернистые соединения),

электрохимическую, возникающую при контакте металла с жидкостью, проводящей электрический ток, т.е. электролитом.

Комплекс мероприятий по обеспечению защиты газопровода от коррозии проводят на основе стандартов "Единая система защиты от коррозии и старения".

Защита газопровода от почвенной коррозии осуществляется путем наложения противокоррозионного покрытия на наружную поверхность труб и арматуры и применение электрохимической защиты.

Электрозащита газопровода от коррозии осуществляется установками катодной защиты.

Катодная защита - катодная поляризация поверхности трубы, создающая одностороннюю проводимость тока от источника постоянного тока через заземлитель (анод) в грунт. Катодная защита газопровода осуществляется сетью катодных установок, располагаемых друг от друга на определенном расстоянии, параллельно трубопроводу и на расстоянии от трубопровода. Основными расчетными элементами катодной защиты являются:

катодная станция;

анодное заземление;

дренажная электролиния.

В соответствии с требованиями СНиП 2,05.06-85 "Магистральные.. трубопроводы", ВСН 3-39-70 "Рекомендации по оценке коррозионных свойств грунтов в северных районах и эффективным способам защиты трубопроводов от коррозии" (ВНИИСТ) и ВСН ;2-71-76 "Инструкция по расчету параметров ЭХЗ подземных трубопроводов в северных районах" (Миннефтегазстрой, ВНИИСТ) в настоящем разделе рассматривается электрохимическая защита от почвенно-грунтовой коррозии следующих сооружений;

газопровод Заполярное-Уренгой;

подземные коммуникации КС Пуртазовская.

Изоляция трубопроводов предусматривается полимерными лентами "Поликлен".

Электрохимическую защиту перечисленных стальных коммуникаций предусматривается осуществить по традиционной схеме ЭХЗ с помощью станций катодной защиты (преобразователей) типа ОПС-100-48-VI с глубинными анодными заземлениями. Преобразователь рассчитан на следующие режимы работы:

автоматический режим поддержания защитного потенциала;

режим ручной регулировки

В данном преобразователе предусмотрен счетчик времени наработки СВН-2-02 Чистопольского часового завода "Восток", производящий отсчет времени, в течение которого на сооружении поддерживается потенциал, необходимый для его защиты от коррозии.

Во всех установках электрохимической защиты приняты глубинные анодные блочно-комплектные заземлителитипа ВКГЗ-1 (ВНИИгаз, НФМХТИ), состоящие из малорастворимых ферросилидовых электродов АЗМ-2 заводского изготовления глубиной до 200 м. Электрохимзащита магистрального газопровода осуществляется преобразователями, размещенными на трассах трубопроводов в блок-боксах 911Щ Сибнипигазстроя.

Для контроля за наличием защитного потенциала на подземных коммуникациях устанавливаются специальные металлические многоклемные контрольно-измерительные пункты.

Электроснабжение преобразователей, размещенных на промплощадках, предусматривается от низковольтных внутриплощадочных электросетей 0.23 кВ.

Электроснабжение трассовых преобразователей предусматривается от проектируемых вдольтрассовых ВЛ-6 кВт через КТП -25/6 кВт и КТП - 65/6 кВт, учтенных электротехнической частью проекта.

Согласно СНиП 2.02.06-85 электроснабжение СКЗ магистральных трубопроводов выполнено по 11 категории.

Расчет катодной защиты проводился на компьютере, по програмному продукту ВНИПИгазодобыча, основанному на методике ВНИИСТ и Миннефтегазстроя. Название программы «Protection». Программа утверждена приказом №18907 от 14.03.95 Управлением проектных изысканий и экспертизы проектов ОАО "ГАЗПРОМ".

В программу расчета заложены следующие формулы, по которым производились вычисления:

1. Нормативный срок службы СКЗ определяется по формуле:

,

где  - коэффициент амортизации изоляции.

. Переходное сопротивление трубопровод - грунт в конце сроков эксплуатации (1 , 10, 20 лет):

где - срок службы;

b - показатель старения покрытия.

.Среднее значение переходного сопротивления:

 Ом м²

.Сопротивление единицы длины изоляционного покрытия к концу нормативного срока эксплуатации СКЗ:

 Ом м

. Среднее сопротивление единицы длины изоляционного покрытия:

 Ом м

6.  Продольное сопротивление единицы трубы:

 Ом м

где - плотность стали;

- толщина стенки трубопровода.

7.  Среднее значение входного сопротивления трубопровода за определенный срок службы:

 Ом

8. Определение постоянной распределения токов вдоль трубопровода к концу нормативного срока:

9.  Среднее значение входного сопротивления к концу периода:

 Ом

10. Определение расстояния между трубопроводом и анодным заземлением:

 м,

где  - плотность грунта.

11. Сила тока СКЗ:

 А,

где l -зона защиты трубопровода одной СКЗ.

. Глубина заложения электродов:

h = 200 м.

. Сопротивление растеканию тока с однониточного электрода :

 Ом

14. Сопротивление растеканию анодного заземления:

 Ом

- коэффициент экранирования (0,8)

n - число электронов.

. Сечение проводника:

 мм²

где i₀ - плотность тока (0,7 А/мм²).

. Сопротивление дренажной линии:

= 0,31 Ом

. Напряжение на выходе катодной станции:

 В

. Мощность на выходе катодной станции:

19. Общее число СКЗ (20-й год службы) :

 штуки

20. Срок службы анодного заземления:

G - общий вес элемента (8кг);

 -коэффициент использования электродов (0,95);

q - электрохимический эквивалент материала электродов q =0,12 кг/А год;

4.2 Расчет катодной защиты

Таблица 4.1 Исходные данные

Наименование, обозначение, размерность	Значение
Удельное электрическое сопротивление грунта, Р0, Ом м.	100
Состав грунта, G.	15
Материал изоляционного покрытия, М, мм.	1
Толщина покрытия, , мм.3.000
Диаметр трубопровода, D, м	1.42
Удельное сопротивление материала трубы, , ОМ мм2/м.0.240
Толщина стенки трубопровода, , мм.18.7
Температура транспортируемого продукта, t °С.	20
Год эксплуатации, Т, лет.	1,10,20.
Мин. смещение разности потенциалов труба-земля, U тзм, В	0.45
Смещение разности потенциалов в точке дренажа, Uтд, В	1.00
Коэффициент взаимовлияния соседних катодных установок, Кв.	1.0
Расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м	200.0
Признак счета, Y м.	1
Длина спусковых опор Yc, м.	11.00
Сечение проводника, S, мм2	50.00
Удельное сопротивление проводника, Ром, ОМ мм2/м.	0.400
Сопротивление растеканию анодного сопротивления, Pз, Ом	1.00

Таблица 4.2 Результаты

Наименование, обозначение, размерность.	1 ГОД	10 ГОД	20 ГОД
Конечное значение переходного сопротивления, Rк, Ом м2.	123	123	123
Текущее значение переходногосопротивления, Rпт, Ом м2	5443	3040	1619
Переходное сопротивление на единицу длины, Rр1, Ом м.	12201	6814	3629
Продольное сопротивление трубопровода, Рt, Ом/м.	0.00004	0.00004	0.00004
Постоянная распределения тока вдоль трубопровода, АI/	0.00005	0.00007	0.00010
Входное сопротивление трубопровода, Zв, Ом.	0.36060	0,26948	0.19666
Длина защитной зоны катодной установки на конечный период, L, м	20536	14017	8998
Напряжение на выходе катодной станции, I, В.	6.926	8.473	10.443
Сила тока катодной установки на конечный период, V, А.	2.272	2.865	3.620
Мощность на выходе катодной станции, W	15.734	24.272	37.802

Данный проект предусматривает защиту газопровода от коррозии, в данной главе были представлены расчеты противокоррозионной защиты.

Глава 5. Переходы через реки

.1 Река Пур

Длина реки трапециидальная, слабоврезанная, шириной 10-20 км на участке перехода 18 км. Дно долины - пойма реки. Правая пойма (ширина - 3.5 км) относительно ровная, преимущественно покрыта густым лесом, постепенно переходит в заболоченный склон до долины. Свободные от леса участки пойм заболочены. Левая пойма (ширина - 8 км) изрезана многочисленными староречьями, протоками и озерами, преимущественно покрыта густым лесом и кустарником, открытые участки заболочены.

Пойма затапливается практически ежегодно. В период половодья слой воды на пойме составляет 1.5-2.0 м. Продолжительность стояния воды составляет 20 дней.

Русло реки прямолинейное, ширина в межень на различных участках колеблется от 205 до 700 м., глубина от 1.2 на перекатах - 7.5 м. Правый берег обрывистый, подмываемый, левый пологий, открытый, песчаный. Уклон водной поверхности в межень равен 0.07 %.

.2 Река большая хадырь-яха в створе перехода трассы

Большая Хадырь-Яха является правым притоком реки Пур и впадает в нее на 247 км от устья.

Бассейн реки расположен в зоне лесотундры и представляет собой поверхность, покрытую на 50 % лесом.

Долина р. Большая Хадырь-Яха хорошо выраженная, трапецеидальная шириной до 10 км, в нескольких километрах ниже створа переходит в долину р. Пур. Правый склон крутой, высотой 20 м. Левый склон - пологий, террасированный, частично залесенный. Склоны сложены песками.

Пойма реки двусторонняя. Сложена правая пойма суглинками, подстилаемыми песками. Ширина правой поймы 1600 м. Покрыта густым хвойным и лиственным лесом с подлеском. Левая пойма более изрезанная. Местами пойма заболочена. Сложена пойма суглинками, подстилаемыми песками. Поверхность поймы покрыта густым хвойным лесом с подлеском. Общая ширина затопления поймы при уровне высоких вод (УВВ) - 10 % водной поверхности составляет 6000 м.

Русло реки достаточно врезано, незначительно искривлено в сторону правого берега. Правый берег небольшой крутизны высотой 4,3 м, сложен песком. Левый берег - пологий, с пляжной полосой, сложен песками. Ширина русла в межень составляет 100 м, наибольшая глубина 20 м. Ложе реки состоит из разнозернистых песков.

По характеру питания и водному режиму р. Большая Хадырь-Яха относится к западносибирскому типу. Основное питание осуществляется поверхностными водами снегового и дождевого происхождения. Подземное питание играет небольшую роль.

Весенний период начинается с подъема уровней в реке примерно в конце мая со смещением в сроках на 10 - 15 дней в сторону ранних и на 7-10 дней в сторону поздних дат. Уровень половодья в среднем на 4.0-4.5 м превышает меженный. Спад уровня происходит медленно. Продолжительность половодья составляет 30 - 40 дней. Ход уровней в период половодья часто искажается из-за дождей и наложения дождевого паводка на волну половодья. При максимальных уровнях проходит ледоход, который способствует дополнительным подъемам уровня по причине заторов. Ледостав на реке устанавливается в среднем к 10 октября. В конце декабря его толщина составляет 60-80 см (половину наибольшей за зиму толщины). К середине апреля нарастание льда прекращается, достигая 120-150 см. Продолжительность ледостава в среднем составляет 230 дней. Вскрытие происходит в конце мая. К моменту вскрытия лед теряет 30 -40% толщины. Ледоход происходит в течение 5-7 дней, очищение реки происходит к 5 июня.

Вследствие слабо развитой эрозии бассейна, сток насосов очень незначителен, а среднегодовая мутность (меньше 25 г/м³) является одной из самых низких по рекам страны.

Значение характерных уровней воды р. Б.Хадырь-Яха в створе перехода приведены в таблице:

Таблица 5.1

Характеристика уровня	Отметка уровня
Уровень высоких вод 1 % водной поверхности	19.20
Уровень высоких вод 10 % водной поверхности	18.50
Уровень высоких вод 10 % водной поверхности суточного стояния	15.50
Средний рабочий уровень	13.20

Наибольшие скорости течения при различных уровнях:

Таблица 5.2

Характеристика уровня	Скорость поверхностная м/с	Скорость средняя м/с	Скорость донная м/с
УВВ 1 %	1.5	1.3	0.7
УВВ 10 %	1.4	1.2	0.6
СРУ	0.3	0.2	0.15

В соответствии с классификацией русловых процессов р. Б.Хадырь-Яха относится к типу рек со свободным меандрированием. Этому процессу способствуют малые уклоны водной поверхности, достаточно широкая и развитая пойма, легко размываемый состав пород.

Створ перехода находится на большой седлообразной излучине, ближе к узлу разворота верховой выпуклой и средней вогнутой излучин. Вследствие такого расположения плановые передвижения русла будут незначительными в сторону правого берега со средней скоростью менее 1,0 м в год. Исходя из таких скоростей, размыв правого берега предусмотрен на 20 м. Левый берег будет намываться. Интенсивнее будет происходить глубинная эрозия.

5.3 Расчет подводного перехода через реку Пур

Произведем укладку подводного перехода способом протаскивания. Трубопровод протаскивают с одного берега на другой по дну траншеи с помощью троса, заранее проложенного в траншее.

Технологическая последовательность основных операций, связанных с укладкой протаскиванием следующая:

трубопровод сваривается на берегу в нитку, спрессовывают, изолируют, фугируют, в необходимом случае балластируют;

устраивают спусковую дорожку, на которую помещают подготовленный к укладке трубопровод;

по дну траншеи укладывают тяговой трос,

протаскивают трубопровод через водную преграду с помощью специальных устройств;

после окончания протаскивания осуществляют контроль фактического положения трубопровода, проводят его испытание, после чего засыпают

Произведем расчет подводного перехода. Данные для расчета:

Ширина русла L = 500 м,

Средняя скорость течения реки - V_ср =0 м/с,

Ширина поймы =1.5 км,

Максимальная глубина Н = 12.1 м.

Р=7,35 МПа; Д_н = 1420 мм., Д_вн = 1382,6 мм

Толщина стенки = 18.7 мм.

.4 Расчет трубопровода на устойчивость

Под устойчивым положением трубопровода понимают такое состояние, при котором он находится в покое в заранее заданном положении при самой неблагоприятной комбинации нагрузок. Такими нагрузками являются выталкивающая Архимедова сила, горизонтальная и вертикальная составляющая гидродинамического потока, силы упругости трубопровода, сжимающие и растягивающие продольные силы, возникающие при протаскивании трубопровода, а также в следствии изменения его температурного режима или давления перекачиваемого газа. Условие устойчивости единицы длины трубопровода имеет вид:

Р_х, Р_у - составляющие гидродинамического потока;

К_ус. - коэффициент запаса устойчивости на сдвиг, принимаемый при Д_у ³ 600 мм.

Б - вес балласта в воде;

Q - общий вес трубы;

А - выталкивающая сила;

 - усилие на изгиб, в вертикальной плоскости;

 - усилие от натяжения в вертикальной плоскости;

 - коэффициент трения, принимаем = 0,45.

Рассчитаем составляющие гидродинамического потока:

,

где r - плотность воды = 1000 кг/м,

v - скорость течения реки;

С_х - коэффициент, установленный экспериментально;

, тогда

Р_х=0.5´1´1000´0.6² =25.56 кг/м

Коэффициент С_у зависит от положения подводного трубопровода, то есть расстояния его от дна реки (S).

S=0, тогда С_у=0.6

S=Дн, тогда С_у=0

С_у - коэффициент установленный экспериментально.

В нашем случае С_у = 0,6.

Р_у = 0,5 х С_у х р х V²

Р_у = 0,5 х 0,6 х 0,62 х 1000 х 1,42 = 15,3 кг/м

Расчетное значение выталкивающей силы:

А=n1хАо,

где n1 - коэффициент перегрузки выталкивающей силы =1,1

Ао=рхП/Uх(Дн+_из.)=  х 1000(1.42 +2х0.5х10³) =1585,1 кг/м

Подводный трубопровод изолирован по усиленному типу полимерными лентами "Поликлен" 955-25 в два слоя. Зашита изоляционного покрытия от механических повреждений предусматривает футеровка деревянными рейками толщиной 30 мм. Толщина изоляции _из. = 0.5

А=1,1х1585.1=1743.615 кг/м

Вес трубы:

=n2хQо, где n2=1 - коэффициент перегрузки по весу трубой -

Qо=q_тр + q_из + q_ф

Рассчитаем вес трубопровода:

Q_ТР= /4x(Дн²-Дн²)xp_СТ = 3.14/4х(1.42²-1.3826² )7850=645,9=646 кг/м

p_СТ = плотность стали, принимаем 7850 кг/мЗ.

Рассчитываем вес изоляции и футеровки:

q_из=0.1х q_тр= 0,1х646=64.4 кг/м

q_ф =п/4(Дф² -Диз²)р_ф

_Ф =30 мм., тогда Дф=1.5 м., а Диз=1.47 м.

p_ф=760 кг/мЗ

q_ф=3.14/4х(1.52-1.47² )х760=53 кг/м

Q_O =646+64.6+53=710.4 кг/м

Определим длину искривленного участка:

м

В данной формуле f глубина реки - 12,1 м

Определим qи+qн:

 ,

где Y=мТ; m=1.1 для протаскивания с использованием лебедки

Т = Qf_ТР=710.4х0.45=319680 кг.

Н=1.1х319680=351648 кг

J - момент инерции

J=п/4х(Дн⁴- Двн⁴ )=3.14/64х(1.42⁴-1.3826⁴ )=0.0202 м⁴

кг/м

. Рассчитаем балласт в воде:

кг/м

.Вес балласта на воздухе:

(метал-чугун)=9000 кг/м3

=1000 кг/м3

кг/м3

Балластировка осуществляется чугунными грузами, которые приняты с учетом обеспечения устойчивого положения трубопровода, уменьшения транспортных перевозок по бездорожью и снижению тяговых усилий при прокладке дюкеров.

Расстояние между грузами:

Lгр.=L/М=500/67.1=7.44 м

Количество грузов:

5.5 Протаскивание трубопровода, расчет тягового усилия, выбор лебедок

Укладка трубопровода происходит по схеме протаскивания. Порядок выполнения работ следующий:

) монтаж трубопровода осуществляют на береговой промплощадке, отдельные трубы сваривают в плети;

) к нитям присоединяют подвески, разделительный трос;

) укладка осуществляется протаскиванием плетей с последующим наращиванием трубопровода;

) после протаскивания контролируют фактическое положение трубопровода, испытывают и затем засыпают его.

К моменту укладки должна быть подготовлена подводная траншея. На береговом участке необходимо иметь роликовую спусковую дорожку. Когда задний конец протаскиваемой плети достигает воды, протаскивание приостанавливают, пристыковывают следующую плеть и протаскивание возобновляется.

Комплект роликовой спусковой дорожки включает в себя: роликовые опоры, спусковое устройство, устройство для перекатывания плети трубопроводов на пусковую дорожку и тормозную лебедку. Процесс протаскивания осуществляется лебедкой, установленной на буксирующем судне на якоре.

При укладке трубопровода и протаскивании необходимо правильно определить тяговое усилие, так как по его величине выбирают тяговые механизмы, диаметр тягового процесса и технологическую схему протаскивания.

Расчетную величину тягового усилия Тр определяют по предельному сопротивлению на сдвиг протаскиваемого трубопровода из условия

Тр≥mТпр.,

где m=1,1 - коэффициент условий работы при протаскивании лебедкой.

Тпр - предельное сопротивление на сдвиг

Тпр.=Qf_гр,

где Q - расчетный вес трубопровода

F_гр - коэффициент трения

Тпр. =646000 х 0,45 = 290700 кг

Тр. = 290700 х 1,1 = 318,77 т

Выбираем тяговый механизм-лебедку ЛП-301

Параметры: масса - 39,6 т;

длина - 9,27;

ширина - 3,2 м;

высота - 3,5 м;

длина тягового трасса - 1000 м;

диаметр трасса - 60,5 м.

Тяговое усилие, Тс: 1-я передача - 150/300

-я передача - 80/160

-я передача - 57.5/115

Скорость протаскивания м/мин: 1-я передача - 6,3/3,15

-я передача - 11,8/5 9

-я передача - 16,4/8,2.

В данной главе описаны две самые крупные руки в створе перехода трубопровода. Трасса газопровода пролегает более чем через 20 больших и малых рек. В связи с этим было бы крайне безответственно не представить пример расчета перехода газопровода через самую крупную на трассе реку Пур.

Глава 6. Узел приема и запуска очистного устройства и диагностического снаряда

.1 Описание

К настоящему времени общая протяжённость магистральных газопроводов, конденсатопроводов и промысловых газопроводов в системе РАО "Газпром" превысила 300 тыс. км. Долговечность и безаварийная эксплуатация их имеет большое народно-хозяйственное значение.

Возникающие на трубопроводах по тем или иным причинам аварии, как правило, сопряжены с большими потерями сырья, загрязнением окружающей среды.

Долговечная и безаварийная работа магистральных газопроводов во многом зависит от строительства и эксплуатации, от проведения комплекса диагностических мероприятии, направленных на выявление наиболее опасных участков трубопровода, от своевременного ремонта и устранение усталых мест.

По результатам внутритрубной дефектоскопии отремонтировано более сотни участков трубопроводов с выявленными серьезными недостатками, а в целом капитально отремонтировано в прошедшем году более 1300 километров газопроводов.

За этот же период возросли объемы обследования газопроводов электрометрическими методами, проводились совместные обследования с фирмами "Рургаз", "Газ де Франс", "Винтерсхал", "Пи-Ай-Эм", и др. В 1996 году этими методами было обследовано около 30000 км. трубопроводов, что на 30-40 % выше среднего уровня за предыдущие годы.

На 1996 год провести внутритрубную диагностику 12000 км., а электрометрических обследований до 30000 км. Объемы необходимых восстановительных работ неуклонно растут, в капитальном ремонте нуждается треть эксплуатируемых газопроводов, а около 5 % их следует заменить полностью.

При этом в последние годы объем восстановительных работ на газопроводах становятся сопоставимы с объемами работ по строительству новых газопроводов. В этой ситуации весьма актуальным становится обеспечение нормативного уровня надежности линейной части магистрального газопровода, находящегося в эксплуатации, на основе анализа результатов диагностирования их технического состояния.

На стадии проектирования должны быть предусмотрены как организационные, так и технические мероприятия по диагностированию трубопроводов.

На этапе строительства особую важность приобретают организация и проведение независимого надзора с использованием современных приборных средств контроля качества строительно-монтажных работ.

Помимо опасных причин выявляемых с помощью внутритрубной дефектоскопии при эксплуатации газопровода происходит загрязнение его внутренней поверхности частицами породы, окалиной, конденсатом, водой, метанолом и т.д. Это приводит к увеличению коэффициента гидравлического сопротивления и соответственно к снижению пропускной способности трубопровода. Для очистки внутренней поверхности трубы используют очистные устройства без прекращения перекачки. Этот способ позволяет постоянно поддерживать коэффициент гидравлического сопротивления газопровода, равным первоначальному значению.

На всех проектируемых и вновь вводимых магистральных газопроводах предусматривается устройство по очистке внутренней полости газопровода от загрязнения при помощи пропуска очистных поршней. В состав устройства входят узлы пуска приема очистных поршней, система контроля.

На вновь проектируемых трубопроводах нередко не запроектированы узлы пуска и приема снарядов дефектоскопов, иногда запроектированы, но разделены с узлами запуска и приема очистных устройств.

Не найдя описания совмещенного узла запуска снаряда дефектоскопа и очистного устройства, в своей работе я попробовал сделать проект совместного узла запуска и приема основываясь на технологической схеме запуска очистного устройства, (предоставленной организацией "ВНИПИгазодобыча") и технологической схеме запуска снаряда дефектоскопа (по данным фирмы "Pipetronix", для снарядов магнискан).

.2 Описание конструкции снаряда дефектоскопа

Впервые внутренние дефектоскопы применили в 60-х годах. В настоящее время более десятка фирм поставляют около 40 видов снарядов дефектоскопов, по этому в наши дни огромную роль играет универсальный узел запуска и прима диагностических снарядов и очистных устройств любых модификаций. Большинство конструкции дефектоскопов предназначено для определения конфигурации поперечного сечения трубопроводов, выявления вмятин, вспучивании, утончений стенки и наружной коррозии. Реже используются дефектоскопы, предназначенные для решения специальных задач. Так, дефектоскопы, оснащенные видео- и фотокамерами, применяются для визуальной инспекции внутренней поверхности трубопровода: с инерциальными устройствами - для определения кривизны и профиля трубопровода, со специальными датчиками - для выявления трещин, а с источниками нейтронного излучения - для определения глубины заложения подводных трубопроводов или толщины утяжеляющего покрытия. Все внутритрубные дефектоскопы перемещаются по трубопроводу транспортируемым потоком, они оборудованы различными датчиками, устройствами сбора и хранения информации, источниками питания. Успехи электроники и совершенствование компьютеров создали предпосылки для решения с помощью внутритрубных дефектоскопов таких задач, которые раньше не могли быть решены.

Специальная комиссия, состоящая из специалистов различных европейских фирм, исследовала применение внутритрубных дефектоскопов. Главной целью комиссии была оценка конструкции и эффективности, в том числе и экономической. Лидирующие позиции по итогам независимой проверки заняла фирма "Pipetronix" со своим диагностическим комплексом "Магнискан", предназначенным для диагностики газопроводов.

Изучив технические характеристики различных видов снарядов дефектоскопов можно с уверенностью утверждать, что длина камеры пуска и приема должна быть не менее 7 метров. Это обусловлено тем, что обычно диагностический комплекс состоит из нескольких цилиндрических секции и, различные модификации снарядов, поршней и разделителей можно было использовать, не переоборудуя камеру.

.3 Запуск и прием очистных поршней

Очистные поршни запускают в следующей последовательности (рис 1).Закрывают краны 2,3,5,7,8 (кран 9 открыт) и открывают краны 4,6 для выпуска газа из узла пуска в атмосферу. После освобождения узла пуска от газа открывают концевой затвор, и тележка с заслонкой отводится до тех пор, пока из узла не выйдет каретка, на которую с помощью подъемного устройства загружают поршень.

Тележку вместе с заслонкой и кареткой подводят к узлу пуска до полного закрытия заслонки и создают избыточное давление для закрытия концевого затвора. Затем затвор фиксируют фиксаторами и зажимными штурвалами. Очистной поршень толкателем вводят в газопровод. Далее узел продувают через открытые краны 4 и 6 путем открытия крана 8 , а затем и кранов 3 и 5 . После продувки и закрытия кранов 4 и 6 выравнивают давление по обе стороны поршня, открывают кран 7 и медленно закрывают краны 3, 5, 8, после чего поршень начинает двигаться к следующей КС, на которой перед пуском поршня обязательно должен быть открыт кран 15. Выход очистного устройства из узла запуска контролируют сигнализатором 1. После запуска поршня собирают первоначальную схему; кран 9 открывают, а краны 2, 3, 4, 5, 6,7, 8 закрывают.

При движении очистного устройства по газопроводу, благодаря его полному прилеганию к стенке трубы, происходит ее очистка. От герметичности между поршнем и стенкой трубы зависит степень очистки последней. На узле приема открывают краны 15, 17,18, а затем и кран 13. Проход поршня в узел приема контролируют по двум сигнализаторам: после срабатывания первого сигнализатора по ходу поршня закрывают краны 15, 13 и открывают кран 11, после срабатывания вторично - закрывают краны 11, 15, 16 и краном 6 на свече регулируют заход поршня в камеру. Жидкость и грязь отводится в конденсатосборник. После освобождения узла приема от газа через кран 6 открывают концевой затвор. Тележку с заслонкой, а вместе с ней коробку с поршнем отводят от камеры. Поршень при помощи подъемного устройства убирают с каретки, проводят осмотр и приводят все в первоначальное состояние, технологическая схема запуска и приема очистного устройства показана на рисунке 1.

.4 Запуск и прием снаряда дефектоскопа

Снаряд-дефектоскоп запускают в следующей последовательности. Закрывают краны 2, 3, 4, 6, 7 (кран 9 открыт) и открывают краны 4, для выпуска газа из узла пуска в атмосферу. После освобождения узла пуска от газа, закрывают краны 4 и открывают краны 3. Через краны 3 закачивают азот, для полного освобождения камеры от продукта в целях пожаробезопасности. После освобождения узла пуска от газа открывают концевой затвор, и тележка с заслонкой отводится до тех пор, пока из узла не выйдет поддон, на который мы загружаем диагностический снаряд. Затем затвор закрывают. Узел продувают через открытые краны 4. После продувки и закрытия кранов 4 выравнивают давление по обе стороны снаряда путем открытия кранов 6, 7, после чего открывают кран 2, закрывают кран 8, и снаряд-дефектоскоп начинает двигаться к следующей КС. Выход диагностического снаряда из узла запуска контролируют сигнализаторами 1 и 5. После запуска собирают первоначальную схему: краны 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, закрывают, а кран 8 открывают.

На узле приема снаряда дефектоскопа поступают следующим образом. Первоначальная схема: кран 15 открыт, а краны 9, 10, 12, 16 закрыты, небольшими приращениями закрывают кран 15, открывают краны 12 и 16.

Проход диагностического снаряда контролируют тремя сигнализаторами. Узел приема диагностического снаряда освобождают от газа через продувочные свечи 9 и для полного освобождения камеры от газа продувают ее через краны 10 азотом, после чего открывают концевые затворы. Технологическая схема запуска и приема снаряда дефектоскопа показана на рисунке 2.

.5 Процедура запуска и приема очистных поршней и снаряда дефектоскопа в одной технологической схеме

Очистные поршни или включенный снаряд дефектоскоп (в последствии именуем их приборами) транспортируются к пусковой камере, для ввода агрегатов в пусковую камеру используется подъемное устройство. Краны 2, 3, 4, 7, 11 закрыты, а краны 8, 9 открыты.

Перед открытием крышки пусковой камеры необходимо соблюдать следующие меры техники безопасности:

открывают краны 4, для выпуска газа из узла пуска в атмосферу ждем 15-20 минут, чтобы газ успел улетучиться;

продуваем камеру азотом, который поступает через краны 3.

После освобождения узла запуска от газа открываем концевой затвор, тележка с заслонкой отводится до тех пор, пока из узла не выйдет поддон, на который при помощи подъемного устройства загружают прибор. Затем затвор фиксируют фиксаторами и зажимными штурвалами. Запуск снаряда или поршня состоит из следующих этапов:

первоначальное положение:

прибор помещен в пусковую камеру и лишь одна манжета вошла в сужающуюся часть камеры, кран 8, 9 открыты, а краны 2, 3, 4, 6, 7, 11 закрыты;

установим первый сигнализатор 5 рядом с пусковой камерой, а второй на расстоянии 20-50 метров после пусковой камеры;

медленно заполняем пусковую камеру газом через краны 6 и 7, выравнивая давление по обе стороны прибора; открывают кран 2 и закрывают кран 8;

так как давление по обе стороны прибора установилось одинаковое, то он начнет двигаться лишь после того, как будет закрыт кран 7;

о выходе прибора в магистральный газопровод будут свидетельствовать данные полученные с сигнализатора 1;

после выхода прибора в магистраль краны 2, 3, 4, 6, 7, 11 закрыты, а краны 8, 9 открыты.

При неработающей КС на запасованный прибор подают газ путем открытия крана 11 и закрытия крана 9.

Скорость потока в основном трубопроводе устанавливается на согласованную величину. После установки необходимой скорости потока необходимо дождаться стабилизации давления.

Во время приема прибора существует риск ударить его о крышку приемной камеры или частично закрытый кран 30, таким образом, повредив головку передатчика. Процедура безопасного приема снаряда дефектоскопа или очистного поршня состоит из следующих этапов.

Первоначальная ситуация.

Задвижка 26, открыта, а задвижки 12, 13, 14, 16, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 27 закрыты;

Снижаем скорость перекачки в трубопроводе до допустимого максимума примерно за 30 минут до ожидаемого появления прибора в точке приема (время прибытия прибора указывается приемным локатором, располагаемым примерно в 1.5 километров от камеры). Полностью открываем задвижки 20, 24, 25. Помещаем приемник локатора 22 на расстоянии приблизительно 20 метров от первого тройника приемной камеры, другой 17 между приемной камерой и первым тройником, а последний 15 на расширяющейся части приемной камеры.

Прослеживаем прибытие прибора при помощи первого локатора 22. Прибор будет перемещаться до тех пор, пока первая манжета не пройдет тройник. Здесь снаряд остановится, поскольку больше нет разницы давления, чтобы перемещать снаряд дальше.

Закрытию крана 13 должно предшествовать закрытие крана 27. Жидкость и грязь попали в конденсатосборник. Конденсатосборник продувается на свечу путем последовательного открытия кранов 18, 19, 21. Используем первый приемник локатора 22 для точного контроля за дальнейшим перемещением прибора.

Теперь прибор находится в положении, которое необходимо очень быстро изменить, так как поток продукта оказывает сильное давление.

Небольшими приращениями закрываем кран 26, для того чтобы дать прибору возможность медленно войти в оставшуюся часть приемной камеры. За движением прибора должен внимательно следить локаторный приемник 17, 15.

Локаторный приемник оставляют у сужающейся части приемной камеры 15, поскольку это центральная часть в пределах камеры, требующая особого внимания.

Первый локаторный приемник 22 переносим к крышке приемной камеры, после прохождения прибором конусной части камеры. Положение крана 26 остается неизменным после того, как прибор прошёл конусную часть приемной камеры до тех пор, пока локаторный приемник 15 не сигнализирует о его прибытии. Кран 26 должен быть немедленно открыт, когда локаторный приемник 15 подаст сигнал о прибытии прибора.

Необходимо определить положение головки прибора настолько точно, насколько это возможно (+/- 20 сантиметров) для того, чтобы иметь возможность произвести замер и определить полностью ли снаряд прошёл задвижку 20.

Последовательно закрыть задвижки 20, 24, 25, как только снаряд войдет в зону за задвижкой 20.

При приеме очистного устройства мы открываем краны 24, 25, 20, а затем, при подходе очистного устройства, и кран 13. Проход поршня контролируем локаторными приемниками. После срабатывания локаторного устройства 17 закрываем краны 20 и 13, открывают кран 27. После срабатывания локаторного устройства 17, а затем и 15, закрывают краны 11, 24, 25, 27 и регулируют заход поршня в камеру.

Извлечение приборов из приемной камеры осуществляется в следующем порядке:

Осуществляем стравливание газа на свечу путем открытия крана 12. Делаем паузу (15 минут) до тех пор, пока из камеры полностью не уйдет газ. Затем осуществляем продувку камеры азотом.

К узлу приема подводим заземление. Открываем концевой затвор и выдвигаем поддон с нашим прибором. Убираем лоток с прибором за пределы опасной зоны приемной камеры и закрываем крышку приемной камеры.

.6 Расчет толщины стенки камеры запуска и приема очистного устройства и снаряда дефектоскопа

Исходные данные:

Диаметр - 1.62м.

Длина - 7м.

Принятое максимальное давление - 85 атм.

Температура 25°С.

Материал сталь С 3.

Схема камеры показана на рисунке 4.

. Принемаем двусторонний стыковой шов. В этом случае коэффициент прочности φ=0.95 (страница 25, "Детали машин" С.М.Башеев. Высшая школа. Минск. 1970).

. Определяем допустимое напряжение на разрыв. Так как t<250°С, расчет выполняем исходя из предела прочности материала, который по таблице 1.5 "Детали машин" равен:

σ_в=38-47 кгс/см²

 кГ/см²;

. Толщина стенки узла запуска и приема снаряда дефектоскопа и очистного устройства при стыковом сварном шве. Прочность сварных швов обеспечивается введением коэффициента сварных швов φ.

где D - диаметр сосуда, см;

Р - давление в сосуде, кГ/см;

φ - коэффициент прочности шва;

[σ]_p - допустимое напряжение на растяжение;

По ГОСТ 82-57 принимаем толщину стенки равную 76мм.

6.7 Определение допустимого усилия в сварном соединении встык

Исходные данные:

Dнар =1620х76 мм. (L сварки =508,6 см.);

Онар =1420х18.7 мм (L сварки =445.88 см.);

Между трубами концентрический сварной переход 1620х1420 мм.;

Материал из стали С 3;

Схема сварных швов показана на рисунке 4.

[σ]_p’ =1600 кГ/см² по таблице 1.4 "Детали машин".

. Применяем наиболее надежный шов - стыковой. При его недостаточности используем лобовой шов.

. Определяем максимальную нагрузку, которую может выдержать стыковое соединение из условий равно прочности металлу:

F - площадь сварной поверхности;

[σ]_p - допускаемое напряжение на растяжение;

Рmах=F[σ]_p=508.6х7.6х1600=6184576 кГ

. Принимаем коэффициент надежности сварного шва φ=0.7 (стр.25 "Детали машин"). Тогда допускаемое напряжение на растяжение для шва:

[σ]_p’ - допускаемое напряжение для шва ;

[σ]’= φ [σ]_p’ =0.7х1600 = 120кГ/см²

. Нагрузка, которую может воспринять стыковой шов, составит:

S - толщина соединяемых элементов, см;

L - длина шва, см;

Рст=SL [σ]_p’ =7.6х508.6х1120=4329203.2 кГ

. Для усиления стыкового шва поставим накладку с использованием лобового шва:

Рл=Рмах - Рст=6184576-4329203=1855372 КГ

. По таблице 2.1 "Детали машин" допустимое напряжение на срез для лобового шва, выполненного ручной сваркой, электродом Э 42, равно:

[]_cp’= 0.6х1600=960 кГ/см²

. Определяем необходимую толщину накладки при Р=683558кГ и L=508.6 см:

Кн - толщина накладки, см

Из расчета следует, что необходимо установить одностороннюю накладку толщиной 57 мм при соединении трубы 1620 мм с конусом 1620х1420 мм

Определим допустимое усилие в сварном соединении встык конуса 1620х1420 мм с трубой 1420 мм.

. Шов стыковой

. Рмах=445.881х87х1600=334075.9кГ

3. [σ]_p’ =1120кГ/см²

. Рст=1.87х445.88х11290=933851кГ

. Рл==1334072.9 - 933851=400221.9кГ

. []_cp’=960 кГ/см²

Из расчета следует, что необходимо установить одностороннюю накладку на соединение конуса 1620х1420 мм с трубой 1420 мм толщиной 13 мм.

Несмотря на принимаемые меры по предохранению газопровода от повреждений, коррозии, и различных других дефектов зачастую бывает невозможно определить вероятность аварии на том или ином участке, тем более провести исследования без остановки или даже разрушения самого газопровода. На помощь эксплуатационщикам приходят снаряда дефектоскопы способные определять аварийные места, а также оповещать о возможных местах аварии на будущее. Даже высокая цена используемых снарядов дефектоскопов несоизмеримо меньше чем цена непредвиденной аварии. Помимо снарядов дефектоскопов, большое значение имеет использование очистных поршней. Использование же единых камер запуска и приема поможет существенно уменьшить затраты на строительство двух раздельных узлов запуска и приема. Все эти проблемы были освещены в данной главе.

газопровод пылеуловитель очистной компрессорный

7. Экономика

.1 Расчет капитальных вложений при строительстве МГ

Капитальные вложения в проектируемый объект состоят из затрат на отдельные его сооружения: линейную часть трубопровода и наземные сооружения (компрессорные станции), резервуары, здания и т.п.

Сумма капитальных затрат определяется на основании утвержденных прейскурантов, сборников единичных расценок и прейскурантов стоимости оборудования.

Капитальные вложения в трубопроводы - это затраты строительства объекта магистрального трубопровода, основными из которых является линейная часть со всеми сооружениями основного и подсобно-вспомогательного оборудования. Капитальные вложения зависят от количества перекачиваемого по трубопроводу газа, его состава, диаметра и конструкции трубопровода, числа перекачивающих станций, протяженности, инженерно-геологических, топографических показателей трассы.

Капитальные вложения в газопроводы достаточно точно могут быть определены на основе удельных показателей.

Для учета местных особенностей прохождения газопровода в качестве дополнительных данных используют территориальные коэффициенты к стоимости строительства по областям страны с разбивкой по отдельным видам капитальных затрат.

Для определения капитальных вложений по линейной части газопровода соответствующими коэффициентами учитывают топографические особенности местности, в которой предполагается прокладывать газопровод:

Т = 0,89 L = 205 км - равнинно-холмистая местность;

К_лч = R*К_км LT

К_лч = 32,51*232,8*205*0,89=1380841 тыс.руб.

где К_км = 232,8 тыс.руб/км в ценах 1991 года;

R = 32,51- коэффициент повышения цен по сравнению с1991 годом.

Капитальные вложения в строительство компрессорных станций проектируемого участка газопровода К_кс определяется по формуле:

К_кс ⁼ К_ксnR,

К_кс ⁼ 5980*1*32,51=194410 тыс. руб.

Где Ккс - 5980 тыс.руб. капитальные вложения при строительстве 1-й КС, оснащенной агрегатами ГПА-Ц-25;

n = 1 - число компрессорных станций на проектируемом участке газопровода;

R = 32,51 - коэффициент повышения цен по сравнению с 1991 годом.

Капитальные вложения в газопровод:

К ⁼ К_лч + К_кс

К=1380841+194410=1575251 тыс. руб.

Расчет эксплуатационных расходов

Эксплуатационные расходы определяются на основе составления сметы эксплуатационных расходов, которая включает в себя все затраты по эксплуатации проектируемого объекта.

Расчет эксплуатационных расходов выполняется по следующим элементам затрат:

заработная плата;

отчисления на социальные нужды;

материалы и реагенты;

электроэнергия;

газ на собственные нужды;

амортизационные отчисления;

затраты на текущий ремонт;

потери газа при транспортировке;

расходы на охрану труда;

прочие денежные расходы.

Норматив численности при прокладке газопровода диаметром 1400 мм в 1 нитку составляет 40 чел/100 км трассы. Исходя из этого на линейную часть нужно 80 чел.

Штатное расписание на КС (1ст) составляет 57 человек, т.е. на одну КС приходится 46 рабочих и 11 служащих. В итоге - среднесписочная численность обслуживающего персонала 137 человек. Зарплата работников составляет в среднем 10 000 руб.

б) Единый социальный налог.

Отчисления на единый социальный налог производится в размере 26,2% от всего фонда заработной платы:

в) Производственные материалы.

Для эксплуатации ГПА на КС применяют масло ТП-22. Для всех КС с 3 агрегатами типа ГТУ-Ц-25 годовой расход масла - 110 т. По прейскуранту цена 1т - 16,233 тыс.руб.

Для борьбы с гидратообразованием используют метанол. Норма расхода метанола на газопроводах равна 1г/1000 м³. Годовой объем транспорта газа 30 млрд.м³/год.

Суммарные затраты для всего эксплуатационного участка:

г) Электроэнергия покупная.

Для предприятий транспорта газа с оплачиваемой мощностью электродвигателей 750 кВт и выше применяется двухставочный тариф, который состоит:

из основной платы за 1 кВт максимальной нагрузки, независимо от количества потребителей;

дополнительной платы за отпущенную энергию, учтенную счетчиком.

Ориентировочно на одну КС предполагается сооружение двух ВЛ 35/110 кВт протяженностью70 - 100 км каждая и одной подстанции 25/110 кВт, для которой место на каждой КС.

Для каждой КС, оснащенной 3 агрегатами максимальная нагрузка складывается из следующих параметров:

компрессорный цех.

Рmах. низковольтное потребление- 1480 кВт

Руст. трансформаторов 10/0,4 кВт, 2*1000

очистные сооружения

Рmax, кВт - 102

Руст. трансформаторов, кВт - 1*60

водозаборные сооружения

Рmax, кВт-21,0

Руст. трансформаторов 10/0,4 кВт - 1*40

Итого: Рmax 3713 кВт.

Общие затраты на электроэнергию:

Зэ=Рmax*Тм+Э*Тэ,

где Тм - тариф за 1 кВт max нагрузки;

Тм =258 руб/мес.

Тэ - тариф за 1 кВт/час;

Тэ=0,49 руб;

Э=11 млн. кВт/час - количество энергии, которое расходует КС в год.

Зэ=3713*258*30+11*0,49=28739 тыс.руб.

д) Газ на собственные нужды.

Расход газа на работу газовых турбин рассчитывается по формуле:

 

где Qн - расход газа на работу газовых турбин под нагрузкой;

Qхх - расход газа при работе турбин на холостом ходу;

Qпуск - расход газа на пуск турбины.

где q - норма расхода топливного газа

q= 0,26 м³/кВт ч- количество агрегатов - 3(2+1)

N - эффективная мощность - 6500 кВт

t - время работы агрегатов - 5184 ч

Расход газа на холостом ходу: принимается 1 - 2 % от расхода газа под нагрузкой

Расход газа на пуск турбины:

где  - расход пускового газа на 1 пуск

 - число пусков. Планируется 15 пусков в год

Пуск турбины длится 15 минут

Кроме того, к газу на собственные нужды относится газ, стравливаемый при работе пневмокранов, продувки пылеуловителей и на проведение проф. ремонтов:

В качестве основного источника теплоснабжения на КС с газотурбинным приводом предусмотрено использование установки утилизации тепла отработавших газов ГПУ. Резервным источником теплоснабжения в период аварийного отключения КС предусмотрена автоматизированная котельная с 2 котлами в блок-боксе. Потребность в топливе для отопительных котельных определяется по формуле:

 

где  - норма расхода газа на 1 котел;

 - время работы;

 - число котлов

Суммарный расход газа на собственные нужды одной КС;

 

Стоимость топлива -350 руб. за 1000м³

е) Потери газа

Потери газа регламентируются и их размер устанавливается в зависимости от протяженности газопровода, количества и типа запорной арматуры, условий пролегания трассы. Технически неизбежны потери газа при транспортировке по магистральному газопроводу. Потери определяются по утвержденным нормам и объемам транспортируемого газа. Можно принять потери для труб диаметром 1400мм в размере 25 тыс.м³/год на 1 км трассы.

 

ж) Амортизация основных средств

Поскольку амортизация занимает наибольший вес в структуре системы затрат на транспорт газа, вопросам расчета уделяется особое внимание. Сумма амортизационных отчислений на планируемый период рассчитывается по каждому объекту основных фондов умножением среднегодовой стоимости основных фондов на соответствующие нормы амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления приняты по действующим нормам 01.01.91г.

для КС с газотурбинным приводом 6,7%

для линейной части газопровода 3% от стоимости основных фондов.

А_кс = К_кс* 0,067 = 194410* 0,067= 13025 тыс.руб..

Основные фонды составляют 90% от капиталовложений на линейную часть:

Амортизационные отчисления для линейной части:

Суммарные амортизационные отчисления:

з) Текущий ремонт.

Затраты на текущий ремонт определяются на основе анализа фактических расходов и технического состояния оборудования и сооружений. Расходы на текущий ремонт устанавливаются в размере 1% от стоимости основных фондов для КС

Для линейной части - в размере 0,3% от стоимости основных фондов:

Общие затраты на текущий ремонт составляют:

Таблица 7.1 Затраты

Зфзп	Зарплата	16440
Зесн	Единый социальный налог	4307
З	Эксплуатационного участка	1951
Зэ	Электроэнергия	28739
Зсн	Собственные нужды	6545
Зпот	Потери	185
Зтр	Текущий ремонт	5478
Ао	Амортизация	50308
	Итого:	113953
Зпр	10% от Итого	11395

к) Расходы на охрану труда

Расходы на охрану труда приняты в размере 10% от суммы основной зарплаты:

 

Таблица 7.2 Эксплуатационные затраты, тыс. руб.

1.	Зарплата	16440
2.	Отчисления на соц. Нужды	4307
3.	Материалы	1951
4.	Электроэнергия	28739
5.	Газ на собственные нужды	6545
6.	Потери газа	185
7.	Текущий ремонт	5478
8.	Амортизационные отчисления	50308
9.	Прочие расходы	11395
10.	Расходы на ОТ	1644
	Итого:	126992

Себестоимость транспортировки газа

 

где U- эксплуатационные расходы

- объем транспорта газа

С = 126992/29980000= 42руб. /1000м³

Цена покупки газа равна 360 руб./1000м³

Покупная стоимость газа:

С п = 30000000*360 =1080000 тыс. руб

Полная себестоимость подаваемого газа:

С пол = Сп + Эз = 1080000 + 126992= 1206992тыс. руб.

Цена реализации газа, подаваемого на конечный пункт для предприятий - 950 руб./1000м³

для населения - 600 руб./1000м³

Население потребляет 40% подаваемого газа

Предприятия потребляют 60% подаваемого газа

Выручка от реализации составит:

В н = 12000000*600 = 7200000 тыс. руб.

В пр = 18000000*950 = 1710000 тыс. руб.

Общая выручка от реализации составит:

В = 7200000+1710000 = 2430000 тыс. руб.

Прибыль от транспортировки газа составит:

Пр = В - Спол = 2430000 -1206992 =1223008 тыс. руб.

Рентабельность - показатель эффективности производства, определяемый отношением общей (балансовой) прибыли к среднегодовой стоимости основных производственных фондов и оборотных средств.

Р = Пр/ осн. фонды + обор. ср.*100%

Основные фонды=1575251*0,9=1417726 тыс. руб.

Оборот. средства = 1417726*0,02 = 28355 тыс. руб.

Р = (1223008/1417726+28355)*100 = 84 %

Срок окупаемости:

Т = К/Пр = 1575251/1223008 =1,3 года .

Фондовооруженность:

Ф = Осн. фонды/ 137 чел. =1417726/137 =10348 тыс. руб./ чел.

Фондоотдача:

Ф = Q/Осн. фонды = 30000000/1417726 =2,11 м³/руб.

Коэффициент эффективности капитальных вложений:

Кэфф. = Пр/Квл = 1223008/1575251 =0,77

 

Таблица 7.3 Технико-экономические показатели магистрального газопровода Заполярное-Уренгой.

№ п/п	Наименование	Ед. изм.	Показатели
1	Протяженность трассы	км	205
2	Диаметр газопровода	мм	1420
3	Годовая производительность	млрд.м3/год	30
4	Количество КС	шт	1
5	Численность персонала	чел	137
6	Капитальные вложения	тыс.руб	1575251
7	Эксплуатационные расходы	тыс.руб	126992
8	Прибыль	тыс.руб	1223008
9	Рентабельность	%	30
10	Срок окупаемости	год	3,3
11	Фондовооруженность	тыс.руб/чел	10348
12	Фондоотдача	м3/руб	2,11
13	Коэф. эффективности кап. вложений		0,37

Глава 8. Охрана труда

.1 Основные опасности и вредности на проектируемом газопроводе

По газопроводу перекачивается под давлением природный газ Заполярного месторождения с содержанием 98,33 % метана и 1.571 % более тяжелых углеводородов. Сероводорода в газе нет.

При разрыве газопровода возникает опасность пожара, травмирования обслуживающего персонала.

Предел воспламеняемости транспортируемого газа: нижний - 5,3%, верхний - 15,0% по объему в воздухе. Метан вызывает удушье, более тяжелые углеводороды вызывают опасные отравления при больших концентрациях. Метан применяется в целях борьбы с гидратообразованиеми на внутренней поверхности газопровода. Он высокотоксичен за счет трансформации в организме формальдегид и муравьиную кислоту.

Природный газ не имеет никакого, запаха, поэтому применяется одорант. Одорант является легковоспламеняющимся горючим веществом, образующим с воздухом взрывоопасную смесь.

По совокупности воздействия на организм человека веществ, входящих в состав газа, транспортируемого по газопроводу, газ относится к 4-му классу опасности.

На газопроводе имеют место следующие вредные и опасные производственные факторы:

Физические:

шум оборудоваия и шум при стравливании газа перед ремонтными работами, уровень которого достигает 100 и более Дб,

вибрация от технологического оборудования КС, при работе на строительных машинах, уровень которой достигает 40 и более мкм.

пониженная (-50 град С ) и повышенная (+30 град С) температура на рабочем месте (обслуживание оборудования на открытом воздухе)

Химические:

понижение концентрации кислорода в зоне стравливания газа и в замкнутых помещениях при утечках газа (возможно снижение содержания кислорода менее 19 объемных %);

пары метанола при проведении работ по ингибированию и ликвидации гидратообразований (возможно повышение концентрации паров до 5 мг/ м³ ),

Психо-физиологические:

непрерывность технологического процесса,

эмоциональное и интеллектуальное напряжение, связанное с необходимостью решения задач в условиях дефицита времени и информации с повышенной ответственностью.

При возникновении неисправностей или аварий на объектах магистрального транспорта газа возможно проявление и других вредных и опасных факторов:

разрушение оборудования или его элементов, сопровождающееся разлетом осколков металла и грунта;

огонь и термическое воздействие пожара;

взрыв газовоздушной смеси;

задымленность;

поражение электрическим током.

производственные травмы по следующим причинам - дорожно-транспортные происшествия, использование работающих не по специальности,

Источниками вибрации на КС являются газоперекачивающие агрегаты, всасывающие воздуховоды, наземные участки обвязки нагнетателей, пылеуловителей и АВО газа. Длительное воздействие на работающих вибрации нарушает работу сердца, опорно-двигательного и вестибулярного аппаратов, желудочно-кишечного тракта, обуславливает глубокие изменения в костно-суставных и мышечных органах.

Основное оборудование магитсрального газопровода: трубы 1420 х 18,7, газоперекачивающие агрегаты - ГПА-Ц-25, пылеуловители ГП 628.00.000-0.2. При его выборе обеспечены все требования охраны труда. Прочность газопровода - необходимое условие его безопасности. Она обеспечена механическим расчетом труб. После монтажа газопровод следует испытывать на прочность водой под давлением в течение 24 часов.

Герметичность газопровода обеспечена высоким качеством сварки. Проверке качества подвергаются не менее 20 % общего числа стыков.

Таблица 8.1 Свойства газа, транспортируемого по газопроводу, выбросов с ГТУ и химреагентов, применяемых в технологическом процессе

Метан	-горючий, бесцветный газ,
	-температура самовоспламенения -537град С,
	-концентрационные пределы распространения газа в воздухе 5,28-14,1 % (об.),
	-максимальное давление взрыва 706 кПа,
	-максимальная скорость нарастания давления - 18 МПа,
	-минимальная энергия зажигания в воздухе- 0,28 мДж,
	-безопасный максимальный энергетический зазор- 0,9
Метанол	-легковоспламеняющаяся жидкость,
	-температура самовоспламенения -440 град С,
	-концентрационные пределы распространения паров метанола в воздухе 6,98-35,5 % (об.),
	-максимальное давление взрыва 620 кПа,
	-максимальная скорость нарастания давления - 39 МПа,
	-минимальная энергия зажигания в воздухе- 0,14 мДж,
Оксид	-горючий бесцветный газ,
углерода	-температура самовоспламенения -605 град С,
	-концентрационные пределы распространения газа в воздухе 12,4-74 % (об.),
	-максимальное давление взрыва 730 кПа,
Одорант
	-температура вспышки -25 град С,
	-концентрационные пределы распространения паров одоранта в воздухе 12,4-74 % (об.),
	-максимальное давление взрыва 730 кПа,

8.2 Мероприятия по обеспечению безопасности при эксплуатации компрессорной станции

.2.1 Общие требования по технике безопасности при обслуживании компрессорных станций

Обвязочные газопроводы, находящиеся на территории и в цехах компрессорной станции, характеризуются высокими давлениями транспортируемого газа как в самих газопроводах, так и в аппаратах, установках и других коммуникациях, из которых возможен выход газа при нарушении герметичности фланцевых соединений и арматуры, а также возможными образованиями пирофорных соединений в пылеуловителях, отстойниках, емкостях и других местах. Вредными для организма человека являются повышенная температура, вибрация оборудования и шумы в компрессорных цехах, поэтому при выполнении любых работ в производственных помещениях, внутри аппаратов, сосудов и на других коммуникациях КС от персонала требуется строгое соблюдение правил техники безопасности и организация безопасных условий труда.

К работе на КС допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие вводный инструктаж, обучении е безопасным приемам и методам работы, инструктаж на рабочем месте по правилам внутреннего распорядка, технике безопасности при эксплуатации технологического оборудования по профессиям и выполнении от дельных видов работ, правилам пожарной безопасности на КС и успешно сдавшие экзамены на допуск к самостоятельной работе. Весь персонал должен уметь оказывать первую помощь пострадавшим.

Лицам, не занятым эксплуатацией или ремонтом газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и их оборудования, запрещается заходить в помещения компрессорных цехов или блок-боксы контейнерного типа, на площадки стационарных коллекторов, узлы подключения КС без разрешения руководства КС. Каждый работник должен немедленно сообщить своему непосредственному начальнику о нарушениях правил и инструкций, а также о не исправностях оборудования, защитных устройств и т.п. Ответственность за соблюдение правил техники безопасности несет весь персонал КС в соответствии с выполняемыми обязанностями.

Персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты (СИЗ) в соответствии с типовыми отраслевыми нормами и характером выполняемой работы.

Содержание горючих газов и паров в воздухе производственных помещений при эксплуатации не должно превышать 5% их нижнего предела взрываемости (НПВ). Помещения, где возможно образование опасных газовоздушных смесей, в соответствии с проектом оборудуются сигнализаторами довзрывоопасных концентраций газов, сблокированных с автоматикой включения аварийной вентиляции. Первый сигнал (звувковой) подается от сигнализатора при достижении содержания горюче7о газа в воздухе помещения или в одном из возможных мест его скопления, равной 10% его НПВ (около 0,5% по метану), при одновременном автоматическом включении аварийной вытяжной вентиляции. По этому сигналу необходимо принять меры по обнаружению места утечки газа и ее ликвидации. При содержании горючего газа в помещении сверх 20% его НПВ (1% по метану) эксплуатация оборудования должна быть прекращена автоматически. Запрещается эксплуатировать компрессорный цех с выключенной или неисправной системой контроля загазованности. Работоспособность автоматической сигнализации и автоматическое включение аварийной вентиляции проверяются персоналом ежесменно.

Эксплуатация ГПА должна быть прекращена в случаях, оговоренных техническими инструкциями по эксплуатации отдельных типов агрегатов, в том числе при неисправности запорной и регулирующей арматуры, контрольных приборов, кнопок управления и сигнализации на щите управления, маслонасосов или масляных фильтров; снижении уровня масла в маслобаке или давления масла в системе ниже допустимого значения; значительных утечках масла или газа; отключенных автоматических защитах; в случае возгорания ГПА и др обстоятельствах, угрожающих целостности оборудования и жизни обслуживающего персонала. Обнаруженные неисправности нельзя устранять на работающем ГПА. Газоперекачивающий агрегат , остановленный для вывода его в резерв или для ремонта, должен быть немедленно отключен от технологических, пусковых, топливных и импульсных газопроводов. При грозе запрещается пуск ГПА и проведение переключений на технологической обвязке и силовом электрооборудовании.

Дежурный персонал КС при приеме смены обязан проверить действующие или подготовленные к пуску установки с целью обнаружения возможных неисправностей или дефектов; получить информацию от сдающих смену о технологических особенностях и режимах работы оборудования, а также сведения об исправности защитных устройств и приспособлений; немедленно сообщить вышестоящему руководителю или диспетчеру о всех замеченных нарушениях или необычных условиях работы КС или ГПА при приеме смены.

Прием и сдача смены во время производимых переключений, при операции ях по пуску или остановке оборудования, как правило, не разрешаются.

.2.2 Обеспечение безопасности при эксплуатации ГПА и оборудования компрессорного цеха

Обслуживание оборудования компрессорного цеха производится на объектах действующих магистральных газопроводов высокого давления, во взрывоопасных помещениях и связано с эксплуатацией тяжело нагруженных быстроходных агрегатов с высокой температурой продуктов сгорания.

Поэтому обслуживающий персонал должен твердо знать правила обращения с природным газом и его основные свойства (см. главу 1);

неодорированный природный газ бесцветен, не имеет запаха, легче воздуха;

при содержании метана в воздухе в пределах от 5 до 15% образуется взрывоопасная концентрация;

природный газ, скопляющийся в закрытом помещении, вытесняет воздух и удушающе действует на человека;

предельно допустимое содержание газа в помещениях не должно превышать 1%.

Курение на компрессорной станции, в машинном зале и других производственных помещениях категорически запрещается. Должны быть выделены специальные помещения и отведены места для курения.

Полы помещений должны быть сухими и чистыми. Пролитое масло нужно немедленно и насухо вытереть. Полы, ограждения и перекрытия должны содержаться в полной исправности. Все помещения цеха, включая проходы и площадки, должны иметь освещенность, обеспечивающую возможность правильного и безопасного обслуживания агрегатов дежурным персоналом. Должно быть обеспечено хорошее освещение всех приборов, а также проходов, лестниц и всех тесных мест вблизи горячих поверхностей.

Промысленные обтирочные материалы необходимо складывать в секционный металлический ящик и убирать из цеха в конце каждой смены.

При подготовке агрегата к пуску необходимо:

произвести наружный осмотр агрегата, убрать с оборудования, площадок обслуживания и переходов инструменты, ветошь и прочие предметы;

произвести все операции по подготовке к ГПА к пуску в соответствии с технической инструкцией завода-изготовителя;

проверить наличие и исправность всех ограждений и предохранительных устройств, все вращающиеся механизмы должны быть закрыты предохранительными кожухами;

проверить исправность покрытий горячих частей агрегата;

проверить наличие и исправность противопожарного оборудования.

При пуске агрегата должны соблюдаться следующие требования техники безопасности:

запрещается присутствие посторонних лиц в машинном зале и галерее нагнетателей (аналогично в помещениях цехов контейнерного типа);

пуск ГПА разрешается только по распоряжению старшего сменного инженера-диспетчера;

вход людей в камеры воздушных фильтров при пуске и во время работы агрегата категорически запрещается;

во избежание ожогов запрещается касаться горячих неизолированных поверхностей ГПА;

производство ремонтных работ на работающем агрегате запрещено.

С целью обеспе6чения безопасной эксплуатации ГПА, находящихся в работе, состояние запорной арматуры и органов управления должно быть следующее:

а) открыты вентили отбора импульсного газа из коллекторов или контура нагнетателя на узлы управления запорной арматурой;

б) импульсные линии (трубки, рукава высокого давления РВД) от соленоидов узлов управлении я «открытие» соединены с гидробаллонами или штуцерами пневмоцилиндров кранов «Открытие» по кранам № 3, 3 бис, 5, 6, 9, вывешены плакаты «Не открывать»;

в) импульсные линии (трубки, рукава высокого давления РВД) от соленоидов узлов управления «Закрытие» соединены с гидробаллонами или штуцерами пневмоцилиндров кранов «Закрытие» по кранам ! 1, 2, 12 вывешены плакаты «Не закрывать»;

г) на работающем ГПА краны № 1, 2, 12 бис, 12, 10 должны быть открыты, краны № 3, 3 бис, 4, 4 бис, 5, 6, 6 бис, 9, 11 закрыты.

Остановленный в резерв агрегат необходимо отключить от топливных, пусковых и технологических газопроводов, при этом состояние запорной арматуры и органов управления ГПА должно быть следующим:

а) отключено питание цепей управления кранами пускового, топливного и технологического газа ГПА;

б) закрыты вентили отбора импульсного газа, обеспечен видимы разрыв импульсных линий от вентиля до узлов управления, импульсный газ стравлен;

в) трубки к штуцерам «на открытие» пневмоцилиндров кранов № 1, 2, 4, 5 бис, 6, 11, 12 должны быть отсоединены, повешены плакаты «Не открывать»;

г) трубки к штуцерам «на закрытие» пневмоцилиндров кранос № 3, 3 бис, 5, 9, 10 должны быть отсоединены, повешены плакаты «Не закрывать».

.2.3 Обеспечение безопасности при ремонтах газоперекачивающих агрегатов

При выводе ГПА в ремонт должны быть проведены следующие мероприятия:

а) отключено питание цепей управления кранами топливного, пускового и технологического газа, вывешены плакаты на центральном и местных щитах «Не включать, работают люди»;

б) закрыты отборы импульсного газа, обеспечен видимый разрыв на подводе импульсного газа к узлам управления, установлены заг7лушки на штуцерах гидробаллонов и пневмоцилиндров кранов, импульсный газ стравлен;

в) сняты шланги или трубки подвода импульсного газа к гидробаллонам или пневмацилиндрам всех кранов, переключатель (при наличии) установлен в положение «Ручное управление», снята ось рукоятки насоса ручного управления краеном;

г) сняты штурвалы или ручки управлении я с задвижек и кранов № 4 бис, 12 бис;

д) шланги, трубки, штурвалы, рукоятки насосов должны быть сданы на хранение на главный щит управления (ГЩУ);

е) на кран № 4 установлен блок-замок;

ж) установлены силовые стальные заглушки, толщиной не менее 6 мм, во фланцевые соединения после задвижки № 12 бис (по ходу газа);

з) краны № 1,2,4,4 бис, 11,12,12 бис должны быть закрыты, вывешены таблички «Не открывать», краны № 3, 3 бис, 5,9,10 открыты, вывешены плакаты «Не закрывать».

Кроме перечисленных мероприятий, производится также отключение вспомогательного электрооборудования, исключающее возможность его ошибочного включения во время производства ремонтных работ (валоповоротное устройство, пусковой и резервный насосы, винтовые масляные насосы уплотнения и др.). Щиты управления аграгетом обесточиваются и вывешиваются плакаты «Не включать, работают люди».

Вывод агрегата в ремонт должен быть зафиксирован в оперативном журнале сменного инженера. Сменный инженер обязан в течение смены проводить проверку состояния запорной арматуры и органов управления ГПА и несет ответственность за правильное содержание органов управления запорной арматуры.

Все ремонтные работы в машинном зале и галерее нагнетателей могут производиться только с разрешения начальника газокомпрессорной службы и по согласованию со сменным инженером.

При разборке и сборке агрегатов, для подъема деталей и узлов ГПА, используются специальные грузозахватные приспособления, которые перед началом производства работ подвергаются внешнему осмотру. Для подъема деталей разрешается пользование грузоподъемными средствами, прошедшими проверку, согласно действующим правилам Госгортехнадзора. Допускаемая грузоподъемность и срок проверки должны быть указаны на оборудовании и приспособлении.

Подъем и перемещение деталей должны производиться под руководством лиц, ответственных за перемещение грузов, назначенных приказом по предприятию. Все крановщики и стропальщики должны иметь удостоверения в соответствии с правилами Госгортехнадзора.

Перед началом работ по подъему необходимо проверить исправность грузоподъемных средств и тормозящих устройств. Перед подъемом деталей необходимо проверить прочность застроповки. Запрещается загромождать деталями проходы около ремонтируемых машин и действующего оборудования, а также проходы, необходимые для нормальной эксплуатации цеха.

При выемке и установке роторов застроповку их следует производить специальным приспособлением. При перекосах, заеданиях или задеваниях дальнейший подъем ротора должен быть немедленно прекращен до выяснения и полного устранения обнаруженных ненормальностей.

При укладке ротора на козлы, для предохранения от скатывании я под шейки ротора должны быть подложены деревянные брусья с вырезами, в которые проложены листы прессшпона; шейки ротора необходимо смазать консистентной смазкой. Козлы, применяющиеся при ремонтных работах, должны быть рассчитаны на соответствующие нагрузки.

При проведении ремонтных работ на маслопроводах следует руководствоваться следующими положениями;

а) пролитое масло необходимо немедленно убрать ;

б) электродуговая сварка должна производиться дипломированными сварщиками;

в) промывка масляных баков легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ) запрещается.

В течение всего периода ремонтных работ между машинным залом и галереей нагнетателей должна быть установлена разделяющая диафрагма. Отсутствие разделительной диафрагмы допускается только при работах, связанных с центровкой и сборкой промежуточного вала.

При окончании ремонтных работ необходимо тщательно осмотреть проточную часть ГПА и удалить все посторонние предметы и инструмент.

8.2.4 Огневые и газоопасные работы. Их проведение в условиях компрессорной станции.

Действующая компрессорная станция относится к объектам повышенной взрывоопасное^тм и пожароопасное^тм. В силу этого к производству работ, связанных с использованием открытого огня, а также работ, связанных с осмотром, чисткой и ремонтом оборудования, при проведении которых имеется или не исключена возможность выделения в рабочую зону взрыво- и пожароопасных паров и газов, необходимо уделять пристальное внимание.

К огневым относятся работы с применением открытого огня и искрообразования, нагреванием оборудования, инструмент а до температур воспламенения газовоздушной среды. Огневыми работами в действующих компрессорных цехах считаются сварочные работы, газовая резка и связанные с ними операции, проводимые во взрывоопасных помещениях цеха или непосредственно на действующих газовых коммуникациях, а также на коммуникациях в пределах отключающих кранов КС ( № 7 и 8).

Огневые работы выполняются по плану их проведения и с оформлением наряда-допуска на их выполнение. В наряде-допуске указываются персонал, выполняющий работу, ответственный за производство работ, назначенный по приказу, мероприятия по подготовке и безопасному проведению огневых работ, противопожарные мероприятия.

В плане проведения огневых работ с приложением необходимых схем отражаются вопросы расстановки используемых механизмов и машин, схемы технологических трубопроводов и положения запорной арматуры на период проведения этих работ, непосредственный порядок проведения работ и порядок стравливания и подачи газа, мероприятия по технике безопасности.

Особое внимание при производстве огневых работ уделяется мероприятиям, предотвращающим самопроизвольную перестановку кранов, и работам на технологических трубопроводах с применением газорезки и электросварки. Для этого отключают импульсный газ, подходящий к крану, демонтируют ручки и штурвалы ручного управления кранами, вывешивают запрещающие и предупреждающие плакаты. На особо ответственных участках выставляют наблюдательные посты из обслуживающего персонала.

Огневые (сварочные) работы в помещении галереи нагнетателей должны производиться при полной остановке цеха со стравливанием газа из всех коммуникаций, на что должен быть составлен специальный акт. Выполнение огневых работ в галерее нагнетателей во всех случаях должно осуществляться по специальному плану с обязательным соблюдением всех мероприятий по технике безопасности и правил пожарной безопасности. В период вскрытия нагнетателей запрещается производить огневые работы в галерее нагнетателей и на ремонтируемом агрегате в машинном зале. Огневые работы в галерее нагнетателей производятся под личным руководством главного инженера предприятия (УМГ).

Газоопасными считаются работы, которые выполняются в загазованной среде или при которых возможен выход газа из газопроводов, их коммуникаций и аппаратов, газового оборудования, запорной арматуры или агрегатов, К газоопасным ракботам относятся:

а) присоединение вновь смонтированных газопроводных коммуникаций, аппаратов (пылеуловителей, фильтров, подогревателей газа и т.п.) к действующим коммуникациям, расположенным в помещениях и снаружи;

б) ввод в эксплуатацию газовых коммуникаций;

в) ревизия, ремонт и замены газовых коммуникаций, подземных и надземных газопроводов, находящихся под давлением газа;

г) вскрытие центробежных нагнетателей (выполняется по специальной инструкции);

д) осмотр и ревизия защитных решеток на всасывающих патрубках центробежных нагнетателей;

е) замена уплотнительного подшипника центробежного нагнетателя;

ж) заливка в технологические коммуникации реагентов с целью устранения гидратных образований;

з) пуск газоперекачивающего агрегата (выполняется по специальной инструкции);

и) осмотр и проветривание колодцев с запорной арматурой;

к) слив конденсата из пылеуловителей и возможных мест скопления его в технологических обвязках оборудования;

л) профилактическое обслуживание действующих приборов и оборудования, находящихся под давлением газа.

На каждой КС разрабатывается перечень газоопасных работ, выполняемых с оформлением наряда-допуска и без оформления наряда-допуска, но с обязательной регистрацией таких работ перед из началом Порядок оформления газоопасных работ аналогичен оформлению огневых работ.

Перед началом огневых работ и в процессе работы периодически замеряется загазованность воздушной среды, наличие и исправность средств индивидуальной защиты.

Особые меры безопасности принимаются при проведении работ внутри сосудов, работающих под давлением. В этих случаях сосуды, подлежащие вскрытию для осмотра, очистки и подготовке к ремонту и его проведению, должны быть отключены от трубопроводов и освобождены от газа. Сосуды разрешается в скрывать только под наблюдением лица, ответственного за проведение работ. Если имеется несколько люков, открывать их надо последовательно, начиная с верхнего. Непосредственно перед сп4ском (подъемом) рабочего в сосуд лицо, ответственное за проведение работ, должно проверить состояние здоровья рабочих (путем опроса), наличие соответствующей спецодежды, СИЗ, спасательного снаряжения и другого инвентаря, перечисленного в разрешении на производство работ. Спускаться в сосуды и аппараты и начинать в них работу разрешается только в присутствии лица, ответственного за проведение этих работ.

Для защиты органов дыхания лиц, работающих внутри сосудов, необходимо применять только шланговые противогазы. Шланговый противогаз с тщательно подогнанными шлемом-маской и отрегулированной подачей свежего воздуха, рабочий надевает непосредственно перед спуском в сосуд. Герметичность подгонки противогаза и исправность воздуходувки проверяет лицо, ответственное за проведение этих работ. Заборный патрубок шланга противогаза должен быть выведен в зону чистого воздуха с подветренной стороны и закреплен. Шланг следует располагать таким образом, чтобы исключить возможность прекращения доступа воздуха из-за перегибов, перекручиваний и т.п. При работе в шланговом противогазе срок разового пребывания людей в сосуде не должен превышать 20-30 минут. Отдых на воздухе должен составлять не менее 15 минут.

Поверх спецодежды рабочий обязан надевать предохранительный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к ним прочной сигнальноспасательной веревкой. Свободный конец ее (длиной не менее 10 м.) необходимо выводить наружу и передавать в руки наблюдающего. Все необходимые для работы инструменты и материалы следует подавать в сумке или другой таре после спуска рабочего в сосуд.

Работы внутри сосуда необходимо осуществлять в дневное время. В нем разрешается работать только одному человеку. Если по условиям работы необходимо, чтобы в сосуде одновременно находилось два (или более) человека, следует разработать дополнительные мероприятия по безопасности и перечислить их в разрешении.

Работа внутри сосудов должна проводить бригада из трех и более человек: один - производитель работ, двое - наблюдающие. При проведении работ наблюдающие обязаны находиться около сосуда, вести непрерывное наблюдение за работающим и бесперебойным обеспечением его чистым воздухом. Наблюдавшие должны быть одеты так же, как и работающий. В случае необходимости они должны оказать ему помощь. При обнаружении каких-либо неисправностей (прокол шланга, остановка воздуходувки, обрыв спасательной веревки и т.п.) следует немедленно приостановить работу, а рабочего извлечь из сосуда.

При работе внутри сосуда разрешается пользоваться только светильниками напряжением не более 12 В во взрывозащищенном исполнении. Включать и выключать их следует вне сосуда.

.2.5 Требования к проведению работ в галерее нагнетателей со вскрытием нагнетателя

Работы по вскрытию нагнетателя являются газоопасными и производятся только при наличии оформленного наряда-допуска. Перед началом работ необходимо:

проверить закрытие кранов № 1,2,4,4 бис, набить их уплотнительной смазкой;

проверить открытие кранов № 3,3 бис и 5;

на закрытые краны вывесить плакаты «Не открывать», а на открытые - «Не закрывать»;

для предотвращения самопроизвольной перестановки кранов необходимо снять шланги (РВД) или трубки (в зависимости от конструкции крана) подвода импульсного газа к гидропневмоцилиндрам, перекрыть вентили отбора газа на импульсном коллекторе, отсоединить линии подвода импульсного газа к кранам; на кране № 4 установить скобу (блок-замок), исключающую открытие его вручную;

щиты управления агрегатом обесточиваются и на них вывешиваются плаканы «Не включать, работают люди».

На входе и выходе газа между нагнетателем и люк-лазами установить резиновые надувные шары, оставив люк-лазы открытыми. Наполнение резиновых шаров производится воздухом до давления не выше 500 мм вод.ст. с контролем его по U-образному манометру.

Весь персонал, участвующий в работе по вскрытию нагнетателя, перед началом работ должен быть проинструктирован о порядке проведения работы и по правилам техники безопасности с оформлением инструктажа в специальном журнале.

После проведения организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасное ведение работ по вскрытию нагнетателя, лицо, ответственное за проведение этой работы, и сменный инженер-диспетчер разрешают персоналу ремонтной бригады приступить к работе.

В период работ по вскрытию и проведению ремонта нагнетателя должна постоянно работать приточно-вытяжная вентиляция. Помимо работы автоматических газоанализаторов, в галерее нагнетателей систематически, но не реже, чем через 30 минут, необходимо производить анализ воздуха у места производства работ с записью в специальном журнале. При содержании газа более 1% работы прекращаются и принимаются меры по предотвращению проникновения газа. Во время выполнения ремонтных работ по нагнетателю устанавливается систематический контроль за состоянием надувных резиновых шаров.

Работы по вскрытию и сборке нагнетателя должны производиться одним и тем же персоналом. Во время вскрытия нагнетателя в помещении могут находиться только лица, производящие работы, и сменный персонал, обслуживающий работающие агрегаты.

При кратковременных перерывах (до одного часа.) в работе по ремонту нагнетателя наблюдение за вскрытым нагнетателем осуществляет сменный персонал. При невозможности окончания работ на вскрытом нагнетателе в одну смену междусменные перерывы в работе не допускаются.

Если по условиям ремонта нагнетатель длительное время остается без ротора, необходимо герметизировать его газовую полость, установив силовую заглушку вместо уплотнительного подшипника и торцевую крышку. Заглушка должна быть рассчитана на рабочее давление.

В момент вскрытия и ремонта нагнетателя не разрешается выполнение каких-либо других работ в галерее нагнетателей, не относящихся к данному вскрытию и ремонту.

По окончании ремонта нагнетатель можно закрыть только после тщательной проверки на отсутствие в нем, а также во всасывающем и нагнетательном трубопроводах посторонних предметов.

.2.6 Обеспечение пожаробезопасности. Компрессорных станций

Опасность возникновения пожаров на предприятиях газовой промышленности определяется прежде всего физико-химическими свойствами природного газа, который при несоблюдении определенных требований безопасности воспламеняется, вызывает пожары и взрывы, влекущие за собой аварии. Степень пожарной опасности зависит также от особенностей технологического процесса производства. Для предприятий транспорта газа характерны наличия большого количества горючих газов в магистральных газопроводах, высокое давление в трубопроводах, наличие большого количества ГСМ (турбинного масла).

Опасными факторами пожара, воздействующими на людей, являются открытый огонь и искры; повышенная температура предметов, воздуха и т.п.; токсичные продукты горения, дым; пониженная концентрация кислорода; обрушение и повреждение зданий, сооружений, установок; взрыв.

Взрывоопасные концентрации природного газа образуются во время отключения трубопроводов, резервуаров и аппаратов, когда не полностью удаленный газ смешивается с поступающим воздухом..

Как показывают статистика и опыт эксплуатации, пожары на КС происходят в основном из-за воспламенения масла в компрессорных цехах при разрыве маслопроводов и попадания его на горячие поверхности газоперекачивающих агрегатов; разрушение обвязочных газопроводов компрессорных цехов, сопровождающихся воспламенением газа и других горючих веществ и материалов; попадания посторонних предметов в полость нагнетателя; проникновения газа к очагу пожара из-за неплотного закрытия кранов в технологической обвязке; нарушений требований действующих правил и инструкций во время проведения огневых и газоопасных работ, а также требований пожарной безопасности персоналом служб УМГ на территориях КС.

Пожары на газотранспортных объектах развиваются по следующей схеме: авария, утечка газа, образование облака взрывоопасной смеси, воспламенение ее от источника зажигания, горение газа, нагревание и разруше6ние технологического оборудования под воздействием пламени.

При авариях в помещениях, взрывоопасные концентрации газа возникают в первую очередь вблизи места утечки газа, а затем распространяются по всему помещению. На открытых площадках вблизи места утечки образуется зона загазованности, распространяющаяся по территории объекта. Величина ее при аварийном истечении газа зависит от многих факторов, главные из которых - расход газа, форма и направление его струи, метеорологические условия, рельеф местности. Наибольшее влияние на величину зоны загазованности оказывает ветер.

При авариях, связанных с разрушением газопроводов, в атмосферу выбрасывается большое количество газа. При наличии пламени газовое облако воспламеняется. Возможные источники воспламенения - открытое пламя, электрические и механические искры, воспламенение пирофорных отложений, работающие двигате6ли внутреннего сгорания, разряды статического электричества, грозовые разряды. После сгорания газового облака горение локализуется в месте утечки газа.

Борьба с пожарами и мероприятия по их предупреждению могут быть эффективными только в том случае, когда противопожарные правила усвоены и повседневно соблюдаются всем персоналом предприятия.

Для установления и поддержания надлежащего режима эксплуатации все здания и сооружения на КС должны быть классифицированы по взрыво- и пожароопасности, о чем делается надпись на металлических знаках, укрепляемых на воротах, калитках и дверях всех зданий, помещений и объектов, находящихся в УМГ.

Согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) все производственные помещения и у становки, в которых размещается электрооборудование, по степени взрыво- и пожароопасности делятся на классы: В-1, В-1а, В-16, В-П, В-Па, П-1, П-11, П-Па, П-Ш, В-1г и Н (В- взрывоопасные, П- пожароопасные, Н -невзрыво- и непожароопасные).

Основной показатель для разделения производств по степени пожарной опасности- физико-химические свойства веществ, применяемых в производственном процессе. В соответствии с противопожарными нормами все производства по степени пожарной опасности подразделяют на пять категорий.

Категория А - производства, связанные с получением, применением или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемое^тм до 10% (по объему), содержащихся в таких количествах, при которых возможно образование с воздухом взрывоопасных смесей; жидкостей с температурой вспышки паров 28^о С и ниже; твердых веществ и жидкостей, воспламенение или взрыв которых может последовать при взаимодефствии с водой или кислородом воздуха.

Категория Б - производства, связанные с обработкой, применением, образованием или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемости более 10% (по объему), содержащихся в количествах, достаточных для образования взрывчатых смесей; жидкостей с температурой вспышки паров от 28 д 120^о С; горючих веществ, выделяющих пыль или волокна в количестве, достаточном для образования взрывоопасных смесей.

Категория В - производства, применяющие жидкости с температурой вспышки паров выше 120^ОС или перерабатывающие твердые сгораемые вещества.

Категория Г - производств, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем состоянии, раскаленном или расплавленном состоянии с выделе6нием лучистой энергии, искр, пламени, а также производства, связанные со сжиганием твердого, жидкого и газообразного топлива (литейные и кузнечные цехи, котельные и др.).

Категория Д - производства, обрабатывающие несгораемые вещества и материалы в холодном сотоянии, механические цехи холодной обработки металлов, компрессорные станции для нагнетания воздуха, водо-насосные станции, склады металла, металлоизделий и др.

Распределение по категориям взрыво- и пожароопасности основных зданий и помещений компрессорной станции приведено в табл. 10.1.

В каждом цехе, на складе и других объектах на основе действующих правил пожарной безопасности должны быть разработаны противопожарные инструкции с учетом специфики производства, а также оперативный план ликвидации пожара, и проводиться систематические тренировки персонала по тушению пожара. В инструкциях по пожарной безопасности следует предусматривать:

требование пожарной безопасности при нахождении персонала на территории КС;

места и порядок содержания средств пожаротушения, пожарной сигнализации и связи;

порядок выполнения огневых и газоопасных работ на территории КС;

требования к содержанию территории, дорог, подъездов к зданиям, сооружениям и водоисточникам;

обязанности персонала цехов при возникновении пожара, правила вызова пожарной команды, остановки и отключения оборудования;

порядок уборки и очистки мест от пролитых горючих жидкостей, сбора, хранения и удаления промасленных обтирочных материалов, хранения спецодежды;

выполнение мероприятий, связанных с окончанием рабочего дня;

места, где запрещено(разрешено) курение и применение открытого огня.

На КС должны иметься схемы пожарного водопровода с указанием мест установки пожарных гидрантов и кранов.

8.3 Средства автоматического пожаротушения

Средства автоматического пожаротушения и сигнализации на линейной части газопровода не предусмотрены нормами проектирования.

На компрессорной станции на газоперекачивающих агрегатах ГТН-25Н предусмотрена автоматическая система аэрозольного пожаротушения.

Пожаробезопасность при проведении ремонтных работ на газопроводе достигается применением средств пожаротушения:

порошковых огнетушителей и огнегасящих порошков в мешках;

войлочной кошмы, асбестового полотна.

пожарные машины и иные мобильные установки пожаротушения

Противопожарные мероприятия при производстве работ на линейной части газопровода:

обеспечение места производства газоопасных и огневых работ первичными средствами пожаротушения.

содержание территории узлов запуска и приема поршней и площадок запорной арматуры в чистоте и порядке.

вывешивание на ограждениях площадок плакатов: "Взрывоопасно", "Огнеопасно", "Курить воспрещается", "Вход посторонним воспрещен" и соответствующие запрещающие знаки, согласно требованиям "Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов",

не допущение утечек газа на смонтированном оборудовании, запорной арматуре.

обеспечение строгого выполнения требований ПТЭ, ПТБ, ППБВ на магистральных газопроводах.

выполнение всех видов работ по трассе разрешается производить только при наличии двусторонней связи с диспетчером предприятия и местом производства работ.

8.4 Защита от шума и вибрации

Требуется провести расчет требуемой звукоизолирующей способности ограждения в компрессорном цехе, где одновременно работает 3 агрегата ГТН-25 с одинаковой звуковой мощностью.

определить требуемую степень снижения шума ограждающими элементами помещения управления, если оно расположено на расстоянии 70 метров от компрессорного цеха.

. Суммарный уровень звукового давления (звуковой мощности) L_S ( L_pS ) от нескольких (n) источников шума с уровнем шума L_к можно определить используя зависимость:

_pS = 10,0 lq å 10^{0,1 Lk} ,Дб

Таблица 8.2 Уровень звуковой мощности ГТН-16М

Величина	Основные полосы среднегеометрических частот, Гц
	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Lk , Дб	145	145	147	149	152	169	164	161

_pS = 10,0 lq å 10^{0,1 *145} = 150, Дб_pS = 10,0 lq å 10^0,1*145 = 150, Дб_pS = 10,0 lq å 10^{0,1 *147} = 152, Дб_pS = 10,0 lq å 10^{0, 1*149} = 154, Дб_pS = 10,0 lq å 10^{0,1 *152} = 157,Дб_pS = 10,0 lq å 10^{0,1 *169} = 174 ,Дб_pS = 10,0 lq å 10^{0,1 *164} = 169 ,Дб_pS = 10,0 lq å 10^{0,1 *161} = 166, Дб

. Уровень звукового давления в расчетных точках определяется в зависимости от размещения источника шума.

Для дальнейших расчетов возьмем вариант размещения расчетной точки (источника шума), когда источник шума расположен в здании , а расчетные точки на территории.

L_i = L_på - DL_pi - (20 lqr_i ·bar_i / 1000) - 5, Дб

DL_pi = 10 lq (В_ш / S_i) + R_i , Дб

где, r_{i -} расстояние от источника шума до расчетной точки, м;_i - площадь воображаемой поверхности правильной геометрической формы, окружающей источник проходящей через расчетную точку, м²

В_{ш -} постоянная помещения, с источником шума, определяемая из соотношения:

В_ш = 1000* m ,

где

В₁₀₀₀ = постоянная помещения на эталонной частоте 1000 гц , устанавливаемая в зависимости от объема помещения V м².

Рис. 4 Расчета уровня снижения шума

Условия применения схемы: для шума, проникающего через ограждение конструкции.

Таблица 8.3 Постоянная помещения в октавной полосе 1000Гц

Тип помещения	Описание помещения	Постоянная помещения, В
1.	С небольшим количеством людей (металло обрабатывающие цеха, вентиляционные камеры, машинные залы, генераторные, галерии нагнетателей)	V / 20

В₁₀₀₀ = 4206 / 20 = 210 м²

m - частотный множитель, определяемый в зависимости от объема помещения.

Таблица 8.4 Частотный множитель m

Объем помещения, м3	Среднегеометрические частоты, Гц
	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
V > 500	0,5	0,5	0,55	0,7	1,0	1,6	3	6

b_a = коэффициент поглощения звука в воздухе, выбираемый по таблице 18.

Таблица 8.5 Коэффициент поглощения звука в воздухе

Среднегеометрические частоты , Гц	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
a, Дб	0	0,7	1,5	3	6	12	24	48

- общее количество принимаемых в расчет источников шума;_i- звукопоглощающая способность рассматриваемого ограждения;к - уровень звуковой мощности каждого источника шума.

. Расчет требуемого снижения шума.

Требуемое снижение уровней звукового давления L_тр в Дб в расчетной точке следует определять по формуле :

D Lтр_i = L_i - L_доп + 10 lqn

8.6 Система автоматического аэрозольного пожаротушения газоперекачивающего агрегата ГТН-25

В проекте предусмотрена система автоматического аэрозольного пожаротушения, (СААП) предназначенная для защиты от возможных пожаров газоперекачивающих агрегатов ГТН-25.

Категории всех отсеков и помещений ГТН-25 по ОНТП 24-86-А:

класс взрывозащиты по ПУЭ В -Iа.

категория среды всех помещений по ГОСТ 12.1.011.78 - опасная IIАТ-I.

класс возможных пожаров во всех помещениях -А₂ , В, С.

Вентиляция укрытия:

приточная и вытяжная производительностью по 9000 м³ / час.

Система автоматики обеспечивает контроль , управление и сигнализацию по технологическому процессу , работе вспомогательного оборудования и системе пожаротушения.

Горючие материалы:

топливный газ с расходом 3500 м³/час давлением до 15 кг/см²;

природный газ с расходом 12 млн.м³/сут. с давлением до 75 кг/см²;

масло турбинное с расходом 0,83 кг/ч c давлением до 5о кг/см²;

электрооборудование с проводкой.

Возможные аварии с возгоранием вследствии :

разлива масла;

газопаровоздушной среды;

маслопаровой среды и др.

Таблица 8.6 Техническая характеристика системы

1.	Тип аэрозольного генератора, применяемого в системе	ОП-517 АГАТ- 2 ТУ 4854-001-02070464-94.
2.	Исполнение генератора	взрывозащищенное.
3.	Количество генераторов:
4	секция I:	основных	30шт.
5	секцияII:	резервных	1шт.
6	Масса заряда одного генератора		9,3 кг
7	Суммарная масса заряда основных генераторов		280 кг
8	Суммарная масса заряда резервных генераторов		280 кг
9	Инерционность срабатывания		до 0,5 сек
10	Время выпуска аэрозоля		до 30 сек
11	Температура аэрозоля в объеме помещения после срабатывания всех генераторов		до50 о С
12	Вероятность безотказной работы		0,995
13	Температурный диапазон эксплуатации		± 50 о С
14	Срок эксплуатации		20 лет

Описание устройства и принцип работы СААП

СААП состоит из двух секций. Первая служит для защиты укрытия, вторая - для отсеков контейнера.

В состав первой секции входят:

две установки пажаротушения с генераторами АГАТ-2;

стапели;

блок управления (БУ);

коммутационные линии.

Во второй секции СААП одна пожаротушащая установка № 3.

Основным элементом СААП является генератор аэрозольного пожаротушения ОП-517 АГАТ- 2 ТУ 4854-001-02070464-94, во взрывозащищенном исполнении и предназначенный для тушения пожаров класса А₂ , В , С по ГОСТ 27331-87 в помещениях категории А и Б по ОНТП 24-86, со взрывоопасными зонами в соответствии с ПУЭ.

Генератор состоит из металлического корпуса , в котором размещены заряд аэрозольнообразующего состава , воспламенитель , инициатор и устройство температуропонижения с герметизирующей мембраной.

Исполнительными органами СААП являются две пожаротушащие установки, которые представляют собой кассеты с вертикально установленными генераторами. На каждой кассете установлено по 30 генераторов (15 основных и 15 резервных) . Кассета имеет демпфирующие опоры для гашения вибронагрузок при транспортировке и эксплуатации.Кассета устанавливается на стапеле , имеющим защитный экран, предохраняющий генераторы от механических повреждений при аварийных ситуациях на газоперекачивающем агрегате.

Управление СААП и связь с системой обнаружения и автоматики осуществляется блоком управления (БУ).

Назначение БУ:

контроль напряжения в цепях управления;

контроль исправности цепей запуска;

поиск неисправностей в цепях запуска;

автоматическое включение системы;

ручное (дистанционное) включение системы;

световая и звуковая сигнализация о задействовании системы.

Логическая последовательность функционирования автоматики комплексной системы пожаротушения построена следующим образом:

обнаружение предаварийной ситуации (повышение концентрации газа больше допустимой);

сигнализация (световая, звуковая);

включение средств технологической и конструкционной защиты (СТКЗ) (открытие дополнительных приточных отверстий, останов агрегатов, закрытие вентиляции и т.д.);

выдача информации на ПУ;

обнаружение аварийной ситуации (загорания) одним датчиком;

подтверждение аварийной ситуации (пожар) вторым датчиком;

отработка ситуации системой логики (выдержка от 1 до 30 секунд).

Последовательность работы углекислотной системы совместно с аэрозольной следующая:

запуск системы углекислотного тушения в штатном режиме: автоматически от датчиков пожарной сигнализации или вручную (дистанционно);

световая и звуковая сигнализация о пожаре и задействовании системы;

аварийный останов ГПА и отключение штатного вентилятора турбинного отсека;

-ти секундная выдержка и автоматическое открытие баллонов с запланированной последовательностью подачи СО₂ в отсеки;

подготовка цепей запуска установки №3 СААП - срабатывание управляющего реле;

ручной (дистанционный) пуск СААП.

Решение о запуске принимается оператором исходя из развития аварийной ситуации на ГПА.

Расчет потребного количества огнетушащего состава и генераторов

Масса огнетушащего состава, необходимая для эффективной защиты объема укрытия определяется по формуле:

М₁= К₁ К ₂ К ₃ V q

где: V - объем защищаемого помещения - (A*B*H)= 3055,5 м³;- огнетушащая концентрация аэрозольнообразующего состава - 0,05 кг/м³;

К₁ - коэффициент, учитывающий неравномерность распределения аэрозоля по объему помещения со степенью негермитичности более 0,1%-1,3%;

К ₂- коэффициент, запаса в зависимости от степени загромождения помещения - 1,3;

К ₃- коэффициент, учитывающий погрешность в определении величины--1,1;

М₁= 1,3*1,3*1,1*3055,5*0,05= 280 кг;

₁ =М₁ / m

где: m - масса заряда в одном генераторе - 9,3 кг;

Резервный запас -30 шт.

Общее число генераторов - 60 шт.

Фактическая огнетушащая концентрация @ 0,090 кг/м³.

9. Экологичность проекта

.1 Основные опасности и вредности на проектируемом газопроводе

По магистральному газопроводу перекачивается под давлением природный газ Заполярного месторождения с содержанием 98,33 % метана и 1.571 % более тяжелых углеводородов. Сероводорода в газе нет.

При разрыве газопровода возникает опасность пожара, травмирования обслуживающего персонала.

Предел воспламеняемости транспортируемого газа: нижний - 5,3%, верхний - 15,0% по объему в воздухе. Метан вызывает удушье, более тяжелые углеводороды вызывают опасные отравления при больших концентрациях. Метан применяется в целях борьбы с гидратообразованиеми на внутренней поверхности газопровода. Он высокотоксичен за счет трансформации в организме формальдегид и муравьиную кислоту.

Природный газ не имеет запаха, поэтому применяется одорант. Одорант является легковоспламеняющимся горючим веществом, образующим с воздухом взрывоопасную смесь.

9.2 Мероприятия по охране окружающей среды

На основе анализа компонентов природной среды выделены следующие природные комплексы:

.Дренированные поверхности водоразделов с различной степенью заселенности

.Тундровые слабозаболоченные поверхности.

.Плоские болотные поверхности с травяно-моховой растительностью

.Долинно-пойменные комплексы с сочетанием смешанных лесов с фрагментами болт, лугов и кустарников.

Наибольшие площади на территории занимает 1 природный комплекс - водораздельные поверхности с преобладанием смешанных лесов и редколесий на подзолисто-элювиальных почвах в сочетании с моховой растительностью.

Природные особенности, характеризующие данный природный комплекс обуславливает развитие криогенных процессов сезонного пучения, морозобойного растрескивания.

В связи со своеобразием растительного покрова и наличием лишайника довольно высокой продуктивностью пастбищ данная территория ценным зимним пастбищем для оленей.

Для количественной оценки устойчивости к техногенным воздействиям, природоохранной значимости, хозяйственной ценности природного комплекс принят критерий экологического риска (КЭР) освоения территории, отражающий степень экологического риска. Значения колеблются от 1 до 0. Для данного природного комплекса 0.40-0.6-средний.

Природный комплекс 2-тундровые слабо заболоченные поверхности. Данный природный комплекс выполняет функцию средообразующую и мерзлотно - стабилизирующую. Техногенное воздействие приведет к активизации криогенных процессов и нарушению экологического уровня в целом.

Учитывая природные и хозяйственные особенности территории КЭР определен как невысокий - менее 40 %, а поэтому природный комплекс годен для размещения линейных объектов и, ограниченно площадочных объектов.

Природный комплекс плоских болотных поверхностей имеет незначительное распространение. Отличительной особенностью является наиболее высокая льдистость грунтов, очень низкие средние температуры.

Техногенные воздействия приводят к резкой активизации мерзлотных процессов: заболачиванию, пучению КЭР невысокое, менее 40 %.