Транспортировка природного газа в Республике Казахстан

Транспортировка природного газа в Республике Казахстан

Содержание

Введение

1. Обоснование темы проекта

1.1 Исходные данные

1.2 Выбор трассы газопровода

1.3 Природно-климатическая характеристика района

2. Технологическая часть

2.1 Гидравлический расчет газопровода

2.2 Определение толщины стенки газопровода

2.3 Общие положения

2.4 Газораспределительная станция

2.5 Защита газопровода от коррозии

3. Конструктивная часть

3.1 Подводные переходы трубопровода через водные преграды

3.2 Пересечение газопровода с автодорогами

3.3 Холодная врезка в магистральный газопровод

4. Охрана труда, техника безопасности, охрана окружающей среды

4.1 Обеспечение техники безопасности при строительстве и эксплуатации газопровода-отвода "Рудный-Аманкарагай"

4.2 Мероприятия, уменьшающие и исключающие воздействия на окружающую природную среду

5. Технико-экономические показатели проекта

Введение

Природный газ является смесью углеводородов, состоящей главным образом из представителей метанового ряда и содержащей небольшие добавки других газов, таких, как азот, двуокись углерода, сероводород и иногда гелий.

Газ как стратегический товар для Казахстана является экспортно-ориентированным. Продукция нефтегазового сектора экспортируется сегодня в десятки стран по всему Евразийскому континенту и стабильно остается основной статьей казахстанского экспорта: ее доля в общем объеме экспорта страны в настоящее время составила более 40%. Крупнейшими импортерами казахстанской нефти, газа и продуктов переработки нефти являются Россия, Великобритания, Украина, Швейцария и Италия.

Стратегия развития Республики Казахстан до 2030 года содержит четко выраженный энергетический уклон. В ней говорится о необходимости "быстрого увеличения добычи и экспорта нефти и газа с целью получить доходы, которые будут способствовать устойчивому экономическому росту и улучшению жизни народа". Казахстан планирует в ближайшие годы стать третьим по объему экспорта газа поставщиком в бывшем СССР. К 2010 году экспортный потенциал может возрасти на сумму около 110,6 млрд. тенге.

Исходя из заявления министра энергетики и минеральных ресурсов Казахстана В. Школьника к 2015 году планируется добыть 40 млрд. м³, с возможным увеличением экспортных поставок.

По последним оценкам международных экспертов 37,6% доказанных мировых запасов природного газа (147,5 трлн. куб. м.) сосредоточено на территории бывшего Советского Союза. При этом Казахстан по разведанным запасам и прогнозным ресурсам природного газа находится в числе 4-х ведущих стран СНГ.

В последние годы отмечен значительный рост добычи газа в Казахстане. Если до 2000 года объемы добычи не превышали 10 млрд. куб. м газа в год, то в 2004 г. в стране было добыто 20,5 млрд. куб. м газа. Внутреннее потребление составляет около 5 млрд. куб. м ежегодно.

Транспортировка природного газа осуществляется по системе магистральных газопроводов, которые проходят по территории восьми областей Казахстана. Общая протяженность магистральных газопроводов: около 10 тыс. км.

В 2004 году общий объем транспортировки газа по магистральным трубопроводам составил более 110 млрд. м³.

Перспективы: Увеличение объемов международного транзита и рационального использования внутренних ресурсов газа за счет развития мощностей по транспортировке и переработке газа.

В ближайшие годы планируется достижение следующих целей:

·Обеспечение безаварийного и бесперебойного снабжения населения и промышленных предприятий природным газом;

·Достижение энергетической независимости страны по поставкам электроэнергии, природного и сжиженного газа;

·Развитие транзитных мощностей газотранспортных магистралей республики для обеспечения возрастающих объемов транзита природного газа и более эффективное использование имеющихся активов трубопроводной системы;

·Обеспечение максимальной утилизации попутно добываемого газа на месторождениях и создание возможностей для дальнейшего наращивания мощностей по добыче нефти и газового конденсата с обеспечением необходимых экологических требований;

·Увеличение экспортного потенциала страны по поставкам природного и сжиженного газа, а также сопутствующих компонентов добываемого газа и продуктов глубокой переработки газа;

·Увеличение налоговых поступлений в бюджет республики (в настоящее время налоговые поступления от нефтегазового сектора составляют около 40%);

·Увеличение занятости населения и обеспечение газовой отрасли квалифицированным кадровым персоналом.

природный газ транспортировка казахстан

1. Обоснование темы проекта

Решение о проектировании магистрального газопровода принимается для решения комплекса социально-экономических и экологических проблем:

улучшения социального положения и благосостояния населения;

бесперебойная подача газового топлива в любое время года;

улучшение санитарно-гигиенических условий труда и жизни населения;

уменьшение вредных выбросов в атмосферу;

снижение вырубки лесов и других насаждений на топливо:

обеспечение производственных и коммунально-бытовых служб дешевым топливом;

несвоевременность и дороговизна доставки и хранения жидких и твердых видов топлива.

1.1 Исходные данные

Для разработки технического либо рабочего проекта необходимо получить задание на проектирование. Примерный перечень исходных данных на проектирование, которые будут отражены в данной работе, указаны в таблице №1.

Задание на проектирование берется из потребностей в природном газе с. Аманкарагай и основанные на СНиП 2.04.08 - 87 "Магистральные трубопроводы".

Исходя из фактических расходов газа одного дома, составляет в среднем 2500 м³, а производственных и коммунальных предприятий в среднем составляет 658000 м³/год.

Основываясь на этих фактах, определим годовую потребность газа данного района:

Q_год= (6000×2500) + (80×658000) =67,6×10⁶ м³/год (1.1)

Определим суточную подачу:

q_сут=  (2.2)

н - средне годовой коэффициент неравномерности транспортировки газа.

Для газопроводов L<300 км Rн=0,75

Q_сут= м³/сут

Таблица № 1.1

1.2 Выбор трассы газопровода

Начальная и конечная точки газопровода выявляются на первых стадиях проектирования. Они определяются местами врезки в магистральный газопровод и конечным пунктом. Это кропотливая, многовариантная, с большим количеством исследований технико-экономического характера задача.

Для определенной годовой подачи трубопровода проводят гидравлический расчет: определяют диаметр трубы, рабочее давление, местоположение различного оборудования. Однако этот расчет носит предварительный характер, он уточняется после выбора оптимальной трассы трубопровода и сопоставляется с технико-экономическими показателями различных вариантов по диаметру труб, рабочему давлению и другими параметрами.

Оптимизация трассы трубопровода между заданными точками может быть проверена по различным критериям. Наиболее точным, универсальным, критерием являются суммарные приведенные затраты. Этот критерий позволяет отыскать вариант трассы, по которому транспорт продукта от начальной точки А до конечной точки В потребует минимальных капитальных и эксплуатационных затрат.

Частными критериями оптимальности являются:

)        минимум металловложений (кратчайшая трасса);

2)      минимум трудовых затрат при сооружении трубопровода (прохождение трассы по участкам местности, где прокладка требует меньших трудовых затрат);

)        минимальный срок строительства (сооружение нового трубопровода вдоль действующих, где уже есть ряд вспомогательных сооружений - связь, вдольтрассовые дороги, энергоснабжение и т.д. - или где имеются строительные подразделения и не требуется времени на подготовительные работы либо вдоль круглогодично функционирующих транспортных коммуникаций);

)        минимум изменений или максимум использования существующих технологий строительства, строительных машин, механизмов и ряд других критериев.

Кроме критерия минимума приведенных затрат все другие носят конъюнктивный характер и связаны с ограничениями по металлу, трудовым ресурсам, срокам строительства, использованию новых, более совершенных машин и механизмов, еще не выпускающихся промышленностью серийно.

Поэтому при проектировании необходимо учесть все факторы и условия строительства и эксплуатации и отыскать оптимальный вариант трассы для транспорта единицы продукта от точки А до точки В.

Диаметр. Объем капитальных вложений на линейную часть составляет 70-80% от общего объема капитальных вложений на сооружение магистрального трубопровода, остальные 20-30% приходятся на вспомогательные сооружения. В свою очередь отношение стоимости строительно-монтажных работ к стоимости труб резко меняется от диаметра последних: чем больше диаметр, тем больше доля труб в общей стоимости линейной части. Поэтому трасса трубопроводов с увеличением диаметра труб стремится приблизиться по протяженности к "воздушной прямой" так как стоимость единицы длины трубопровода резко возрастает в первую очередь из-за категорий местности, влияющих на объем строительно-монтажных работ.

Рабочее давление. Для трубопроводов с рабочим давлением 55-75 кгс/см² при малых диаметрах труб Dy=219-300 мм толщина стенки, как правило, меняется конструктивно. С увеличением диаметра толщина стенки труб возрастает, что приводит к повышению стоимости линейной части. Поэтому чем выше давление, тем выше стоимость единицы длины трубопровода при одном и том же диаметре.

Природные условия. Влияние природных условий на ценообразование огромно. В зависимости от того, проходит ли трасса по сухим, с мягкими, легко разрабатываемыми грунтами равнинным участкам или через сложные естественные преграды, стоимость сооружения линейной части резко меняется за счет увеличения доли строительно-монтажных работ.

Так, строительство единицы длины трубопровода, проложенного через сложные преграды в два, три и более раз дороже, чем сооружение единицы длины трубопровода через несложные с точки зрения строительства участка. Этим обстоятельством объясняется то, что при прокладке трубопровода в сложных природно-климатических условиях трасса в плане приобретает сложную зигзагообразную конфигурацию и значительно длиннее геодезической прямой.

Экономико-географические условия. Стоимость сооружения линейной части трубопровода различна, что обусловлено следующим обстоятельством: проходит ли трасса по обжитым, с развитой транспортной сетью коммуникаций и густозаселенным районам, по участкам с развитыми сельскохозяйственными угодьями или по необжитым, бездорожным районам.

В районах с обилием населенных пунктов трасса извивается, обходя поселки, города и т.п. что увеличивает ее длину. Отсутствие дорог значительно усложнит транспортную схему доставки труб, оборудования, строительных материалов, машин, механизмов, горюче-смазочных материалов и тем самым повышает стоимость сооружения линейной части.

Наличие же дорог, наоборот, снижает стоимость единицы длины. Поэтому трассы по технико-экономическим показателям тяготеют, как правило, к существующим дорогам или построенным трубопроводам с вдоль трассовыми дорогами или проездами.

Конструктивные схемы укладки. Они также влияют на стоимость сооружения линейной части. В одних и тех же условиях могут быть применимы конструктивные различные схемы укладки трубопроводов.

Например, овраг можно пересечь подземно или надземно на опорах. В каждом конкретном случае на участке можно наметить наивыгоднейший вариант.

Указанные факторы в конечном итоге влияют на стоимость сооружения линейной части и на выбор окончательного направления трассы. Выбор оптимальной трассы трубопровода зависит от множества факторов, которые прямо или косвенно влияют на стоимость единицы длины трубопровода и на приведенные затраты. Это гидрогеологические и климатические условия прохождения трассы; количество рек; железных и автомобильных дорог, пересечение которых возможно при строительстве, густота населенных пунктов и наличие параллельно идущих автомобильных и железных дорог, наличие действующих трубопроводов и других протяженных сооружений (линий электропередачи, магистральной кабельной связи и др.), проходящих вдоль предлагаемой трассы; количество и качество обрабатываемых сельскохозяйственных угодий (пашен, лугов), пересечение которых с учетом рекультивации и отчуждения увеличивает стоимость трубопровода.

Указанные природно-климатические и экономические условия влияют на стоимость трубопровода, вызывая увеличение объема строительно-монтажных работ, транспортных издержек на доставку к месту строительства труб, машин, механизмов, различного оборудования, а в дальнейшем и объема эксплуатационных затрат.

В зависимости от природных условий нашей трассы можно классифицировать следующим образом:

) равнины;

) водные преграды.

Краткая характеристика каждого участка:

Равнины: это участок суши с относительно малыми колебаниями высот и с плавными переходами от повышений к понижениям, с уклонами, не превышающими 8-10º. Значительная часть равнин занята либо может быть занята сельскохозяйственными угодьями, поэтому трубопроводы в основном укладывают подземно, что позволяет по окончании строительства вновь возделывать эти земли.

Равнинные участки сложены грунтами, различающимися как по составу, так и по степени сложности их разработки. Широко распространены пески, супеси, глины и суглинки.

На стоимость трубопровода значительно влияет наличие или отсутствие грунтовых вод, если грунтовые воды стоят выше дна траншеи, то уровень их считается высоким, если же ниже дна траншеи - то низким.

Водные преграды. К водным преградам относятся реки, озера, оросительные каналы, балки и заводненные овраги.

Сумма капитальных затрат на сооружение переходов трубопроводов через водные преграды в значительной степени зависит от конструктивной схемы укладки подземной (дюкерной) или надземной (балочной, мостовой, подвесной и т.п.). Надземная схема укладки требует более детальных инженерно-геологических изысканий и отличается большей материалоемкостью по сравнению с дюкерной.

Отнесение тех или иных отрезков трассы к различным участкам местности (равнина, водные преграды и т.д.) полностью не раскрывает всех факторов, влияющих на объем строительно-монтажных работ.

Например, равнина может быть сложена грунтами, сильно различающимися как по составу, так и по сложности их разработки.

Влияние грунтовых вод на способы ведения и на объем строительных работ также велико. Грунтовые воды с высоким стоянием требуют или водоотвода или водопонижения, или проведения строительно-монтажных работ при наличии воды в траншее.

Во всех перечисленных случаях резко возрастает стоимость строительства по сравнению с участками, где уровень грунтовых вод ниже дна траншеи. Не меньшее влияние на стоимость работ оказывают и различные типы рек и других водоемов.

Как было сказано выше, оптимальная трасса трубопроводов выбирается по какому-либо критерию: суммарным приведенным затратам, металловложениям, сроку строительства и т.д.

Стремление использовать при выборе трассы как можно большее число критериев оптимальности значительно затруднит теоретическое решение задачи вследствие несовместимости некоторых из них и в то же время делает чрезвычайно сложной его реализацию. Поэтому мы выберем решение задачи выбора оптимальной трассы, когда в качестве критериев принимают конструктивные схемы прокладки газопроводов на различных категориях местности плюс минимальные приведенные затраты.

Решение данной задачи применительно ко всем трубопроводам, а особенно для газопроводов, где изменения конструкции прокладки практически не меняют технологию транспорта газа.

Задача формулируется следующим образом: имеются начальная и конечная точки проектируемого газопровода, которые требуется соединить по такой траектории и с таким чередованием конструктивных схем прокладки вдоль трассы, чтобы получить минимальные суммарные приведенные затраты.

Наиболее распространенный вид укладки при сооружении магистральных трубопроводов - подземный. Подземной называется укладка, при которой отметка верхней образующей трубы находится ниже дневной поверхности на высоту засыпки.

Высота засыпки может быть различной и зависит от района прохождения трассы газопровода, но должна быть не меньше, чем предусмотрено СНиП 2.05.06-85 либо техническими условиями.

На отдельных участках возможно увеличение высоты засыпи, что обусловлено недостаточной жесткостью трубы или рельефом местности, а также необходимостью обратной засыпки для балластировки газопровода при высоком стоянии грунтовых вод. Такой способ прокладки применим практически для любых условий прохождения трассы.

Исходя из вышесказанного, трассу газопровода прокладываем:

)        Подземно - согласно пункта 1.1 СНиП 2.05 - 06 - 85 "Магистральные трубопроводы"

2)      Вдоль существующих автодорог - удобно при строительстве и эксплуатации.

)        Приближаясь где возможно к населенным пунктам (не нарушая при этом установленные нормы) - данное условие необходимо, чтобы использовать существующие электролинии этих населенных пунктов для сооружения средств ЭХЗ. Тем самым отпадает необходимость в строительстве вдольтрассовой ЛЭП.

)        Встречающиеся по пути следования трассы газопровода реки, овраги, балки пересекаем надводно - избегая строительства дорогостоящих береговых опор и т.п.

)        Места пересечения рек, выбираем с минимальной шириной меженного горизонта при минимальной ширине заливаемой поймы.

Газопровод размещается в центре Костанайской области и проходит от точки подключения до конечного пункта (ГРП п. Октябрьский), в западном направлении преимущественно параллельно существующей дорожной сети.

В итоге протяженность трассы от места врезки в магистральный газопровод "Карталы-Костанай" до с. Аманкарагай составляет 100 000 метров, что укладывается в требования задания на проектирование.

1.3 Природно-климатическая характеристика района

Климат Костанайской области резко континентальный и крайне засушливый, возрастающий с северо-запада на юго-восток. Зима продолжительная, морозная, с сильными ветрами и метелями, лето жаркое, сухое. Годовое количество осадков 250-300 мм на севере области и 240-280 мм на юге области. Вегетационный период 150-175 суток на севере и 180 суток на юге области.

Континентальность проявляется в резких температурных контрастах дня и ночи, зимы и лета, в быстром переходе с зимы на лето. Для всей области характерен дефицит атмосферных осадков, малоснежье, сильное сдувание снега с полей, сухость воздуха, что обуславливается удаленностью территории от больших водных пространств и свободным доступом сухого теплого воздуха пустыни Средней Азии и холодного бедного влагой арктического воздуха.

В теплое полугодие характерны высокая температура воздуха, малое количество осадков и большая относительная сухость воздуха, в холодное - продолжительная суровая зима с устойчивым снежным покровом, сильными ветрами и частыми метелями.

Годовое количество осадков колеблется от 239 до 273 мм и распределяется по сезонам года неравномерно: 40% всех осадков приходится на зимне-весенний период, а 60% на летне-осенний. Осадки выпадают в виде слабых и незначительных дождей и снегопадов, выпадают крайне неравномерно по годам. В очень засушливые годы количество осадков за теплый период с температурой выше 10 ºС может снизится до 60 мм, а в наиболее влажные годы за указанный период выпадает 160-230 мм. Наибольшая месячная сумма осадков приходится на летнее время (июнь-июль).

Для района характерны ветры восточного и юго-восточного направлений. Среднегодовая скорость ветра - 2,7 м/с. Скорости ветра в зимние месяцы достигают 4,5 - 4,6 м/с. Особенно сильные ветры наблюдаются в феврале и марте. Штормовой ветер наблюдается от 25 до 41 для, с пыльной бурей от 40 до 46 дней, с метелями от 22 до 39, с грозами от 15 до 20 дней и с туманами от 31 до 38 дней в году. Продолжительность устойчивых морозов около 110-115 дней в году. Устойчивый снежный покров образуется 3 - 10 ноября, а сходит 31 марта - 3 апреля. Продолжительность его составляет 119 - 131 день. Средняя высота покрова колеблется в пределах 24 - 27 см. нормативная глубина промерзания грунтов - 205 см, максимальная - до 350 см.

Относительная влажность воздуха характеризует степень насыщения воздуха паром и меняется в течении года в широких пределах, летом достигает 47 - 53%, зимой - 81 - 83%. Количество дней с влажностью менее 30% составляет в среднем 84 дня в году.

Территория Кустанайской области характеризуется относительно равнинным рельефом. Северную часть занимает юго-восточная окраина Западно-Сибирской низменности, к югу от нее располагается Торгайское плато, на западе области - волнистая равнина Зауральского плато, а на юго-западе отроги Сарыарки.

Месторасположение проектируемого участка находится на территории Западно-Сибирской низменности, которая представляет собой увалисто-волнистую равнину с абсолютными высотами 70 - 76 м. В геологическом строении трассы принимают участие верхнечетвертичные суглинки, супеси и глины мощностью 0,60 - 3,95 м, а также пески мелкой и средней крупности. Почвенный слой, в основном луговые, в районе реки пойменные суглинистые, гумуссированные, карбонатные, солоноватые, в основном среднесуглинистые, и реже глинистые, имеют мощность 0,20 - 0,70 м, нормативная глубина сезонного промерзания грунта - 1,6 м. Категория грунтов по трудоемкости разработки согласно СНиП 2.02.01-85 2 группа. Растительный покров представлен травами степного характера - ковыль, полынь.

По результатам химических анализов грунтовые воды характеризуются как хлоридно-натриевые и гидрокарбонатно-натриевые, гидрокарбонатно-кальциевые от мягких до очень жестких, слабо кислые, пресные слабо минерализованные и солоноватые. По степени агрессивности по отношению к стальным конструкциям грунтовые воды некорродирующие и коррозирующие, по отношению к бетонам марки W4 - неагрессивные и сильноагрессивные, по отношению к железобетонным конструкциям - слабо и среднеагрессивные. Грунтовые воды залегают на глубине: свыше 6 м.

2. Технологическая часть

Целью технологической части является гидравлический расчет газопровода, определение давления газа в конце газопровода, выбор толщины стенки газопровода, подбор газораспределительной станции, методы защиты газопровода от коррозии.

2.1 Гидравлический расчет газопровода

При заданной годовой подаче газа гидравлический расчет магистрального газопровода выполняют для определения геометрических параметров - диаметра.

При расчете газопровода, заканчивающегося ГРС, пропускную способность и диаметр определяют по минимально допустимому давлению у потребителя, которое выбирают из соображения надежной работы оборудования ГРС (в нашем случае не менее 1,5 МПа).

Как правило, при выполнении гидравлического расчета магистральный газопровод разбивают на расчетные участки (так как попутный отбор газа и КС отсутствуют, принимаем количество расчетных участков - 1).

Суточная подача газа (q) - 0,046×10⁶ м³/год

Количество расчетных участков - 1

Начальное давление Рн - 3,7 МПа

Конечное давлении (не менее) Рк - 1,5 МПа

Длина участка - 75 км

Средняя температура транспортируемого газа - +18°С (279°К)

При заданной подаче газа и давления в начале и в конце расчетного участка определение диаметра газопровода сводится к расчету величины

К_А по формуле:

; (2.1)

здесь Z=1

 (2.2)

Затем по таблице подберем диаметр и приближенную толщину стенки газопровода и проверочным расчетом определим давление газа в конце газопровода. Принимаем: Д_н=219 мм с толщиной стенки 4 мм. Таким образом, определяем:

1)      среднее давление на расчетном участке:

) псевдокритическое давление

) псевдокритическая температура

4)      приведенное давление

5)      приведенная температура

6)      коэффициент сжимаемости газа

7)      число Рельнольдса

) коэффициент сопротивления трению

) коэффициент гидравлического сопротивления

) давление в конце участка

Такое давление на входе ГРС обеспечивает надежную работу оборудования и бесперебойное газоснабжение потребителей.

2.2 Определение толщины стенки газопровода

1) определим расчетное сопротивление растяжению по формуле:

 (2.16)

где R₁^н=340 МПа - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, следует принимать равным минимальному значению временного сопротивления σ_в.

m=0,75 - коэффициент условия работы трубопровода по СНиП 2.05.06-85

k₁=1,55 - коэффициент надежности по материалу по СНиП 2.05.06-85

k_н=1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода по СНиП 2.05.06-85.

) расчетную толщину стенки трубопровода определим по формуле:

 (2.17)

где n=1,1 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в газопроводе, принимаемый по СНиП 2.05.06-85.

С учетом сортамента труб, выпускаемых заводами, принимаем толщину стенки равной 4 мм.

Толщина стенки трубопровода должна удовлетворять некоторым условиям прочности. Для этих условий определим следующее:

) предельные температурные перепады

; (2.18)

где μ - коэффициент Пуассона, для стали μ=0,3

α=1,2х10^-5 - коэффициент линейного расширения

E=2,06х10⁵ - модуль Юнга

4) определим внутренние продольные напряжения

 (2.19)

) поскольку δ_{прN (+)} <0 присутствуют продольно сжимающие осевые напряжения. Для уточнения толщины стенки определим коэффициент φ₁:

 (2.20)

) уточняем толщину стенки с учетом наличия продольных осевых сжимающих напряжений:

 (2.21)

Номинальная толщина стенки трубопровода должна удовлетворять следующему условию:

Таким образом, принимаем толщину стенки равной 4 мм.

Проверим трубопровод на прочность. Прочность в продольном направлении проверяется по условию:

1)      определим кольцевые напряжения в стенке трубы от расчетного внутреннего давления

 (2.22)

2)      вычислим коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб при сжимающих осевых напряжениях

 (2.23)

принимаем φ₂=1

проверяем условие:

Проверка трубопровода на деформацию.

Для предотвращения недопустимых пластинчатых деформаций проверку проводим по двум условиям:

А)

Б) ;

где R₂^н - нормативное сопротивление сжатию металла труб и сварных соединений, следует принимать равным минимальному значению предела текучести σ_т. R₂^н =310 МПа

1)      определим кольцевые напряжения от нормативного давления

 (2.24)

2)      проверяем выполнение условия Б):

3)      определим минимально допустимый радиус упругого изгиба оси трубопровода по СНиП III-42-80

 (2.25)

4)      рассчитаем минимально суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий по формуле:

 (2.26)

5)      вычислим коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб при сжимающих осевых напряжениях:

 (2.27)

Проверяем условие А):

 - условие не выполняется

Поскольку условие не выполняется при , то радиус упругого изгиба оси трубопровода следует увеличить. Примем r_min=250м, тогда:

Проверим, выполняется ли условие:

 - условие выполняется.

Вывод: на основании гидравлического расчетов в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85, сортамента труб выпускаемых заводами приняли трубопровод диаметром 219 мм и толщиной стенки 4 мм, которая обеспечивает достаточную прочность и не допускает пластической деформации в продольном направлении.

2.3 Общие положения

Проектируемый газопровод предназначен для транспортировки природного газа по ГОСТ 55421-87 (ОСТ 51.40-93) с целью обеспечения топливом с. Октябрьское и близ лежащих населенных пунктов.

Подача природного газа предусмотрена от магистрального газопровода "Карталы-Костанай", посредством ввариваемого отвода с крановым узлом в районе входа до ГРС в с. Октябрьское.

Расчетное давление в точке подключения: 5,5 МПА.

Газопровод размещается на севере Костанайской области и проходит, от точки подключения, до конечного пункта (с. Октябрьское) в южном направлении преимущественно параллельно существующей дорожной сети (автодорога Костанай-Рудный, автодорога Ι категории Костанай-Семиозерное, автодорога ΙΙΙ категории с. Семиозерное-Октябрьское").

Общая протяженность трассы составляет 125 км.

На основании гидравлического и прочностного расчетов, в соответствии с требованиями СНиП 2.0,.0,6-85, сортамента труб, выпускаемых заводами, инженерно-геологических и климатических условий, для строительства приняты: трубы стальные электросварные прямошовные из ст.20 с объемной термообработкой, класса прочности К - 42, диаметром 273 мм, толщиной стенки 6 мм по ГОСТ 20295-85.

Для выполнения углов поворота в горизонтальной и вертикальной плоскостях приняты: отводы крутоизогнутые по ГОСТ 17375-83, отводы гнутые и вставки кривые по ГОСТ 24950-81.

По трассе газопровода предусмотрена установка запорной арматуры соответствующего диаметра и условного давления, на расстоянии не более 30 км.

В качестве запорной арматуры приняты шаровые с пневмогидроприводом, подземной установки, Д_у=200 мм, Р_у=8,0 МПа марки 11 лс 660п 6 м.

В состав кранового узла входят: кран с обвязкой, блок управления, автомат аварийного закрытия крана (ААЗК). Ограждение площади 3х3 м, благоустройство и вертикальная планировка.

В местах пересечения с автодорогами, газопровод прокладывается в стальных защитных футлярах с выводом от них вытяжных свеч и контрольных трубок.

Производство сварочных работ, соединения труб и приварных деталей трубопроводов между собой производится встык при помощи электродуговой сварки согласно требований СНиП III-42-80.

Газопровод обозначается на местности опознавательными знаками, устанавливаемыми на столбах в пределах прямой видимости и на всех углах поворота трассы, в местах пересечения с подземными коммуникациями, автомобильными дорогами, водным преградам.

На крановых узлах газораспределительной станции, газорегуляторных пунктах, и в местах возможных утечек газа (загазованности атмосферы) устанавливаются соответствующие предупреждающие и запрещающие знаки, наносятся маркировочные надписи.

Газопровод укладывается в траншею, преимущественно параллельно рельефу местности.

Глубина заложения газопровода обусловлена инженерно-геологическими свойствами и характеристиками грунтов по трассе, а также требованиями СНиП 2.05.06-85 и составляет не менее 0,8 м от поверхности рельефа до верхней образующей трубы.

Ширина траншеи по дну приняты в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 пункт 3 и составляет в сухих грунтах:

,5Д=1,5х300=450 мм

на подводных переходах:

,2Д=2,2х300=660 мм

Ширина траншеи может корректироваться в сторону увеличения, в зависимости от размеров рабочего органа землеройной техники.

При укладке газопровода в траншею криволинейное его очертание достигается:

         укладкой вваренных плетей труб в соответственно спрофилированную траншею по кривым естественного изгиба труб;

-        применением отводов и вставок кривых.

Смонтированный и уложенный в траншею трубопровод подвергается продувке и испытаниям на прочность и герметичность.

Очистку полости и испытание газопровода производить в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 и ВСН 011-88.

Испытание газопровода.

Испытание трубопровода на прочность и проверку на герметичность следует производить в соответствии с требованиями СНиП III-42-80* гидравлическим способом. Испытания трубопровода на прочность и проверка на герметичность - гарантия его надежной работы при эксплуатации.

Испытание всего газопровода проводится после испытаний каждого перехода в отдельности: река Тобол, 2 перехода под автодорогами.

До начала работ необходимо:

         получить разрешение на проведение испытания трубопровода;

-        организовать комиссию, под руководством которой будет выполнятся испытание;

         организовать специальную бригаду по монтажу временных технологических узлов для испытаний и оснастить ее необходимыми машинами, механизмами и оборудованием;

         организовать аварийно-восстановительную бригаду;

         организовать посты замера давления;

         организовать двухстороннюю связь постов вдоль испытываемого участка трубопровода;

         обеспечить круглосуточный режим работы бригады по испытанию.

Перед гидравлическим испытанием выполняется очистка полости с пропуском поршня-разделителя, для чего впереди поршня заливают воду в объеме 15 - 20%. Очистка полости трубопровода является подготовкой его к испытанию. Ее цель - удаление из трубопровода окалины, грунта, случайно попавшей грязи, воды, снега, кусков льда, посторонних предметов.

Работы по очистке полости и испытанию трубопровода проводят в соответствии со специальной инструкцией, учитывающей конкретные местные условия, под руководством комиссии из представителей генерального подрядчика, субподрядных организаций, заказчика. В инструкции должны быть предусмотрены способы, параметры, последовательность и сроки выполнения работ; методы и средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств, разрывы трубопровода, утечки и т.д.); схема организации связи; требования пожарной, газовой, технической безопасности и указания о размерах охранной зоны.

При очистке полости и испытании магистральных трубопроводов устанавливают охранную зону. При очистке газопровода водой охранная зона занимает полосы по 40 м в обе стороны от трубопровода, при очистке полости по по направлению вылета очистного поршня или поршня-разделителя - 600м, а при гидравлическом испытании газопровода - 100 м.

Испытание трубопровода руслового участка подводного перехода через реку Тобол на прочность и проверку на герметичность следует производить в два этапа:

I этап - после укладки трубопровода в подводную траншею, но до засыпки;

II этап - одновременно со всем участком газопровода.

Для очистки и испытания необходимо 7,5 м³ воды.

Испытания переходов под автодорогами производится гидравлическим способом в 2 этапа:этап - после рабочего трубопровода через кожух, но до засыпки;

II этап - вместе со всем участком газопровода.

Для испытания двух переходов под автодорогами необходимо 18 м³ воды. Вода после испытаний переходов сливается в земляные амбары, располагаемые вблизи переходов.

На испытание коммерческого узла учета расхода газа необходимо 20 м³ воды. Вода после гидроиспытания всего участка газопровода сливается в земной амбар-отстойник и в дальнейшем используется для испытания следующего участка.

Земной амбар-отстойник для приема удаленной из трубопровода воды должен представлять собой полузаглубленный котлован с обвалованием. Для предотвращения размыва грунтовых поверхностей амбара-отстойника на направление струи воды, выбрасываемой из сливного трубопровода, устанавливается водобойная стенка из бетонных блоков.

Почвенно-растительный слой земли с площади, занимаемой амбаром. Должен быть снят и уложен в одну из ограждающих дамб обвалования, для последующего использования его при ликвидации отстойника и рекультивации территории.

Перед гидроиспытанием на одном конце участка трубопровода устанавливается инвенторный узел запуска поршня. На другом конце инвенторный узел приема поршня.

После очистки полости, трубопровод подвергается гидравлическому испытанию на прочность и на герметичность.

Испытание участка трубопроводов производится после предварительных испытаний переходов под автодорогой, крановых узлов и камеры приема-пуска очистного устройства.

Параметры и время выдержки под испытательным давлением приведены в таблице № 2.2.

Таблица № 2.2

Участок трубопровода считается выдержанным испытание на прочность, если за время на прочность и проверку на герметичность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.

После окончания гидроиспытания и получения удовлетворительных результатов из трубопровода должна быть удалена вода с соблюдением требований по охране окружающей среды.

Удаление воды из трубопровода производится поршнем, перемещаемым под давлением сжатым воздухом. Скорость поршня-разделителя должна составлять 3-10 км/ч. Результаты считают удовлетворительными, если контрольный поршень-разделитель вышел из газопровода не разрушенным. В противном случае пропуск контрольного поршня-разделителя повторяют.

Очистка трубопровода от отложений.

В перекачиваемых газах в малых количествах содержатся механические примеси, асфальто-смолистые вещества, церезин, карбений, карбоиды. При перекачке по трубопроводу перечисленные вещества при определенных условиях осаждаются на стенки труб.

Данные отложения представляют собой плотную, прочную, трудно смываемую массу, осевшую на внутренних стенках трубопровода, что естественно уменьшает его живое сечение и приводит к снижению пропускной способности трубопровода или к значительному повышению энергозатрат на перекачку.

Чистота полости трубопроводов должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой: транспортировке, погрузке, разгрузке, развозке и раскладке секций по трассе, сварке секций в нитку и укладке.

Очистка полости трубопровода необходима для его надежной работы с заданной производительностью без изменения физико-химических свойств газа. Она обеспечивает на всем протяжении (или на отдельных участках) установленные проектом полное проходное сечение и коэффициент гидравлического сопротивления. Очистку полости трубопровода от отложений производят в соответствии с требованиями СНиП III - 42-80* "Магистральные газопроводы" и ВСН 011 - 88 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание".

С целью предупреждения загрязнения полости и снижения затрат на последующую очистку строительно-монтажным организациям необходимо в процессе строительства принимать меры, исключающие попадание внутрь трубопровода воды, снега, грунта и посторонних предметов, в том числе не разгружать трубы на неподготовленной площадке, не волочить их по земле и т.д.

Для предотвращения загрязнений полости следует установить временные заглушки:

на отдельные трубы или секции (плети) при их длительном хранении в штабелях, на стеллажах;

на концах плетей в местах технологических разрывов.

Закачку воды в трубопровод для промывки и испытания осуществляют через фильтры, исключающие попадание в полость трубопровода песка, ила, торфа или посторонних предметов из водоема.

До ввода в эксплуатацию полость трубопровода должна быть очищена.

При очистке полости каждого трубопровода или его участка необходимо:

удалить случайно попавшие при строительстве внутрь трубопровода грунт, воду и различные предметы, а также поверхностный рыхлый слой ржавчины и окалины;

проверить путем пропуска поршня проходное сечение трубопроводов и тем самым обеспечить возможность многократного беспрепятственного пропуска очистных и разделительных или других специальных устройств при эксплуатации;

достигнуть качество очистки полости, обеспечивающее заполнение трубопровода транспортируемой средой без ее загрязнения и обводнения.

Для периодической очистке внутренней полости трубопровода от отложений применяют механические скребки различной конструкции. Очистные устройства (скребки) должны: сохранять эффективность при прохождении больших расстояний по трубопроводу, обладать хорошей проходимостью через задвижки, колена, косые стыки, а также должны быть просты по конструкции и дешевы.

Скребок для очистки трубопроводов состоит из узла прижатия щеток и стенкам трубы, узла крепления манжет и вала. Щетки скребка прижимаются к внутренней стенке трубы пружиной через систему рычагов, куда входят опорная шайба и щеткодержатели, шарнирно соединенные между собой при помощи болтов. Узел крепления манжет состоит из двух конусных дисков, к которым присоединяются манжеты. Диаметр манжет превышает внутренний диаметр трубы на 35 - 40 мм, что обеспечивает плотное прижатие их к стенке трубы и компенсирует износ.

Щетки устанавливают в несколько рядов и изготавливают из сталистой проволоки. Последующие ряды щеток повернуты относительно предшествующих рядов таким образом, чтобы перекрыть свободное участия периметра трубопровода предыдущего ряда.

Манжеты и щеткодержатели могут сжиматься при похождении через сужения трубопровода и различные препятствия, что обеспечивает высокую проходимость скребка.

Манжеты изготавливают такой формы, чтобы предотвращалось их выворачивание при большом перепаде давления.

При движении скребка по трубопроводу перед ним накапливается значительное количество срезанных отложений. Если расстояние между компрессорными станциями велико и на стенках труб имеется значительное количество отложений, то скребок с грязью может и не дойти до следующей станции из-за резкого увеличения сопротивления. Для предупреждения таких остановок можно проводить частичный сброс отложений в специальные котлованы на участке между станциями.

.4 Газораспределительная станция

Газораспределительная станция на газопроводе-отводе предназначается для снижения высокого входного давления природного газа до требуемого и поддержания его на законном уровне, а также очистки, подогрева, измерения расхода и одоризации газа на входе в ГРС в часы максимального потребления газа, требуемой производительности, а также требовании задания на проектирование, технических условий и регламента нормативных документов, в проекте для строительства принята автоматизированная станция в комплектно-блочном исполнении марки "Энергия-3".

АГРС "Энергия-3" обеспечивает следующие основные функции: редуцирование высокого давления газа от 1,2 до 7,5 МПа до заданного давления от 0,3 до 1,2 МПА, подогрев газа перед редуцированием, дополнительную очистку газа от механических примесей, одоризацию газа перед подачей потребителю, измерение расхода газа и регистрацию расхода газа, выдачу аварийных сигналов при нарушении режима работы.

Станция "Энергия-3" предназначена для эксплуатации на открытом воздухе в районах с сейсмичностью до 8 баллов с умеренным климатом в условиях, нормированных для исполнения "У", категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69, для температуры окружающего воздуха от минус 40ºС до плюс 50ºС с относительной влажностью (95+3) % при 35ºС.

Меры безопасности

К техническому обслуживанию и ремонту станции допускаются лица, прошедшие обучение по специальной программе, предусматривающей изучение устройства станции, правил техники безопасности, правил обслуживания электроустановок в газовой промышленности, противопожарных мероприятий, правил производственной санитарии и прошедшие инструкторы по технике безопасности.

Проверка знаний обслуживающего персонала и допуск к работе должны оформляться документально.

o   ГОСТ 12.2.003-91 "ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности";

o   ГОСТ 12.1.004-91 "ССБТ. Пожарная безопасность";

o   ГОСТ 12.1.010-76 "ССБТ. Взрывобезопасности";

o   ГОСТ 12.2.007.0-75 "ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности";

o   ГОСТ 26-18-5-88 "Блоки технологические газовой и нефтяной промышленности. Общие технические требования";

o   СНиП Ш-42-80 " Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ;

o   "Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов";

o   "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением".

Кроме вводного и первичного инструктажа необходимо периодически, не менее одного раза в год, инструктировать обслуживающий персонал по правилам и приемам безопасного ведения работ, по противопожарным мероприятиям, а также по практическому использованию противопожарных средств и защитных приспособлений.

После инструктажа необходимо проводить проверку знаний с оформлением соответствующего документа.

Лица, не выдержавшие проверку знаний или систематически нарушающие Правила техники безопасности, должны отстранятся от работы по обслуживанию станции "Энергия-3".

При ремонтных работах на станции "Энергия-3" газ на участке работ необходимо полностью сбросить. При работе в загазованной среде следует применять омедленный инструмент. В темное время суток следует пользоваться взрывобезопасными приборами электрического освещения напряжением 12 В.

На видимых местах, в том числе и на внешней стороне ограждения, должны быть вывешены знаки "Газ!", "Взрывоопасно!", "Не курить!" и т.д. по ГОСТ 12.4.026-76.

При обслуживании блоки одоризации необходимо строго соблюдать правила безопасности при работе с одорантом, переливать одорант допускается только закрытым способом. Работать необходимо в прорезиненных фартуках, резиновых сапогах и перчатках. А при ремонтных работах, связанных со вскрытием одоризатора, а также, при вскрытии бочек с одорантом и заправке емкости, необходимо надевать противогаз.

Пролитый одорант должен быть немедленно нейтрализован раствором хлорной извести или марганцового калия.

Эксплуатация и обслуживание электрооборудования стации "Энергия-3" должны проводиться в соответствии с действующими "Правилами технической эксплуатации и техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".

Запрещается:

o   использовать при ремонтных работах неисправные инструменты;

o   прокладка металлических пластин между ключом и гайкой, удлинение частичных ключей другим ключом или трубой;

o   при работе с одорантом применять открытые воронки, заливать одорант в подземную емкость открытым способом;

o   курить и разводить огонь на территории станции "Ташкент-2".

Все ремонтные работы на станции должны регистрироваться в журнале ремонтных работ с обязательным указанием лица, ответственного за ремонт.

Система измерения расхода газа обеспечивает мгновенный, суточный и многосуточный замер расхода газа.

Замер расхода газа осуществляется с помощью расходомерной диафрагмы комплексом "ДСС".

Погрешность измерения суточного расхода не более 1,0 %.

Источником электроснабжения станций "Энергия-3" является сеть переменного тона III категорий надежности напряжением 220/380 В частотой (50) Гц.

Допустимое отклонение напряжения сети от минус 15% до плюс 10%.

Средний срок службы станции "Энергия-3" до списания должен быть не менее 15 лет при условии своевременной замены в процессе эксплуатации уплотнительных элементов и комплектующих, имеющих естественно ограниченный срок службы.

Среднее время восстановления работоспособного состояния станции "Ташкент-2" не более 8 лет без учета времени подготовки к ремонтным работам.

Устройство и работа

Оборудование станции "Энергия-3" размещено на рамах и ограждено от воздействия атмосферных осадков и от посторонних лиц металлическими шкафами. Шкаф блока КИП и А утепленный стационарный. Шкаф над технологической частью блока ГРС утепленный, прикрепляется к раме блока болтами.

В блоке КИП и А оборудовано рабочее место обслуживающего персонала при эксплуатации станции "Энергия-3".

Оборудование технологического блока на раме со снятым шкафом может устанавливаться в стационарном здании.

На монтажной площадке блок ГРС соединяется с подогревателем газа и емкостью дренажной трубопроводами и кабелями, оснащается вспомогательным оборудованием (свечи, молниеприемник, ограда и т.п.), образуя законченный комплекс ГРС.

Станция "Энергия-3" работает по следующей схеме. Газ высокого давления, поступивший на вход станции "Энергия-3", проходит через шаровой кран с пневмопроводами, затем поступает в фильтр, где очищается от механических примесей и капельной влаги.

После очистки газ поступает через узел подключения в подогреватель газа, где нагревается с целью исключения выпадения гидратов.

Узел подключения состоит из 3-ручных кранов и позволяет, как включить подогреватель в работу, так и отключить поток газа, идущий через подогреватель, полностью или частично.

Подогретый газ высокого давления поступает в узел редуцирования.

Узел редуцирования состоит из двух редуцирующих ниток: нижний (рабочей) и верхней (резервной). Редуцирующие нитки равноценны, как по составляющему их оборудованию, так и по пропускной способности, которая для одной редуцирующей нитки равна 100% пропускной способности станции "Энергия-3".

На входе и выходе каждой редуцирующей нитки расположены краны шаровые с ручным приводом, предназначенные для отключения редуцирующих ниток.

Система редуцирования на каждой нитке имеет по два последовательно расположенных последовательно расположенных регулятора.

Редуцирование давления газа осуществляется в одну ступень. Высокое давление Р_вых=0,3-1,2 МПа.

Защитный регулятор, расположенный последовательно с рабочим в рабочей нитке, осуществляет защиту от превышения регулируемого давления при аварийном открытии рабочего регулятора.

Резервные регуляторы, расположенные в резервной (параллельной) нитке, служат для предотвращения падения выходного из регуляторов рабочей нитки.

Система работает по методу облегченного резерва. Рабочий регулятор имеет настройку на выходное давление станции.

Расположенный последовательно с ним защитный регулятор и регулятор резервной нитки настраиваются на давление 1,05Р_вых и поэтому в период нормальной работы станции их регулирующие клапаны находятся в полном открытом состоянии. Регулятор, расположенный в резервной нитке, настраивается на давление 0,95Р_вых и поэтому в период нормальной работы станции аварийного открытия рабочего регулятора давление на выходе поддерживается на несколько более высоком уровне последовательно расположенным защитным регулятором. В случае аварийного закрытия одного из регуляторов рабочей нитки выходное давление поддерживается на несколько более низком уровне резервной (параллельной) ниткой.

Контроль над входным давлением, и за выходным давлением в блоке редуцирования осуществляется с помощью электромонтажных манометров размещенных на панелях.

После редуцирования газ поступает расходомерную нитку. Замер расхода газа в станции "Энергия-3" осуществляется с помощью диафрагмы расходомерной.

Диафрагма расходомерная связана импульсными трубками с комплексом "ДСС".

После замера расхода газ поступает в узел переключения, состоящий из входной и выходной ниток с приводными кранами, предохранительных клапанов и безопасной линий, состоящий из крана и задвижки. Редуцирование давления в этом случае осуществляется вручную. Контроль давления на выходе станции осуществляется по манометру.

Управление кранами с приводом осуществляется по месту или дистанционно из шкафа КИП и А. Газ с входа станции перед подачей в приводе кранов проходит через блок фильтров-осушителей.

Из узла переключений газ поступает в блок одоризации, где газ перед подачей его потребителю одоризируется.

Одоризация газа пропорционально расходу обеспечивается автоматическим одоризатором газа БО-50. Степень одоризации при измерениях расхода газа определяется перепадом давления на установленной в блоке одоризации диафрагм.

Рабочая емкость обеспечивает запас одоранта для работы станции "Энергия-3" не менее чем на 10 суток.

Заполнение рабочей емкости одорантом производится засасыванием с помощью эжектора или путем передавливания одоранта из запасной емкости.

Одорированный газ поступает потребителю 1 диапазона и на блок редуцирования 2 диапазона.

Порядок работы.

Обслуживание станции "Энергия-3" периодическое одним оператором в одну смену.

Все работы по обслуживанию и ремонту станции должны проводиться в полном соответствии с действующими нормами, правилами и инструкциями, определяющими основные положения по устройству и безопасной эксплуатации объектов магистральных газопроводов.

В процессе эксплуатации арматура и приборы станции "Энергия-3" должны проверяться на работоспособность и подвергаться тщательному осмотру с целью своевременного выявления повреждений.

В ходе планового профилактического обслуживания рекомендуется проводить следующие работы:

) проверить величину входного и выходного давлений по показателям манометров;

) проверить работоспособность предохранительных клапанов;

) проверить точность работы одоризатора газа;

) проверить рабочую емкость одоризатора газа;

) проверить работу подогревателя газа;

) проверить исправность электроламп;

) опробовать систему аварийной сигнализации.

Для дистанционного контроля над наличием одоранта в рабочей емкости служит датчик нижнего уровня, установленный на замерной емкости. При работе одоризатора поплавок с закрепленным на нем магнитом опускается. При достижении нижнего уровня срабатывают контакты геркона, выдавая сигнал в систему сигнализации.

Необходимость пополнения одорантом рабочей емкости блока одоризации определяют по уровню одоранта в замерной емкости. Наполнение рабочей емкости производится методом передавливания одоранта из резервной (подземной) емкости, переключая вентили блока одоризации, отключить рабочую емкость от газопровода, сообщить ее с атмосферой и резервной емкостью и постоянно подавать газ в резервную емкость. Одорант под действием давления газа будет поступать в рабочую емкость, за пополнением которой необходимо внимательно следить по указателю уровня. По окончании заполнения рабочей емкости одорантом вентили блока одоризации установить в исходное положение. Перед началом работ проверить уровень нейтрализующей жидкости в дезодораторе.

Схему электроламп производить только при отключенном электропитании.

Один раз в два месяца необходимо производить профилактический осмотр станции "Энергия-3" пол руководством инженерно-технического работника, ответственного за газовое хозяйство и за соблюдение мер безопасности.

При этом должны проводится следующие работы:

) проверка герметичности стыков и соединений, устранение негерметичности набивкой сальников, подтяжкой гаек, сменой прокладок и т.д., негерметичность стыков и соединений определяется путем покрытия мест возможной утечки газа раствором;

) проверка настройки предохранительных клапанов в блоке переключения;

) проверка показаний приборов КИП и А.

Независимо от результатов профилактических осмотров, не реже одного раза в год, необходимо проводить полную ревизию запорной, регулирующей и защитной арматуры. При этом арматура должна быть разобрана, а ее детали тщательно очищены и промыты уайт-спиритом. Детали арматуры необходимо тщательно осмотреть. При необходимости заменить резиновые уплотнения и седла. После сборки арматуры провести проверку ее ходовой части на плавность и легкость перемещений и испытать на герметичность. После сборки арматуры и коммуникаций на участках, работающих под давлением, проверить герметичность стыков и соединений, обнаруженные дефекты устранить.

Остановка станции "Энергия-3" и переход на газоснабжение по байпасу производится при ремонте подогревателя газа или другого оборудования, а также, если это необходимо, при плановых профилактических осмотрах станции "Энергия-3".

Перед переводом станции на байпас необходимо получить запальник и горелки подогревателя, т.к. отсутствие движения газа по нему может привести к аварии.

Перевод станции "Энергия-3" на работу по байпасу рекомендуется проводить в следующем порядке:

o   при работающих регуляторах давления газа открыть безопасную линию (кран 9 и задвижку 8), чтобы давление газа на выходе станции немного увеличилось;

o   при увеличении выходного давления регуляторы закроются, затем закрыть входной 13 и выходной 56 краны с помощью рукоятки, на байпасной установить и поддерживать заданное давление с помощью задвижки 8;

o   после этого сбросить давление из трубопроводов станции "Ташкент-2" через приводной кран 14С, а также из участков трубопроводов между регуляторами основной и резервной нитки с помощью кранов импульсной линии "на продувку".

2.5 Защита газопровода от коррозии

Требования к защите стальных трубопроводов от коррозии регламентированы ГОСТ 2.58.12 - 83, соответствующими параграфами СНиП III - 42 - 80, СНиП 2.05.06 - 85 и ОНТП 51 - 1 - 85. При проектировании защиты стальных подземных трубопроводов от электрохимической коррозии, кроме того, необходимо руководствоваться ВСН - 2 - 19 - 70 "Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов".

Конструктивные решения отдельных узлов электрохимической защиты и характеристики некоторых узлов и оборудования разработаны в типовых проектах, в частности разработанная в НИПИ "Трансгаз" серия 7.402 - 5 "Узлы и детали установок электрохимической защиты подземных трубопроводов от коррозии".

Исходными данными для проектирования электрохимической защиты стальных трубопроводов являются результаты комплекса электрохимических работ, включающего в себя изыскательские работы и электрохимические исследования.

При изыскательских работах определяют возможные места установок электрохимической защиты, проводят визуальную или инструментальную съемку и закрепление на месте площадки под анодное заземление, проводят геологическое и геофизическое исследования на площадках под анодное заземление, выбирают источники электроснабжения для устройств защиты, получают технические условия на их подключение.

При электрометрических исследованиях по трассе проектируемого трубопровода определяют удельное электросопротивление грунта.

Определение удельного электрического сопротивления грунта необходимо для выбора места установки и типа анодного, расчета сопротивления растеканию тока анодного заземления и протекторов, а также для расчета основных параметров катодной защиты: силы тока катодной станции и длины зоны защиты.

Защита магистральных трубопроводов и отводов от них от почвенной коррозии осуществляется катодной поляризацией поверхности трубы установками катодной защиты (автоматическими и неавтоматическими). Установка катодной защиты состоит из катодной станции (преобразователя), анодного заземления, защитного заземления и соединительных проводов. Автоматические установки катодной защиты состоят из тех же элементов, что и неавтоматические, но в их состав дополнительно входят неполяризующийся электрод сравнения длительного действия и датчик электрохимического потенциала.

Конструктивно катодная станция (преобразователь) выполняется в виде металлического шкафа, внутри которого расположены силовой трансформатор, выпрямительный блок, блоки автоматики. Измерительные приборы и переключатели размещены на передней панели станции. Каждая катодная станция (преобразователь) в качестве измерительных приборов имеет амперметр, вольтметр, счетчик электрической энергии.

Для защиты станции (преобразователя) от перегрузок устанавливается автоматический выключатель, имеется защита от грозовых разрядов. Элементы для подключения кабелей, питающей сети, анодного заземления и от трубопровода смонтированы внутри шкафа на задней стенке. Подвод всех соединительных кабелей снизу. Катодные станции (преобразователи) устанавливаются как на воздухе, так и в помещении без постоянного обслуживания с периодической профилактикой.

Для расчета установок катодной защиты необходимо при проведении комплекса электрометрических работ получить данные об удельном электрическом сопротивлении грунта в месте установки анодного заземления, диаметре и толщине стенки трубопровода, виде изоляционного покрытия, наличие и месте расположения источников электроснабжения (ЛЭП 10 кВ) относительно трассы трубопровода.

Основными параметрами установки катодной защиты являются сила тока установки и длина защитной зоны, которую создает эта установка. В зависимости от этих параметров решается вопрос о выборе мощности установки катодной защиты, типе и количестве анодных заземлений, длине дренажных линий, а также о размещениях установок катодной защиты по трассе магистрального газопровода.

Расчет параметров установок катодной зашиты, сводится к определению количества и мощности катодной станции, которые необходимо запроектировать к установке на трубопроводе.

Анодное заземление служит для создания электрической цепи в системе катодной защиты и является основным ее элементом. От правильного выбора параметров анодного заземления зависит эффективность катодной защиты в целом. Анодное заземление характеризуется сопротивлением, которое должно быть стабильным на весь период его эксплуатации. Электроды заземления устанавливаются ниже глубины промерзания. Тип и конструкцию анодного заземления выбирают в зависимости от удельного сопротивления грунта, глубины промерзания, влажности, расчетной силы тока и допустимого падения напряжения в цепи катодной станции.

В качестве материала анодного заземления используются высокоприжимистый чугун, графитированные электроды и углеродистая сталь в коксовой засыпке или в коксобетоне. Анодное заземление набирается из электродов заводского изготовителя, которые между собой соединяется магистралью, изолированной от земли. Применяют анодное заземления с вертикальным, горизонтальным и смешанным расположением электродов. В отдельных случаях выполняют глубинные заземления.

Расчет катодной защиты трубопроводов.

Диаметр и толщина стенки защищаемого трубопровода: Д_н=219×4 мм

Протяженность защищаемого участка: L=75 000 м

Катодная защита трубопроводов осуществляется сетью катодных установок, располагаемых друг от друга на расстоянии L (в м) параллельно трубопроводу и на расстоянии y (в м) от трубопровода. Основными расчетными элементами катодной защиты являются: катодная станция (источник постоянного тока), анодное заземление и дренажная электролиния. При расчете катодной защиты определяют: расстояние между двумя соседними установками катодной защиты L, величину силы тока в точке дренажа I_н и I_к в начальный и конечный период работы катодной защиты; общее число электродов n и необходимый диаметр (сечение) дренажных проводов (кабелей); срок службы анодного заземления Т; падение напряжения в схеме защиты U_сх; потребляемую мощность сетевой катодной станции W.

) Расстояние между двумя соседними установками с учетом их взаимного влияния определяют по формуле:

где α - электрический параметр трубопровода:

_т - сопротивление трубопровода, принимаемое по справочным данным. Принимаем R_т=18,86×10^-6 Ом×м;_п - переходное сопротивление изоляции трубопровода на 1 м длины (для битумных покрытий в зависимости от состояния изоляции значение R_п принимают в пределах 300 - 500 Ом×м). Принимаем R_п=360 Ом×м.

U_max - наложенная разность потенциалов в точке дренажа (в В) берется в зависимости от состояния грунтов. Принимаем для сухих грунтов U_max=-0,95 В

U_min - наложенная разность потенциалов "труба - земля" в конце плеча защиты. U_min=-0,32 В

 м

) Величину силы тока в дренаже I_н в начаньный период работы катодной защиты определяют по формуле:

Где

ρ_{г. з} - удельное сопротивление грунта в зоне протекания токов катодной установки (в Ом×м) берется по результатам практических измерений или по справочным таблицам в зависимости от характера грунта (в среднем в зависимости от влажности грунта, содержаня солей и температуры ρ_{г. з} колеблется от 10 до 100 Ом×м). С таким учетом принимаем ρ_{г. з}=20 Ом×м;

у - расстояние от анодного заземления до защищаемого трубопровода (в м); берется в пределах 100 - 200 м. Принимаем у=200 м;_о - входное сопротивление трубопровода (в Ом) определяется по формуле:

 Ом

Тогда величина силы тока определится:

 А

) Общее число электродов:

где _г - сопротивление растеканию горизонтального электрода:

 Ом

_А - принимается равным R_сх/2; R_сх - общее сопротивление схемы защиты катодной станции (для расчетов принимается равным 0,3 Ом):

_А= R_сх/2=0,3/2=0,15 Ом;

η_э - коэффициент использования электрода, работающего совместно с соседним (принимают равным 0,7)

 шт

Поперечное сечение (в мм²) дренажных проводов (кабеля)

где

ρ - удельное сопротивление материала проводника (кабеля), для аллюминия ρ=0,028 Ом×мм²/м;

l_п - длина проводника (кабеля), принимается равной у;_к - сопротивление дренажных проводов (кабеля), для упрощения расчета практически принимается R_к= R_А

 мм²

При использовании в качестве дренажной линии проводника круглого сечения, минимально необходимый диаметр проводника (в мм):

 мм

) Срок службы анодного заземления:

 лет 4мес

где G - масса материала заземления (берется в пределах 1000 - 1200 кг). Принимаем G=1200 кг;- коэффициент запаса для обеспечения нормальной работы анодного заземления на проектируемый срок эксплуатации (берется в пределах k=1,1 - 1,3). Принимаем k=1,1;- вес растворяемого материала заземления (для стальных заземлителей без активаторов g=10 кг/а×год)

) Падение напряжения в схеме защиты (в В):

где _к - сила тока в точке дренажа в канечный период работы катодной защиты. С учетом старения изоляции трубопровода в процессе его эксплуатации и ухудшения со временем защитных свойств изоляции величину силы тока в точке дренажа для конечного периода работы катодной защиты принимают с трехкратным запасом:

 А

 В

) Потребляемая мощность сетевой катодной станции определяется по формуле:

где W^I - мощность на выходе катодной станции:

Вт

η - к. п. д. катодной станции (берется в пределах 0,8 - 0,85).

Принимаем η=0,85

 Вт

Тип катодной защиты принимается соответственно потребляемой мощности. Таким образом, к установке принимаем с запасом 5 станций катодной защиты типа СКЗУ - 1200 с номинальной мощностью на выходе 1200 Вт.

3. Конструктивная часть

Целью конструктивной части является выбор и расчет магистрального газопровода через водные преграды, а также расчет и выбор подземного перехода через автомобильные дороги, выбор метода перехода, метода врезки в магистральный трубопровод и определение объема инженерно - геологических работ.

3.1 Подводные переходы трубопровода через водные преграды

При выборе места пересечения трубопроводом крупных водных преград в проекте учитывают генеральное направление трассы, характеристику водной преграды, сроки строительства, объемы подводных земляных работ, навигационный режим, условия размещения строительных площадок, проведения работ и др. При этом особое внимание уделяют характеру, параметрам и скорости изменения русловых форм, развитию пойменных деформаций и деформаций донных отложений.

Подводные переходы трубопроводов, как правило, прокладывают с заглублением в дно водоемов на определенном расстоянии от мостов, пристаней, водозаборов и других гидротехнических сооружений. От железнодорожных и автомобильных мостов, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений при диаметрах трубопроводов до 1000 мм, 1000 мм и более это расстояние должно быть соответственно 300 и 500 м; от пристаней и речных вокзалов при тех же диаметрах - 1000 и 1500 м; от водозаборов - 3000 м.

Размер траншеи для магистральных трубопроводов по глубине и ширине принимаются в зависимости от гидрогеологических, гидроморфологических и геологических условий водной преграды в створе перехода (на берегу или под водой), глубины заложения и диаметра трубопровода. Также зависит от способов разработки траншеи, укладки трубопроводов и кабелей связи в русловой части при условии их последующего водолазного обследования.

Минимальная глубина траншеи до нижней части трубы (в м) в зависимости от характеристики участков перехода следующая:

Изолированной от земли. Ширина траншеи (по дну) в зависимости от характеристики участка следующая (в мм):

Расчетная ширина (в м) подводной траншеи в мягких грунтах определяется по формуле:

где Д_н - наружный диаметр трубопровода с защитным и балластным попрытням;

в_к - расстояние от боковой поверхности трубопровода кабеля связи, укладываемого в общую с трубопроводом траншею (в_к=0,5 м);

в_в - расстояние от подошвы откоса до боковой поверхности трубопровода после его укладки (в_в=0,7 м);

в_з - запас на заносимость траншеи насосами со стороны ее верхового откоса;

в_р - запас, учитывающий допускаемые отклонения по ширине траншеи (с двух сторон) в процессе ее разработки;

в_т - запас, учитывающий отклонения продольной оси трубопровода от проектной оси траншеи (обе стороны) при укладке трубопровода. Величина в_р при расчете земснарядов, имеющихся у строителей переходов (при силе ветра до 4 баллов и скорости течения до 0,75м/с) принимается по таблице№ 3.1.

Таблица № 3.1

Значение в_р для траншейных земснарядов.

Допускаемые отклонения в размерах выемок при работе с плавучими землесосными снарядами других типов, используемых в различных ведомствах, принимаются согласно СНиП III - 8 - 76.

Величина в_т назначается проектом с учетом принятой технологии укладки трубопровода, ширины и глубины водной преграды и других условий. При укладке трубопровода способом протаскивания по дну величина в_т принимается:

при ширине L водной преграды до 1 км (при среднем рабочем горизонте) в_т=0,0005 L;

при ширине L водной преграды более 1 км на участке траншеи длиной 1 км (по 0,5 км от середины водной преграды в сторону обоих берегов) в_т увеличивается на 1 м через каждые 250 м ширины водной преграды, начиная с 1250 м;

на участках траншеи длиной по 0,5 км, примыкающих к указанному выше участку с двух его сторон (при L>2 км), в_т увеличивается также на 1 м через каждые 250 м ширины водной преграды, начиная с 2250 м;

на остальных участках траншеи непосредственно примыкающих к берегам, величина в_т=5 м.

Запас ширины траншеи на заносимость в_з, учитываемый только на русловых участках переходах при средних скоростях течения υ=0,5 и более м/с, определяется из выражения:

 мм

где q_т - средняя интенсивность отложения данных запасов на 1 м фронта траншеи при среднем рабочем горизонте воды, определяемая в процессе инженерных изысканий, м³/сут;

t - продолжительность занесения траншеи, определяемая проектом, сут;

h - проектная глубина траншеи.

 м

Допустимая крутизна откосов обводненных подводных и береговых траншей принимается соответственно по таблицам № 3.2, 3.3.

Таблица № 3.2

Крутизна откосов подводных траншей.

Таблица № 3.3

Крутизна откосов обводненных береговых траншей.

Длина подводной траншеи с указанными ранее откосами равна ширине русла водной преграды, увеличенной на длину разрабатываемых урезанных участков ее. Объемы подводных земляных работ учитывают переборы по глубине траншеи, а рефулированный грунт не должен мешать судоходству и нарушать установившийся режим речного потока в районе створа перехода.

Разработка подводных траншей на переходах через реку Тобол.

При строительстве подводного перехода магистрального трубопровода через реку в определенной последовательности выполняют следующие работы: подготовку территории (площадок) строительства и возведение временных сооружений; планировку урезов; водолазное обследование дна реки по створу нитки; разработку береговой траншеи; подводной траншеи; доработку подводной траншеи; сварку и испытание трубопровода; очистку, изоляцию, балластировку трубопровода; укладку трубопровода (после обследования траншеи); водолазное обследование трубопровода; засыпку трубопровода в русловой и береговой частях перехода; обследование и испытание трубопровода; установку створных знаков; ликвидационные работы.

При строительстве подводных переходов к малым относятся реки шириной по зеркалу воды в межень до 30 м и при глубине до 1,5 м. Строительство переходов трубопроводов через малые реки выполняется линейными организациями с использованием в основном методов и средств, применяемых сухопутными строительными колоннами. Однако некоторая специфика этих работ требует применения в ряде случаев специальной техники и технологии. Для строительства подводных трубопроводов через малые реки необходимо использовать самостоятельные специализированные линейные бригады, оснащенные дополнительной техникой для выполнения работ на русловых участках.

При разработке траншеи в русловой части малых переходов (ручьев, протоков, речек) можно принять экскаваторы, оборудованные обратной лопатой, устанавливаемые по берегам, на временных дамбах, экскаваторы на понтонах, канатно-скреперные установки, гидромониторы, пневматические или гидравлические грунтососы, канатокопатели, взрывной способ.

При разработке траншей на реках со скоростью течения свыше 0,3 - 0,4 м/с виды и число технических средств назначаются с учетом заносимости траншеи донными насосами, определяемой по рабочему проекту.

Особо важное значение для всего хода строительства подводного перехода имеет своевременное и тщательное выполнение внутриплощадочных работ: проверка и закрепление проектных створов и реперов, измерение глубины водоема, определение соответствия фактического профиля дна водоема проектному, обследование участков реки и водоема на проектную ширину подводной траншеи поверху для выявления случайных препятствий, планировка монтажных площадок, организация полевого жилого городка, складагорючесмазочных материалов, устройство площадок для строительных машин, автотранспорта и т.д.

К моменту окончания работ по устройству подводной траншеи и ее водолазному обследованию (при участии представителя заказчика) трубопровод должен быть подготовлен к укладке.

После укладки в подводную траншею трубопровод обследуют водолазы с целью проверки его положения. После этого проводят испытание на прочность и проверку на герметичность.

Сварочно-монтажные работы при строительстве подводного перехода выполняют обычными методами, а изоляционные - с помощью очистных и изоляцинных машин, используемых на линейной части магистрального трубопровода.

Перед засыпкой трубопровода проверяют фактические отметки его верха при отсутствии в нем воды. Трубопровод засыпают до проектных отметок, но не выше отметок дна водоема на день засыпки. Материал и способ засыпки определяются проектом.

В настоящее время при строительстве подводных переходов наиболее распространены 3 основных способа укладки трубопроводов:

. протаскивание подготовленного, полностью оснащенного трубопровода по дну траншеи с помощью троса, заранее уложенного в траншею

. отпуск трубопровода с поверхности воды на дно траншеи

. укладка с поверхности воды наращиванием трубопровода с плавсредств.

Для нашего проекта мы выбираем метод протаскивания трубопровода. Укладка трубопровода способом протаскивания по дну водной преграды - наиболее распространенный способ в практике строительства подводных переходов. Преимущество этого способа по сравнению с другими заключается в том, что в этом случае возможна укладка трубопровода в любых условиях: в летнее и в зимнее время года, при малых и достаточно больших скоростях, на малых и больших реках, а также простота способа и прокладка в условиях непрекращающегося судоходства.

Укладка трубопровода способом протаскивания.

Протаскивание трубопровода через водное препятствие осуществляется при помощи различных тяговых средств, разновидность и число которых определяются характеристиками водной преграды, трубопровода и тягового устройства, а также наличием вспомогательного оборудования. В качестве тяговых средств применяют тракторы (трубоукладчики), тягачи, тали и лебедки различных конструкций.

Для протаскивания трубопровода диаметром 219 мм применяем трактор марки Т - 16 - 32 с тяговым усилием 125 кН.

Технология протаскивания трубопровода.

Технология протаскивания трубопровода через водные препятствия определяется диаметром и длиной укладываемого трубопровода, характеристикой водной преграды и наличием технических средств на переходе. Технологическая последовательность основных операций следующая:

.        трубопровод сваривают в нитку, гидравлически испытывают, изолируют, футеруют и балластируют на берегу;

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

.        по дну разработанной заранее подводной траншеи укладывают тяговый трос;

.        протаскивают трубопровод через водную преграду с помощью тракторов или мощных лебедок;

.        сразу же после окончания протаскивания проводят водолазное обследование уложенного трубопровода.

Трубопроводы футеруют для предохранения изоляции от повреждений при укладке. Футеровка выполняется сплошная деревянными рейками. Балластирование подводных трубопроводов осуществляют одиночными грузами (чугунными или железобетонными), сплошным бетонным покрытием или реже анкерными устройствами.

Тяговый трос через водную преграду следует прокладывать строго прямолинейно. Перед протаскиванием трубопровода трос натягивают, чтобы он не врезался в грунт. К началу протаскивания к головному концу трубопровода приваривают оголовок для крепления тягового троса. При необходимости к оголовку прикрепляют прикрепляют подъемное устройство с блоком.

При протаскивании трубопроводов с помощью спусковых тележек основное внимание уделяют состоянию спусковой дорожки и ее пригодности для работы согласно выполненным расчетам укладки трубопровода.

Число спусковых тележек принимают с таким интервалом, чтобы нагрузка на каждую из них не превышала допустимой величины. При использовании спусковой дорожки ООД - 3 допустимая нагрузка на тележку составляет 25 т.

Прокладку тягового троса через водные преграды можно выполнять следующими способами: сбрасывание в воду троса, предварительно уложенного на корме плавучего средства; сматывание троса с барабана, установленного на корме плавучего средства; протаскивание троса по дну с использованием вспомогательного троса (диаметром 12-15 мм), прокладываемого одним из указанных выше способов. При прокладке троса один его конец закрепляют на плавучем средстве за кнехт, а оставшийся на берегу конец крепят непосредственно к оголовку трубопровода или к береговому якорю. У противоположного берега конец троса передают на берег и затем образовавшуюся слабину троса вытягивают на берег лебедкой или трактором. Окончательную обтяжку троса производят после полной готовности к укладке первой плети. Длина троса должна быть примерно в полтора раза больше ширины водной преграды.

3.2 Пересечение газопровода с автодорогами

Проектирование переходов осуществляется на основе материалов предварительно проведенных изысканий, основной целью которых является выбор места перехода и определение объема инженерно - геологических работ.

По требованиям СНиП 02.05.06 - 85 переходы через железные и автомобильные дороги следует прокладывать в месте прохождения дорог по насыпям, либо в местах с пулевыми отметками.

При выборе места подземного перехода магистрального трубопровода необходимо соблюдать следующие требования:

трубопровод, прокладываемый на переходах через железные и автомобильные дороги, должен предусматриваться в защитном кожухе, диаметр которого должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм;

длина кожуха (патрона), прокладываемого на переходе, должна быть наименьшей;

пересечение трубопровода с дорогой должен осуществляться, как правило, под прямым углом (но не менее 60º);

кожух перехода должен размещаться в относительно сухих грунтах.

В общем случае длина кожуха и участка перехода зависит от ширины полотна, высоты насыпи, крутизны откосов и угла пересечения осей дороги и трубопровода.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

при прокладке трубопровода через автомобильные дороги от бровки земляного полотна - 10 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на отметках, кроме того, не менее 0,5 м от дна кювета, дренажа.

Основными частями переходов магистральных трубопроводов под дорогами являются:

защитный кожух (футляр);

рабочий трубопровод;

опоры;

сальники;

отводная труба;

вытяжная свеча;

выпускной колодец.

Защитные кожухи предназначены для предохранения рабочего трубопровода на переходах от воздействия нагрузок, создаваемых движущимся транспортом, а также от агрессивного воздействия грунтовых вод и блуждающих электрических токов.

Основными параметрами защитного футляра является его длина, диаметр и толщина стенки.

Ориентировочное значение диаметра кожуха может быть определено по формуле:

 мм (3.6)

Рабочий трубопровод.

Толщина стенки рабочего трубопровода рассчитывается с учетом категорийности участка по СНиП 02.05.06 - 86. сваренный рабочий трубопровод (перед нанесением на него изоляции и размещением в кожухе) подвергается 100% -ному контролю сварных стыков и предварительному испытанию на прочность и герметичность.

Опоры.

Рабочий трубопровод размещается в кожухах на опорах. Основное назначение опор состоит в следующем:

обеспечение проектного положения трубопровода относительно кожуха;

создание электрической изоляции рабочего трубопровода, препятствующий протеканию блуждающих токов между кожухом и трубопроводом.

Сальники.

Основное назначение сальников состоит в следующем:

) предохранять полость кожуха от проникновения влаги;

) обеспечить некоторую подвижность рабочего трубопровода при температурных расширениях.

Вытяжные свечи.

Вытяжные свечи применяют только на переходах газопроводов. Они предназначены для отвода газа в атмосферу из полости кожуха в случае утечки газа или при разрыве трубопровода.

Диаметр свечей зависит от диаметров рабочих трубопроводов и принимаются от 50 до 150 мм.

Диаметр отводной трубы должен быть равен диаметру свечи, высота свечи не менее 5 м.

На переходах под автомобильными дорогами III и IV категорий отводные колодцы не устраивают.

Сооружение переходов магистральных газопроводов бестраншейным способом.

Бестраншейный способ прокладки кожухов может применяться под любой дорогой. Он не требует снижения интенсивности и скорости движения транспорта в период проведения работ, т.к. Все работы выполняются без нарушения земляного полотна и верхних покрытий или строений дороги.

Бестраншейный способ прокладки кожухов может осуществляться следующими методами:

1)      прокалыванием

2)      продавливанием

)        горизонтальным бурением.

Для нашего проекта мы выбираем метод прокалывания. Методы прокалывания применяют для прокладки защитных кожухов диаметром до 426 мм в суглинистых и глинистых грунтах, не содержащих твердых включений.

При этом прокладывается труба-кожух, снабженная специальным наконечником, вдавливается в грунт под воздействием напорных усилий.

Наружный диаметр наконечника на 20 - 50 мм больше диаметра прокладываемого кожуха, благодаря чему между стенкой скважины и кожухом создается некоторый зазор снижающий силу трения при движении трубы-кожуха в грунте.

Схему проведения работ по прокладке кожухов прокалыванием изображена на чертеже формата А1.

Установка состоит из гидродомкрата, который соединен трубками высокого давления с насосной станцией, расположенной на поверхности земли вблизи рабочего котлована. Труба-кожух устанавливается на горизонтально направляющую раму, которая через шпалы опирается на дно рабочего котлована, имеется приемок для стока грунтовых и дождевых вод.

Прокладка кожухов прокалыванием при помощи гидродомкрата гидродомкратной установкой осуществляется звеньями следующим образом: подготовленное для прокладки первое звено кожуха с укреплением на нем конусным наконечником опускают на направляющих раму и продвигают вперед до упора в переднюю стенку котлована. На втором конце звена кожуха устанавливается торцевая нажимная заглушка, в которую упирается шток гидродомкрата.

Нажимное усилие гидродомкрата через торцевую нажимную заглушку передается на торец прокладываемого кожуха, в результате чего он движется вперед и входит в грунт на некоторую часть свой длины.

Длина заглубления кожуха за первый цикл значительно меньше длины хода штока, т.к. во время первого цикла, прежде всего, устраняются зазоры, допущенные при монтаже оборудования, и осадка упорной стенки за счет упругой деформации грунта.

После первого цикла шток гидродомкратавместе с нажимной заглушкой возвращается в исходное положение, а в образовавшийся просвет между заглушкой и торцом кожуха вставляется первый нажимной патрубок длиной 1 м.

Переключив гидродомкрат на рабочий ход, поводят второй цикл. После второго цикла вместо первого патрубка вставляют двухметровый патрубок и совершают третий цикл и т.д.

Когда первое звено кожуха войдет в грунт почти на всю длину и торцевой конец окажется над приемом для сварки, нажимные патрубки убирают и на направляющие укладывают второе звено кожуха. Концы первого и второго звеньев центрируют и сваривают.

Порядок операций по проколу и наращиванию звеньев повторяется до тех пор, пока лобовой конец первого звена кожуха не выйдет в приемный котлован.

Нажимное усилие, необходимое для продвижения в грунте прокладываемого кожуха, можно определить по следующей формуле:

 Н (3.7)

где R_{с -} радиус сечения скважины, м;

σ_упл - сопротивление грунта уплотнению, Н/м²;_о - пористость грунта до прокалывания;- ускорение свободного падения, м²/с;_к - масса 1 м трубы-кожуха, кг;_с - длина скважины (проходки), м.

Значения величин n_о, f, σ_упл для разных грунтов приведенены в таблице № 8.

Таблица № 8

3.3 Холодная врезка в магистральный газопровод

Врезка отводов в магистральные трубопроводы производиться при помощи устройства, позволяющего производить работы без остановки перекачки при рабочем давлении в трубопроводе до 6,4 МПа.

Комплекс работ по врезке в существующий газопровод под давлением с применением огневых работ выполняет специализированная бригада. Подготовка газопровода к врезке выполняется подразделение предприятия, эксплуатирующего газопровод. На огневые работы под давлением составляется наряд - допуск. Специализированная бригада должна пройти подготовку и аттестацию на выполнение работ по сварке и врезке с применением специального оборудования.

До начала производства работ по врезке необходимо провести обследование участка газопровода, где планируется врезка. Определяется глубина заложения газопровода, расположение продольной оси, отмечается колышками, устанавливаемыми через 50 м, и знаками высотой 1,5-2,0 м с указанием фактической глубины заложения, устанавливаемыми в пределах видимости на прямых участках трассы не более чем через 50 м, в местах пересечения с отводом. Определить положения газопровода вертикальной (глубины заложения) и горизонтальной (в плане) плоскостях.

Работы по врезке под давлением с применением сварки на газопроводах разрешается производить только при известном химическом составе металла трубы в месте врезки. В месте монтажа узла врезки не допускается наличие поверхностных и внутренних дефектов (расслоений, трещин, раковин и др.).

Перед проведением работ по контролю качества металла очистить поверхность трубы, находящейся под давлением, на всю длину участка врезки газопровода в котловане от остатков грунта, изоляции. Очистку производить только вручную, либо пескоструйными установками, скребками, щетками, либо другими инструментами безударного действия. Определить и наметить мелом места врезки и установки узлов врезки.

Производить контроль качества металла трубы в месте монтажа узла врезки ультразвуковым методом.

Замерить толщину стенки трубы на расстоянии порядка 100 мм по обе стороны окружности места приварки.

Сборка и сварка стыков производится согласно требованиям СН 111-42-80 и ВСН 006-89.

Требования к сварным соединениям, выполняемым на газопроводе под давлением:

кольцевые сварные швы при варке накладки, разрезного тройника, муфты и основной трубы выполняется с обязательным положением на тело трубы наплавленного слоя шва.

глубина проплавления стенки основной трубы при положении корневого и наплавленного слоев сварного шва должны быть 2,4 мм, но не более 40% от толщины стенки трубы.

при положении продольных сварных швов приварки половик разрезного тройника (муфты) между собой глубина проплавления должна быть равна толщине стенки тройника (муфты).

Проплавление стенки основной трубы не допускается.

Параметры сварочного процесса устанавливаются в соответствии с основными требованиями по обеспечению безопасности и качества работ:

недопущение прожога стенки трубы;

недопущение растрескивания металла в зоне термического влияния вследствие охлаждения потока и газа и водородного растрескивания.

Приварку узлов врезки на действующем газопроводе под давлением следует вести с обязательным предварительным нагревом свариваемых поверхностей.

Предварительный нагрев производится перед нанесением корневого наплавленного шва, а также каждого из последующих слоев, если температура участка шва, подлежащего к сварке, упала ниже минимального предела.

Контроль температуры предварительного нагрева свариваемых поверхностей производится с использованием контактных термометров и термокарандашей.

Температура предварительного нагрева свариваемых поверхностей для приварки узла врезки к телу газопровода должна быть 100ºС, не более 250 ºС.

Предварительный нагрев производится с использованием газовой горелки или электроиндукционных нагревателей.

Отклонения от номинальных размеров наружных диаметров и овальность труб не должны превышать пределов, обеспечивающих допустимый зазор при сварке узла врезки с поверхностью газопровода.

При превышении пределов отклонении в предполагаемом месте врезки место врезки сдвигается.

Запрещается на время производства работать на газопроводе врезной под давлением подъем давления на параллельных и пересекающих его нитках газопроводов.

Вскрытие газопровода, находящегося под давлением, и разработку котлована экскаватором следует производить при условии приближения режущих кромок зубьев ковша на расстоянии не ближе чем 0,5 м до образующей трубы газопровода со всех сторон, при этом ходовая часть и опорные элементы экскаватора не должны перемещаться непосредственно над газопроводом.

4. Охрана труда, техника безопасности, охрана окружающей среды

Газопровод высокого давления предназначен для транспортировки природного газа, который относится к взрывопожароопасным веществам, а по токсикологической характеристике - к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76 (вещества малоопасные). Природный газ не оказывает вредного воздействия на грунтовые воды, грунт или гумусовый слой. Неисправное оборудование, загазованные зоны могут быть очагом взрывов, пожаров, отравления (удушения) людей и животных.

Исходя из этой потенциальной опасности, проектом предусмотрены мероприятия обеспечивающие сохранность зданий, сооружений, системы газопроводов и безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта:

·   создание надежной герметичной системы трубопроводов, запорной арматуры и оборудования;

·   применение сертифицированных материалов и оборудования, отвечающих требованиям СНиП 2.04.08-87*, правил безопасности в газовом хозяйстве, техническим условиям и стандартам на изготовление;

·   размещение, прокладка газопроводов и производство строительно-монтажных работ согласно правил безопасности в газовом хозяйстве, СНиП 2.04.08-87*, СНиП 3.05.02-88* и других действующих нормативных документов;

·   защита сетей от превышения расчетного давления газа и прочих негативных воздействий;

·   применение приборов безопасности и автоматических отключающих устройств;

·   организация службы газового хозяйства и эксплуатация системы газоснабжения в соответствии с правилами безопасности в газовом хозяйстве.

4.1 Обеспечение техники безопасности при строительстве и эксплуатации газопровода-отвода "Рудный-Аманкарагай"

При строительстве и эксплуатации проектируемых систем газоснабжения (газопроводов) предусматривается выполнение требований "Правил охраны труда и техники безопасности в строительстве", "Правил безопасности в газовом хозяйстве РК" и других НТД, в части допуска персонала, организации работ, средств защиты, безопасности основного и вспомогательного производства, электрической и противопожарной безопасности.

ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СЕТЕЙ ГАЗОПРОВОДА

Создание безопасных условий труда рабочих, занятых прокладкой газопровода.

Соблюдение технических условий и норм, обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации газопровода.

Для создания безопасных условий труда при строительстве газопровода необходимо применять землеройные машины, грузоподъемные механизмы, очистные и изоляционные машины, машины для сварки труб и др., необходимо обучать рабочих правилами безопасности при обслуживании машин и механизмов, правильно организовать работы, технический надзор и т.д.

Все работники, прокладывающие газопровод, помимо общих требовании техники безопасности, должны знать и соблюдать правила безопасности, касающиеся каждого выполняемого процесса.

Персонал, обслуживающий грузоподъемные механизмы, подконтрольные АРК ЧС, должен быть обучен и аттестован в присутствии представителя местных органов Агентства по чрезвычайным ситуациям на знание "Правил устройств и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов", утвержденных 21.04.94.

Такелажные приспособления (канаты, тросы, стропы, цепи) и грузоподъемные механизмы (тали, лебедки, краны) перед работой должны быть проверены и снабжены бирками или клеймами с датой проведенного испытания и указанием о допустимой нагрузке. Если нагрузка превышает грузоподъемность этих приспособлений и механизмов, то их применять нельзя.

При использовании сосудов работающих под давлением персонал обязан соблюдать Правила устройства и безопасной эксплуатации, утвержденные 21.04.94.

Электрооборудование, применяемое во взрывоопасных установках (электродвигатели, аппараты, светильники и т.д.), должно быть взрывозащищенным и соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси, что должно подтверждаться соответствующими сертификатами (паспортом)

ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ (ГАЗОПРОВОДОВ).

В соответствии с "Правилами безопасности в газовом хозяйстве РК и другими вышеуказанными законодательными актами и нормативно-техническими документами, эксплуатирующая организация разрабатывает мероприятия по охране труда и технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварийных, травмоопасных и других чрезвычайных ситуаций, в которых предусматривается:

·   инструктивное обеспечение персонала населения и объектов;

·   медосмотр персонала и обеспечение средствами индивидуальной и коллективной защиты;

·   содержание территории, помещений, объектов, рабочих мест;

·   безопасная эксплуатация и охрана трубопроводного и газового оборудования;

·   средства аварийной защиты;

·   безопасная эксплуатация грузоподъемных механизмов и сосудов, работающих под давлением;

·   пожарная безопасность;

·   ограничение вредного воздействия опасных и вредных факторов на людей и мониторинг окружающей среды;

·   информация персонала, органов управления, населения о состоянии технической безопасности системы газоснабжения.

Во время эксплуатации газового хозяйства необходимо организовать контроль за исправным состоянием газовых сетей и газового оборудования, инструмента, приспособлений, а также за наличием предохранительных и индивидуальных средств, обеспечивающих условия труда.

Не допускать эксплуатацию систем газоснабжения, а также выполнения всякого рода ремонтных газоопасных работ, если дальнейшее производство работ сопряжено с опасностью для жизни работающих.

Не допускать работников, не имеющих удостоверений и прав к обслуживанию газового хозяйства.

Работающие должны обеспечиваться спецодеждой, спецобувью, индивидуальными средствами защиты, и им должны представляться другие льготы в соответствии с действующими нормами.

План действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуации составляется в соответствии с инструкцией РД 39-22-272-79 и предусматривает гарантии и действия производственного персонала, населения по их безопасности; задействование дублирующих систем производственных процессов; отключение аварийного участка трубопровода, оборудования; локализацию и ликвидацию аварийной ситуации.

Производственное газовое оборудование, узлы, предусматриваемые проектом, обеспечивают безопасность работающих при монтаже (демонтаже) и эксплуатации в составе технологических комплексов при соблюдении требований предусмотренных эксплуатационной документацией.

Эксплутационная документация должна устанавливать требования, которые исключают создание опасных (в том числе взрыво - пожаровзрывоопасных) ситуаций при монтаже (демонтаже), вводе в эксплуатацию и эксплуатации производственного оборудования, а также содержать требования, определяющие необходимость использования не входящих в конструкцию средств и методов защиты персонала.

.2 Мероприятия, уменьшающие и исключающие воздействия на окружающую природную среду

1.      При строительстве.

Уменьшение и исключение отрицательных воздействий на окружающую среду при производстве строительно-монтажных работ в значительной мере зависит от соблюдения правильной технологии и культуры строительства и выполнения норм и правил производства работ.

В целях охраны окружающей природной среды строительно-монтажная организация обязана неукоснительно выполнять следующие основные условия:

до начала развертывания строительства необходимо решить вопросы обустройства и размещения персонала - строителей, техники, оборудования, строительных материалов и конструкций, пунктов технологического обслуживания, заправки и ремонта техники в соответствии с нормами и правилами, регламентирующими данные положения и исключающие возможный ущерб окружающей среде. Конкретные места и условия дислокации своих подразделений генподрядчик определяет при разработке проекта производства работ и согласовывает его со всеми заинтересованными организациями и юридическими лицами в установленном порядке. После завершения строительства, генподрядчик приводит данную использованную территорию в первоначальное состояние и сдает по акту землепользователем.

обязательное соблюдение границ территорий, отводимых для строительства;

слив ГСМ в местах базирования строительной техники производить только в местах, исключающих загрязнения окружающей среды;

установка на строительной площадке (по трассе), на территории жилгородка и стоянке машин и механизмов, специальных контейнеров для бытовых, производственных и строительных отходов и мусора с целью предотвращения загрязнения площадки трассы. По мере их заполнения осуществляется вывоз в места согласованные строительной организацией с местной санэпидемиологической станцией и землепользователями.

регулировка двигателей машин и механизмов, используемых при производстве строительно-монтажных работ с целью уменьшения выбросов вредных веществ в атмосферу с отработанными газами;

использование только специальных, предназначенных для данной цели машин, механизмов, строительных конструкций и материалов, приспособлений и установок;

засыпка, уплотнение и последующая планировка всех искусственно созданных в процессе выполнения строительно-монтажных работ выемок, приведенные в первоначальное состояние нарушенного почвенно-растительного покрова и элементов благоустройства населенного пункта;

отвозка в специально отведенные для этих целей место строительного мусора и производственных отходов;

строгое соблюдение и выполнение проектных решений по производству земляных работ;

строгое соблюдение правил противопожарной безопасности при производстве строительно-монтажных работ в бытовых и административных помещениях.

.        При эксплуатации.

Для исключения возможного вредного воздействия на окружающую среду проектом предусмотрено:

создание герметичной трубопроводной системы, оборудования и запорной арматуры исключающие утечки газа;

применение сертифицированных материалов и оборудования, обеспечивающих безопасную подачу газа;

выполнение строительно-монтажных работ, испытания на прочность и плотность составления проектной документации и сдача в эксплуатацию согласно требований СНиП II - 42 - 80.

защита газопроводов, оборудования и всех конструкций от атмосферной коррозии;

охрана, опознавательная окраска и маркировка систем снабжения и трубопроводов;

секционирование газопровода запорными устройствами, обеспечивающими быстрое отключение аварийного участка и сводящими к минимуму возможные аварийные выбросы;

защита газопровода от превышения расчетных рабочих давлений (предохранительно-спускные клапаны АГРС и т.п.).

Организация, эксплуатирующая газопровод в целях охраны окружающей среды обязана:

производить систематический осмотр и обслуживание систем газопровода, предусматривающие утечки газа в атмосферу;

регулировать и контролировать любую деятельность вдоль трассы газопровода с недопущения его повреждения и обеспечения нормального к нему доступа;

при выполнении производственной деятельности не допускать загрязнения и нарушения почвенно-растительного слоя, применяя для этого соответствующую оснастку и приемы работ.

Выводы:

Строительство и эксплуатация газопровода-отвода "Рудный-Аманкарагай" при соблюдении всех условий и требований, отраженных в настоящем проекте и регламентированных проектных решениях не окажет негативного воздействия на окружающую среду.

5. Технико-экономические показатели проекта

Капитальные вложения.

Сметная стоимость строительства нового участка газопровода от отвода Карталы-Костанай до с. Аманкарагай определена сметно-финансовым расчетом.

Капитальные затраты на строительство газопровода линейной части и ЭХЗ приведены в таблице № 5.1.

Таблица № 5.1

Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы состоят из:

o   фондов заработной платы;

o   социальных отчислений;

o   амортизационных отчислений;

o   затрат на электроэнергию;

o   расходов на охрану труда;

o   прочих расходов.

Фонд зарплаты. Списочная численность рабочих, занятых на строительно-монтажных работах определена на основании исходных данных подрядчика и нормативов на отдельные виды работ.

Потребность в кадрах приведена в таблице 5.2

Таблица 5.2

Фонд зарплаты рассчитывается по формуле:

 (5.1)

где Зп_общ - общая заработная плата за всех работников.

Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды - 35,8% от фонда заработной платы:

 (5.2)

Амортизационные отчисления

Сумма амортизационных отчислений рассчитывается по каждому объекту отдельно как произведение суммы основных фондов на соответствующий коэффициент амортизационных отчислений. Для линейной части газопровода амортизационные отчисления составляют 3%, для ЭХЗ - 5%.

Сумма амортизационных отчислений составляет:

 (5.3)

где К_ЛЧ, К_ЭХЗ - капитальные затраты соответственно линейной части газопровода и ЭХЗ.

Затраты на электроэнергию

Рассчитываются по формуле:

 (5.4)

где Р - мощность, потребляемая объектами;

Т - тариф за 1 кВт

Расходы на охрану труда

Расходы на охрану труда составляют 15% от фонда заработной платы:

 (5.5)

Прочие расходы

Составляют 25% от суммы эксплуатационных затрат:

 (5.6)

Все эксплуатационные расходы сводим в таблицу 5.3.

Таблица 5.3

Основные технико-экономические показатели

Себестоимость транспорта газа

 (5.7)

где И - эксплуатационные расходы;

Q_ТР - годовая потребность газа данного района.

Фондоемкость

Это показатель использования основных фондов, выражается в стоимости основных фондов, отнесенных к объему транспорта газа в натуральном выражении:

 (5.8)

Фондоотдача

Это показатель, обратный фондоемкости:

Объем транспорта газа в натуральном выражении, отнесенный на один тенге стоимости основных фондов;

 (5.9)

Фондовооруженность работников средствами труда

Определяется как отношение стоимости основных фондов к численности работников, занятых на строительстве газопровода:

 (5.10)

Прибыль

Это комплексный показатель, зависящий от установленной на рынке сбыта цены. Оптовая цена газа составляет 2900 тг. /1000м³, розничная цена газа для населения составляет 6600 тг. /1000м³, для коммерческих предприятий 9500 тг. /1000м³.

Прибыль за год определяется по формуле:

 (5.11)

где Ст - стоимость товарной продукции на месте реализации, определяется по формуле:

 (5.12)

Со - стоимость покупного газа для предприятия транспортирующего газ определяется из выражения:

 (5.13)

И - эксплуатационные расходы.

Коэффициент экономической эффективности

 (5.14)

Рентабельность

Показатель доходности предприятия, определяется как отношение прибыли к стоимости основных и оборотных фондов.

 (5.15)

Срок окупаемости капитальных вложений

 (5.16)

Приведенные затраты

Это показатель сравнительной эффективности капитальных вложений, определяется по формуле:

 (5.17)

где К - капитальные вложения;

Е_Н - нормативный коэффициент, равный 0,15;

И - эксплуатационные расходы.

Основные технико-экономические показатели по проекту свели в таблицу 5.3 и вывели на лист формата А1.

Таблица 5.3 - Основные технико-экономические показатели проекта