Реконструкция газораспределительной станции с полной заменой оборудования и трубопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Техническая часть

1.1 Генеральный план Семилукской ГРС

1.2 Архитектурно строительное решение

1.3 Технологическая схема ГРС

1.4 Технологические решения по ГРС

1.5 Гидравлический расчет

2. Инженерные сети и системы

3. Структура систем автоматического управления

3.1 Автоматизация и телемеханизация

3.2 Структура систем телемеханики, основные функции и задачи

4. Безопасность и экологичность

5. Экономическая часть

Заключение

Список литературы

Приложения

Введение

Энергетической стратегией России определены следующие основные стратегические цели развития газовой промышленности: стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ; развитие Единой системы газоснабжения (ЕСГ) и ее расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны; совершенствование организационной структуры газовой отрасли. В настоящее время доля газа в энергетическом ресурсе России составляет около 50%. Важным элементом действующей газотранспортной системы являются газораспределительные системы. ОАО «Газпром» по состоянию на 01.01.2004 г. эксплуатирует 3764 газораспределительные станции (ГРС), из них на балансе ОАО «Газпром» находятся 3441 ед., на балансе сторонних организаций - 323 ед. Степень загрузки ГРС составляет 31,8%. Проектная производительность - 175229,59, фактическая - 54668,21 нм/ч. Более трети станций (1309 ед.) находится в эксплуатации свыше 20 лет. Текущее состояние ГРС, как и других объектов магистральных газопроводов, характеризуется рядом негативных тенденций: старением основных фондов, низкой эффективностью использования оборудования и газопроводов, увеличением риска уровня отказов и др. В связи с вышесказанным становиться понятна значимость работ по реконструкции ГРС. Такие работы должны быть выполнены в максимально сжатый срок с высоким качеством, поскольку существующие ГРС функционируют в составе распределительных систем газоснабжения. Газотранспортными обществами ОАО «Газпром» при проведении реконструкции действующих ГРС и ремонтно-восстановительных работ внедряются новые технические решения:

- привязка блочно-комплектных ГРС полной заводской готовности производства, что сокращает сроки монтажа и наладки, а также уменьшает площадь застройки, отводимую под ГРС;

- применение компактных систем осушки газа производства для подготовки импульсного газа для приводов шаровых кранов узлов редуцирования и переключения;

- применение регулируемых опор условным диаметром 400 мм и более с целью исключения «провисания» трубопроводов в процессе эксплуатации из-за просадки фундаментов опор;

- газоснабжение потребителей по временной схеме с подключения на байпасе ГРС блока редуцирования с применением регуляторов типа РДО-1 (до 70 тыс. нм/ч), ДКД-300 (свыше 70 тыс. нм/ч);

- применение современных композитных материалов с целью уменьшения уровня шума ГРС;

- комплексный подход к капитальному ремонту (технологическое оборудование, контрольно-измерительные приборы, метрология, благоустройство и т.д.) с применением мини ГРС для бесперебойной подачи газа потребителям;

- замена блочных операторных на отдельные здания с обеспечением необходимых условий для работы операторов и систем автоматизации, выделение помещений для ремонта оборудования и складирования, применение телемеханики на газопроводах собственных нужд (контроль давления на входе и выходе шкафовых распределительных пунктов (ШРП), сигнализация загазованности в помещении котельной, операторной), вынос ШРП, газораспределительных устройств собственных нужд из залов редуцирования.

Компоновка технологического оборудования в утепленных блок-боксах обеспечивает удобный доступ для обслуживания и ремонта. Конструктивное исполнение отдельных узлов станции (узел переключений, узел редуцирования, узел очистки и т.д.) дает возможность их самостоятельного использования при реконструкции и капитальном ремонте действующих ГРС с размещением, как в блок-боксах, так и в стационарных зданиях.

В соответствии с озвученными требованиями выполнен настоящий дипломный проект в котором в достаточной мере отражены вопросы по замене основного и вспомогательного оборудования, проработаны экономические вопросы и вопросы организации проведения робот по реконструкции оборудования, рассмотрены вопросы связанные с безопасностью персонала и защитой окружающей среды от воздействия оборудования ГРС.

1. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Качественная подготовка газа к транспорту на подземных хранилищах газа является одной из важных проблем газовой промышленности. От надежной, правильно организованной технологии подготовки газа на подземном хранилище газа (ПХГ) зависит обеспечение бесперебойной подачи газа в магистральные газопроводы.

Существующие здания и сооружения ПХГ находятся в эксплуатации с 1960 года, физически изношены и морально устарели.

Модернизация, реализация технического перевооружения позволит обустроить и эксплуатировать на современном уровне. При техническом перевооружении планируется максимальное использование существующей технической инфраструктуры .

В дипломной работе изложены принципиальные решения генерального плана по проекту технического перевооружения, основные технологические решения и схемы, компоновочные решения проектируемых и реконструируемых зданий, а также приведен перечень аналогов применяемого основного технологического и инженерного оборудования. Согласование основных направлений технического перевооружения, представленных в работе, позволит оценить уровень и объем конечной продукции - проекта «Реконструкции и модернизация и технологических процессов на Семилукской ГРС» и свести к минимуму корректировки на завершающей стадии проектирования.

В данном разделе описываются основные технические и технологические параметры применяемого оборудования при разработке проектной документации для реконструкции ГРС

Блок очистки газа. Блок очистки газа на ГРС позволяет предотвратить попадание механических примесей и конденсата в оборудование, в технологические трубопроводы, в приборы контроля и автоматики станции и потребителей газа. Импульсный и командный газ автоматического регулирования и управления должен быть осушен и дополнительно очищен в соответствии с ОСТ 51.40--83.Для очистки газа на ГРС применяют пылевлагоулавливающие устройства различной конструкции, обеспечивающие подготовку газа в соответствии с действующими нормативными документами по эксплуатации. Главное требование к блоку очистки газа -- автоматическое удаление конденсата в сборные емкости, откуда он по мере накопления вывозится с территории ГРС. Этот блок должен обеспечить такую степень очистки газа, когда концентрация примеси твердых частиц размером 10 мкм не должна превышать 0,3 мг/кг, а содержание влаги должно быть не больше величин, соответствующих состоянию насыщения газа. Наибольшая трудность при очистке газа образование гидратов углеводородных газов: белых кристаллов, напоминающих снегообразную кристаллическую массу. Твердые гидраты образуют метан (их формула 8СН446Н20 или СН2-5,75Н20) и этан (8С2Н6-46Н20 или С2Нб'5,75Н20); пропан образует жидкие гидраты (8СзН8-136Н20 или СзН8-17Н20). При наличии в газе формируются как твердые, так и жидкие гидраты. Гидраты - нестабильные соединения, которые при понижении давления и повышении температуры легко разлагаются на газ и воду. Они выпадают при редуцировании газа, обволакивая клапаны регуляторов давления газа и нарушая их работу. Кристаллогидраты откладываются и на стенках измерительных трубопроводов, особенно в местах сужающих устройств, приводя тем самым к погрешности измерения расхода газа. На ГРС малой пропускной способности для очистки газа от механических примесей применяют висциновые фильтры (рис. 1) Такой фильтр состоит из корпуса, внутри которого смонтирована кассета (насадка), заполненная кольцами Рашига. Эти кольца бывают металлические и керамические. В основном применяют металлические размером 15x15x0,5 мм. Кольца Рашига смазывают висциновым маслом по ГОСТ 7611--55 (60% цилиндрового масла плюс 40 солярового).



Рис.1.Висционный фильтр Dу700

1-патрубок входной; 2-корпус фильтра; 3-перфорированная сетка; 4-люк загрузочный; 5-засыпка;6-щтуцер; 7-патрубок выходной; 8-люк разгрузочный; 9-отбойный лист.

Принцип работы висцинового фильтра следующий: частички механических примесей, попадая с потоком газа в фильтр, проходят через смоченные висциновым маслом кольца Рашига, меняя свое направление, и прилипают к поверхности колец. Как только перепад давления газа на входе в фильтр и на выходе из него возрастает, что свидетельствует о загрязненности насадки, кольца фильтра очищают паром, промывают содовым раствором, после чего их смазывают чистым висциновым маслом. Процесс очистки и восстановления работоспособности висцинового фильтра весьма трудоемок, так как осуществляется вручную. Частые очистка и восстановление работоспособности фильтра обусловлены тем, что масляная активная пленка с колец Рашига быстро растворяется и смывается конденсатом, находящимся в природном газе. Висциновые фильтры предназначены для очистки газа только от механических примесей, так как их конструкция не позволяет оборудовать фильтры автоматическим сбросом конденсата в подземную емкость.

Блок подогрева газа. Наибольшие трудности при редуцировании газа возникают из-за образования гидратов, которые в виде твердых кристаллов оседают на стенках трубопроводов в местах установки сужающих устройств, на клапанах регуляторов давления газа, в импульсных линиях контрольно-измерительных приборов (КИП). Наиболее благоприятны для образования гидратов падение температуры и давления, что влечет за собой уменьшение как упругости водяных паров, так и влагоемкости газа, в результате чего происходит образование гидратов. В качестве методов по предотвращению гидратообразования применяют общий или частичный подогрев газа; местный обогрев корпусов регуляторов давления и ввод метанола в коммуникации газопровода. Огневые подогреватели одинаковы по конструкции , отличаются техническими данными. Основные элементы этих подогревателей: огневая камера (состоит из основания, боковых и торцевых стенок, крышки), змеевик, горелка, байпасная линия, установка термобаллонов, контрольно-запальное устройство, дымовая труба, блок автоматики контрольно-запального устройства и автоматика регулирования (включает в себя отсекатель, фильтр, регулятор давления, регулятор температуры, сбросной и электромагнитный клапаны, терморегулятор). В керамзитобетонном основании (рис. 2) огневой камеры находится наклон-ная горелочная щель, служащая стабилизатором горения газа. Подощелевая горелка, расположенная под основанием огневой камеры в горелочной щели, представляет собой трубу с огневыми отверстиями по ее образующей. Пламя направляется на боковую радиационную стену, которая, раскалившись, излучает тепло, нагревающее змеевик. Часть змеевика, расположенная в верхней части огневой камеры, нагревается теплом отходящих газов. Краны служат для отключения змеевика подогревателя на летний период или для ремонтных работ. Газ в этом случае, минуя змеевик, проходит по байпасному газопроводу.

Рис.2. Огневой подогреватель газа ПГА-5

1- основание огневой камеры; 2- горелка; 3- горелочная щель; 4 - контрольно-запльное устройство; 5- радиационная часть змеевика; 6- боковые стенки подогревателя; 7- конвективная часть змеевика; 8 - крышка; 9- дымовая труба; 10- шибер.

Автоматика регулирования и защиты размещена на сварной раме и закрыта кожухом. В дымовой трубе расположен шибер, с помощью которого можно регулировать тягу в разные периоды года.

Ниже приведена техническая характеристика подогревателей ПГА-5.

Техническая характеристика огневых подогревателей газа ПГА-5

Номинальная тепловая производительность, Мкал/ч	29
Давление газа, кгс/см подогреваемого работопливного на входе	3-12
Расход газа, м'/ч: подогреваемого номинальны	5000
топливного при QHp = 8575 ккал/ч	4
Перепад температуры, ° С, подогреваемого газа при номинальном расходе	15
Напряжение питания электромагнитного клапана и блока контроля пламени и зажигания. Вт:
ток постоянный	12±10%
ток переменный	220±10%
Максимальная потребляемая мощность блока контроля пламени и зажигания, Вт	24
Габаритные размеры, мм	2200x1580x1836
Масса, кг	2500

Температуру газа на выходе из подогревателя в заданных пределах от 5 до 60° С поддерживают с помощью терморегулятора. Терморегулятор Термометрическая система его состоит из баллона и сильфона, заполненных жидкостью с большим коэффициентом теплового расширения. Изменение температуры газа на выходе из подогревателя ведет к изменению в термосистеме объема и давления жидкости. При этом сильфон сжимается или разжимается, перемещая шток, который связан с большим и малым фигурными рычагами отсекателя. Малый фигурный рычаг поднимает или опускает клапан терморегулятора. Если температура газа выше заданной на выходе из подогревателя, жидкость в термосистеме расширяется и сжимает сильфон. Вследствие этого шток, преодолевая усилие пружины, поднимается вверх, освобождая конец большого фигурного рычага, что в свою очередь ведет к освобождению клапана, который касается на седло и закрывает проход топливного газа к горелкам.

Блок редуцирования. Предназначен для снижения высокого входного давления газа Р = 12/75 кгс/см до низкого выходного В вых= 3/12 кгс/см и автоматического поддержания заданного давления на выходе из узла редуцирования, а также для защиты газопровода потребителя от недопустимого повышения давления. Блок редуцирования состоит из двух линий (ниток) редуцирования: рабочей и резервной. Обе линии имеют одинаковое оборудование: последовательно установленные входной пневмоприводной запорный кран, резервный регулятор давления газа, рабочий регулятор и выходной запорный кран с ручным или пневматическим (пневмоприводом) приводом. При повышении давления газа на выходе из блока редуцирования в работу включается резервный регулятор. В качестве регуляторов давления газа применяют РД-64 являются агрегатами новой модификации. Регуляторы давления газа типа РД-64. На ГРС с расходом газа от х25000 м /ч и более применяют регуляторы давления РД-50-64, являющиеся статическими, прямого действия, работающими без использования постороннего источника энергии. Все перечисленные типоразмеры регуляторов РД-64 одинаковой конструкции. Основными элементами их являются регулирующий орган и мембранно-исполнительный механизм. Регулятор состоит из литого стального корпуса с верхним и нижним седлами. Дросселирование осуществляется тарельчатым плунжером (затвором), который изменяет открытие верхнего седла при перемещении штока, соединенного с жесткими дисками мембраны. Подвижная система перемещается в направляющей втулке и цилиндре нижнего седла. Для создания и поддержания давления в надмембранной камере регуляторов РД-50-64, РД-80-64 и РД-100-64, соответствующего выходному давлению, используется двухступенчатый редуктор-задатчик ВР-1, который питается газом от входного газопровода. Настройку на давление от 1,5 до 10 кгс/см осуществляют с помощью редуктора ДР-2, на давление от 12 до 16 кгс/см -- редуктора ВР-1; контроль за настройкой регулятора -- по манометру при открытом кране. Затвор (тарельчатый плунжер) имеет отверстие для разгрузки его от давления газа при любом положении. Импульс выходного давления подводится в подмембранную полость регулятора по стальной трубке Dy= 15 мм и отверстию. Точку отбора импульса на газопроводе располагают не менее чем в 2,5 м после выхода из запорного устройства.

Рис. 3. Регулятор высокого давления прямого действия типа РД-64

1-затвор; 2- корпус; 3- мембранный привод; 4- манометр; 5- двухступенчатый редуктор-задатчик; 6- шток; 7- седло.

Регулирующий орган имеет два седла, закрепленных в корпусе регулятора, и золотник. Мембранно-исполнительный механизм состоит из мембранного узла, содержащего мембрану, зажатую между двумя дисками, на которых закреплен шток золотника. Для уплотнения штока и клапана применяют резиновые кольца. Процесс регулирования давления протекает следующим образом: в надмембранной камере редуктора создается постоянное давление, равное регулируемому на выходе из регулятора. Если давление на выходе из регулятора меньше заданного, то сила, действующая на мембрану сверху, превышает таковую снизу. Узел чувствительного элемента, связанный с мембраной, перемещаясь вниз, увеличивает проходное сечение регулятора. В результате количество протекающего газа возрастает, а давление на выходе из регулятора восстанавливается до заданного. Если же выходное давление превышает заданное, чувствительный элемент, перемещаясь вверх, уменьшает проходное сечение регулятора, восстанавливая таким образом давление на выходе из регулятора до заданного.Подвижная система регулятора уравновешена, что достигается воздействием давления газа со стороны входа на золотник как сверху, через верхнее седло, так и снизу, на стенки пологого стакана золотника.

Пропускная способность редукторов (по воздуху), м3/ч: ДР-2 -- не менее 10 (при Рвых = 10 кгс/см , давление после первой ступени 6, после второй -- 1 кгс/см ); РВД-1 -- не менее 16 (при Рт = 10 и Рвых= 3,5 кгс/см2); РНД-1 -- не менее 10 (при Рш = 6 и Рвых = 1 кгс/см ). Регулятор давления газа типа РД-64 монтируют вертикально (мембранным приводом вверх) между двумя отключающими кранами или задвижками на горизонтальном газопроводе в месте, доступном для осмотра (рис. 3). Направление потока газа должно совпадать с направлением стрелки на корпусе. Обвязка регулятора выполняется стальными цельнотянутыми трубками с толщиной стенки не менее 3 мм, вентилями и соединительными фитингами, рассчитанными на рабочее давление 55 кгс/см .Участок трубопровода, предназначенный для монтажа регулятора типа РД-64, должен иметь диаметр условного прохода не менее Dy регулятора; длина прямых участков трубопроводов до и после регулятора -- не менее 1 м; расстояние от пола помещения редуцирования до нижней образующей регулятора -- не менее 0,3 м. Наблюдение за регулируемым давлением ведут по показаниям манометра, установленного на линии подвода этого давления непосредственно у регулятора. Для обслуживания регуляторов типа РД-64 в здании редуцирования должна быть предусмотрена металлическая площадка с лестницами и перилами, а для монтажа и демонтажа регулятора -- кран-балка грузоподъемностью 0,5--1 т. 40Пропускная способность редукторов (по воздуху), м3/ч: ДР-2 -- не менее 10 (при Рвых = 10 кгс/см , давление после первой ступени 6, после второй -- 1 кгс/см ); РВД-1 -- не менее 16 (при Рт = 10 и Рвых= 3,5 кгс/см2); РНД-1 -- не менее 10 (при Рш = 6 и Рвых = 1 кгс/см ).Регулятор давления газа типа РД-64 монтируют вертикально (мембранным приводом вверх) между двумя отключающими кранами или задвижками на горизонтальном газопроводе в месте, доступном для осмотра. Направление потока газа должно совпадать с направлением стрелки на корпусе. Обвязка регулятора выполняется стальными цельнотянутыми трубками с толщиной стенки не менее 3 мм, вентилями и соединительными фитингами, рассчитанными на рабочее давление 55 кгс/см .Участок трубопровода, предназначенный для монтажа регулятора типа РД-64, должен иметь диаметр условного прохода не менее Dy регулятора; длина прямых участков трубопроводов до и после регулятора -- не менее 1 м (рис. 19); расстояние от пола помещения редуцирования до нижней образующей регулятора -- не менее 0,3 м. Наблюдение за регулируемым давлением ведут по показаниям манометра, установленного на линии подвода этого давления непосредственно у регулятора. Для обслуживания регуляторов типа РД-64 в здании редуцирования должна быть предусмотрена металлическая площадка с лестницами и перилами, а для монтажа и демонтажа регулятора -- кран-балка грузоподъемностью 0,5--1 т. 40 Регуляторы давления типа РД-25-64, РД-40-64. Предназначены для автоматического регулирования давления газа «после себя» на объектах магистральных газопроводов высокого давления (ГРС, установках очистки и осушки газа, газовых промыслах и др.). Регуляторы -- статические, прямого действия, работают без использования постороннего источника энергии.

Блок одоризации газа. Для своевременного обнаружения утечек газа в соединениях газопровода, в сальниках запорной и регулирующей арматуры, в соединениях контрольно-измерительной аппаратуры и т. д. к природному газу необходимо добавлять вещества с резким неприятным запахом, называемые одорантом. В качестве такового применяют этилмеркаптан, пенталарм, каптан, сульфан и др., чаще всего - этилмеркаптан (CHSH), который представляет собой бесцветную прозрачную жидкость. Норма вводимого одоранта (этилмеркаптан) должна быть 16 г на 1000 м газа, приведенного к стандартным условиям. Газ, подаваемый промышленным предприятиям и электростанциям, по согласованию с потребителем и органами Ростехнадзора может не одорироваться. При наличии централизованного узла одоризации газа, расположенного на магистральном газопроводе, допускается не предусматривать узел одоризации газа на ГРС. Узел одоризации устанавливается на выходе станции после обводной линии. Подача одоранта допускается как с автоматической (основной режим работы), так и с ручной регулировкой. На ГРС необходимо предусматривать емкости для хранения одоранта. Объем емкостей должен быть таким, чтобы заправка их производилась не чаще одного раза в два месяца. В емкостях для хранения одоранта должны быть предусмотрены средства контроля его уровня. Заправка емкостей одорантом должна осуществляться только закрытым способом. Емкости хранения одоранта должны быть оборудованы системой контроля утечек одоранта. Технология утилизации оборудования одоризации газа должна предусматривать разработку согласованных с органами государственного надзора подготовительных мероприятий по демонтажу оборудования одоризации газа и последующей передаче для его утилизации.

Расчет объема емкости одоранта

Согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006 одной заправки емкости одоранта должно хватать на срок в течение двух месяцев эксплуатации. Суточный расход этилмеркаптана равен 420000 .

Расход одоранта за два месяца равен:

, (1)

где Q- расход одоранта за два месяца, м;

- суточный расход этилмеркаптана ;

t - время за сутки

N - срок заправки

Масса одоранта равна,

,кг (2)

где Q- расход одоранта за два месяца, м3;

Объема емкости хранения одоранта равен:

, м3

где - масса одоранта;

- плотность одоранта (принимаем = 840 ).

Отсюда следует, принимаем емкость, объем которой равен 11 .



Рис.4. Одоризационная установка капельного типа.1-4.6.8-12.14.15.6-расходная емкость;7=подземная емкость;13-уровномер;16-смотровое окно.

Блок переключения. Предназначен, во-первых, для защиты системы газопроводовпотребителя от возможного высокого давления, газа; во-вторых, для подачи газа потребителю, минуя ГРС, по байпасной линии с применением ручного регулирования давления во время ремонтных и профилактических работ станции. Блок переключения состоит из кранов (рис.5.) на входном и выходном газопроводах, обводной линии и предохранительных клапанов (рис. 6), как правило, их два: один рабочий, другой - резервный. Этот блок должен располагаться в отдельном здании или под навесом защищающем его от атмосферных осадков.



Рис.5. Шаровой кран с пневмоприводом

Между предохранительными клапанами ставят трехходовой вентиль, который всегда открыт на один из предохранительных клапанов. Между газопроводом и клапанами отключающая арматура не устанавливаться. Пределы настройки предохранительных клапанов должны превышать номинальное давление газа на 10%.Для сброса газа в атмосферу применяются вертикальные трубы (колонки, свечи) высотой не менее 5 м от уровня земли, которые выводят за ограду ГРС на расстояние не менее 10 м. Каждый предохранительный клапан должен иметь отдельную выхлопную трубу. Допускается объединение выхлопных труб в общий коллектор от нескольких предохранительных клапанов с одинаковыми давлениями газа.



Рис.6. Пружинный предохранительный клапан

1 - корпус; 2 - втулка (седло); 3 - упорный закрепляющий штифт; 4 - направляющее (регулирующее) кольцо; 5 - тарелка клапана; 6 - направляющая втулка; 7 - шток; 8 - пружина; 9 - устройство для подрыва клапана от руки; 10 - гайка для регулировки клапана.

Блок учета газа. Наибольшее распространение на ГРС получили следующие модификации дифманометров сильфонных самопишущих с приводом диаграммы от часового механизма: ДСС-710чН, ДСС-710чВ а также дифманометры с дополнительной записью давления и с приводом диаграммы от часового механизма: ДСС-712-2С, ДСС-734чН и ДСС-734чВ.



Рис.7 Дифманометр ДСС

а-схема самопишушего сильфонного дифманометра;

б-устройство сильфонного дифманометра

Ниже приведены технические данные дифманометров, применяемых на ГРС. Турбинный газовый счетчик (ТГС). Предназначен для измерения объема (при рабочих условиях) газообразных сред, кроме кислорода, в установках промышленных и коммунальных предприятий, а также для учета газа при коммерческих операциях. Принцип действия счетчика основан на использовании энергии потока газа для вращения чувствительного элемента -- турбинки. При взаимодействии потока газа с турбинкой последняя вращается в частотой, пропорциональной скорости (объемному расходу) измеряемого газа. Частота вращения турбинки подсчитывается отсчетным устройством, показывающим объем газа, прошедший через счетчик за время измерения. Выпускаются счетчики трех типоразмеров .

Ниже приведена техническая характеристика турбинных газовых счетчиков.

Уровнемеры градуируют с учетом плотности измеряемой и разделительной жидкости.

Измерение расхода газа. Одной из важнейших задач при транспортировке газа является измерение расхода газа, причем учет расхода газа на магистральных газопроводах необходим не только для коммерческих расчетов, но и как технологический параметр режима работы системы дальнего транспорта газа. Основным методом измерения количества транспортируемого природного газа является метод определения перепада давления на сужающих устройствах, в качестве которых используются разного рода измерительные диафрагмы, сопла, трубки Вентури и т. д. В качестве приборов определения расхода газа применяются и дифференциальные сильфонные самопишущие манометры (ДСС), и более современные микропроцессорные измерительные комплексы, например «Суперфлоу-2». Формула для определения расхода газа имеет вид:

где Qн- расход газа при нормальных условиях (рн = 1,0332 кгс/см2, Т = 293,15 К), м3/ч;

Р = Р1-Р2- перепад давления на диафрагме, кгс/см2;

Т- температура газа, К

К; z - коэффициент сжимаемости газа, характеризующий отличие реального газа от идеального;

а - коэффициент расхода сужающего устройства;

е - поправочный множитель на расширение измеряемой среды (коэффициент расширения);

рп- плотность газа при нормальных условиях;

d - диаметр отверстия диафрагмы, мм.

Перечень формул, а также таблицы и графики по которым определяются различные поправочные коэффициенты, входящие в формулы расчета газа приведены р. Правилах измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80. В этих Правилах также определены требования к исполнению и установке сужающих устройств, на участках трубопроводов, требования к установке дифманометров и т. д. Важнейшим преимуществом метода перепада давления является возможность поверки и аттестации первичных преобразователей расчетным путем по геометрическим данным сужающих устройств. Аттестация вторичных преобразователей производится стандартными методами. Принцип действия ДСС основан на зависимости между измеряемым перепадом давления и упругой деформацией винтовых цилиндрических пружин, сильфонов или торсионной трубки. С помощью системы рычагов эта зависимость преобразуется в показание стрелки самопишущего прибора. Микропроцессорные измерительные комплексы являются более современными, точными и надежными системами учета расхода газа. Общий вид измерительного трубопровода с диафрагмой и микропроцессорным измерительным комплексом приведен на рисунке. Стандартный измерительный комплекс («Суперфлоу-П») состоит из датчиков давления, перепада давления и температуры. Принцип действия комплекса основан на измерении перепада давления, давления, температуры и непрерывном автоматическом вычислении расхода и объема природного газа в соответствии с Правилами измерения расхода газа и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80.



Рис.8. Cтруктурная схема системы измерения расхода газа методом перепада давления

1-сужающее устройство; 2-датчик температуры; 3-датчик перепада давления; 4-датчик давления; 5-Суперфлоу-2;

Сигналы от датчиков поступают на входы 1-7 вычислителя. При помощи мультиплексора сигналы поступают на аналого-цифровой преобразователь (AD) и затем в центральный процессор (CPU). Процессор, выполняя команды, записанные в предварительно-программируемом запоминающем устройстве (EEPROM), обеспечивает автоматическое непрерывное определение и отображение показаний на жидкокристаллическом дисплее (LCD), вычисление расхода газа, дистанционную передачу показаний на компьютер, автоматическое фиксирование во времени и запоминание нештатных ситуаций, хранение и передачу месячных, суточных и часовых отчетов, ввод и запоминание параметров. Оперативное запоминающее устройство (RAM) служит для хранения результатов вычислений и промежуточных величин в процессе вычислений. Встроенная литиевая батарейка (3,2 В) обеспечивает хранение данных в оперативном запоминающем устройстве и ход часов реального времени (RTQ, в случае пропадания внешнего источника электроснабжения - в течение одного года.

Рис.9. Структурная схема стандартного измерительного комплекса «Суперфлоу-2: вх.1- вх.7 - аналоговые входы; MUX - мультиплексор; AD - аналого-цифровой преобразователь; CPU - центральный процессор; LCD - жидкокристалический дисплей; RAM - оперативное запоминающее устройство; EEPROM - предварительно- програмирующее запоминающее устройство; RTC - часы реального времени; Serial RS232C -последо-вательный; RS232C порт; CHIT - переносной терминал; Dnii - выходной сигнал

Собственный блок бесперебойного питания с аккумуляторами (емкостью 10 А-ч) обеспечивает нормальную работу вычислительного комплекса, в случае пропадания электроснабжения - в течение одного месяца.

Последовательный порт RS232C служит для приема и передачи данных с переносного терминала (CHIT) или компьютера. При помощи ручного терминала или персонального компьютера со специальным программным обеспечением в вычислитель вводятся постоянные параметры:

диаметр измеряемого трубопровода;

диаметр отверстия диафрагмы;

текущее время и дата;

время цикла измерения;

. тип отбора давления (фланцевый или угловой);

нормальная температура Ти, нормальное давление ра и переменные параметры (обычно один раз в сутки);

плотность измеряемого газа в нормальных условиях;

содержание азота и углерода в измеряемом газе;

барометрическое давление.

Переменные параметры вводят либо вручную (через переносной терминал или персональный компьютер), используя результаты лабораторных анализов газа, либо при наличии электронных приборов определения состава газа (хроматографов) и электронных барометров - автоматически.

Вычислитель имеет также программируемые дискретные выходные сигналы фвых), при помощи которых можно передавать данные о расходе в другие системы автоматики.

Относительная погрешность комплекса не превышает ± 0,5 %.

Определенное распространение начинает получать метод измерения расхода газа при помощи турбинных и ротационных счетчиков. Этот метод является более точным, особенно при небольших расходах газа, однако необходимость создания сложных поверочных установок сдерживает его распространение. Структурная схема турбинного счетчика приведена на рис. 6.20. Принцип действия турбинных счетчиков заключается в преобразовании скорости потока газа в частоту вращения турбины, установленной в счетчике, которая в свою очередь преобразует ее в частоту электрических импульсов. Скорость потока газа, или частота импульсов, пропорциональна мгновенному объемному расходу газа, а количество импульсов - суммарному объему прошедшего через турбинный счетчик газа за определенный период времени. Учитывая, что турбинные счетчики обеспечивают измерение расхода газа при рабочих температурах и давлениях, их показания необходимо приводить к нормальным условиям по формуле:

где Q н- приведенный к нормальным условиям объем прошедшего газа, м3; Q - объем прошедшего газа при рабочих температурах и давлениях (показания турбинного счетчика), м3, Р - давление газа в счетчике, МПа; Р н=0,103 МПа - нормальное атмосферное давление; Т=239,15 К - нормальная температура газа; Т- температура газа в счетчике, К; z - коэффициент сжимаемости. Следует отметить, что давление на выходе газораспределительных станций, где обычно устанавливаются турбинные счетчики, невелико (0,3 - 0,6 МПа), в связи с чем в практических расчетах коэффициент сжимаемости z можно принимать равным единице.

1.1 Генеральный план Семилукской ГРС

Генеральный план площадки ГРС разработан в соответствии с действующими нормативными документами /1/-/6/. Строительство ГРС предполагает демонтаж оборудования на старой площадке ГРС и строительство ГРС на новой площадке к юго-западу от старой. Площадка ограничена со всех сторон пастбищем. Ближайшая автомагистраль, проходит в 200 м северо-восточнее площадки ГРС. Площадка свободна от застройки и зеленых насаждений. Вертикальная планировка площадки решена в насыпи. Поверхностный водоотвод по площадке выполнен открытым способом по спланированной поверхности. Сброс воды с территории осуществляется на рельеф. Для отвода поверхностных вод от площадки ГРС, рабочим проектом предусматривается устройство водоотводных канав с юго-восточной и юго-западной стороны площадки ГРС, и с юго-восточной стороны подъездной автодороги. Водоотводные канавы укрепляются посевом трав. Для пропуска сточных вод через подъездную автодорогу предусматривается устройство двух железобетонных водопропускных труб диаметром 0,5 м.К площадке ГРС предусматривается устройство подъездной автодороги длиной 304,28 м, с асфальтобетонным покрытием и обочинами. Ширина проезжей части подъездной автодороги принята 3,5 м, обочин - 1,0 м. Перед въездом на площадку ГРС запроектирована разворотная площадка. Перед разворотной площадкой предусматривается установка шлагбаума и устройство «лежачего полицейского».Участок дороги до старой площадки ГРС, протяженностью 415 м также используется: проектные решения предусматривают его реконструкцию. Конструкция дорожной одежды подъездной автодороги принята:

Таблица 2

асфальтобетон мелкозернистый по ГОСТ 9128-97*	7 см
щебень по ГОСТ 8267-93*	18 см
песок по ГОСТ 8736-93*	35 см

На площадке ГРС предусмотрены автодороги и площадки с плиточным покрытием с бортовым бетонным камнем марки БР 100.30.15 по ГОСТ 6665-91 по краям. Ширина внутриплощадочных автодорог принята 3,5 м.

Конструкция дорожной одежды внутриплощадочных автодорог и площадок принята:

Таблица 3

плита 1П30.18 - 30 по ГОСТ 21924.0-84	18 см
песчано-гравийная смесь, укрепленная 10% цемента по весу по ГОСТ 23735-79*	5 см
плита 1Ф 16.8 по ГОСТ 17608-91*	8 см
песчано-гравийная смесь, укрепленная 10% цемента по весу по ГОСТ 23735-79*	10 см
песок по ГОСТ 8736-93*	35 см

Рабочим проектом предусмотрена отсыпка территории в районе надземных замерных ниток, здания замера газа, блоков переключения и одорации щебнем, толщиной 0,15 м. На свободных от застройки и твердого покрытия участках площадки ГРС предусматривается газон с подсыпкой растительного грунта 0,15 м. В качестве элементов благоустройства предусматривается переносное оборудование: скамьи и урны для мусора.

На участках строительства подъездной автодороги и ГРС предусматривается срезка растительного грунта толщиной 0,50 м. На площадке старой ГРС, после сноса существующих зданий, сооружений и ограждения, скалывания твердого покрытия рабочим проектом предусматривается срезка непригодного (загрязненного за годы эксплуатации ГРС) грунта толщиной 0,3 м с заменой его плодородным. По периметру площадки ГРС предусматривается устройство металлического решетчатого ограждения высотой 2,0 м с установкой по верху козырька из спирали АКЛ. Для дополнительной защиты рабочим проектом предусмотрена полоса отчуждения шириной 1,5 - 2,0 м с внешней стороны ограждения. Вокруг полосы отчуждения с северо-западной и северо-восточной сторон площадки предусмотрена канава. Таким образом, вся площадка окружена канавами, часть из которых выполняет еще и водоотводную функцию. Рабочим проектом предусмотрена реконструкция подъездной автодороги к существующей ГРС от автодороги Семилуки - Латная до проектируемой подъездной автодороги длиной 150 м.Инженерные сети: газопроводы, кабели контрольные и технологической связи запроектированы в траншеях и на эстакаде, кабели силовые, охранной сигнализации, бытовая канализация, заземление - в траншеях, одорант, пары одоранта, азот, антифриз, сетевая вода - на эстакаде. Для увязки всего подземного и надземного хозяйства выполнен сводный план инженерных сетей. Основные технико-экономические показатели по генплану в пределах ограждения площадки ГРС приведены в табл.4

Таблица 4

Наименования показателей	Показатели
Площадь в ограждении, га
- территории	0,77
- застройки	0,31
- твердого покрытия	0,15
- озеленения	0,31
Плотность, %
- застройки	40,3
- твердого покрытия	19,4
- озеленения	40,3

1.2 Архитектурно-строительные решения

Общие данные. Раздел «Архитектурно-строительные решения» выполнен в соответствии с действующими нормативными документами /11-23/

Строительные решения проекта разработаны на основании:

исходных данных, приведенных в первой части пояснительной записки;

– климатических и инженерно-геологических характеристик площадки строительства;

– заданий смежных отделов.

Для зданий и сооружений принят II уровень ответственности согласно приложению 7* СНиП 2.01.07-85*.

Инженерно-геологические условия площадки строительства. По данным инженерно-геологических изысканий, геологическое строение площадки представлено в следующем виде: ИГЭ №1 - насыпной грунт (песок глинистый со щебнем), мощностью слоя от 0 до 1,2 м; ИГЭ №2 - почвенно-растительный слой (южный чернозем), мощностью слоя 0,5 м; ИГЭ №3 - суглинок пылеватый, полутвердый, мощностью слоя от 0,4 до 1,3 м; ИГЭ №4 - опока глинистая, трещиноватая, с линзами опоковидных глин, мощностью от 2,3 до 6,3 м; ИГЭ №5 - глина тугопластичная, песчанистая мощностью от 3,2 до 6,0 м.

Интенсивного проявления опасных геологических и инженерно-геологических процессов и явлений на площадке строительства не наблюдается. Грунты ИГЭ № 3 относятся к слабопучинистым, ИГЭ № 4 к практически непучинистым. Нормативная глубина сезонного промерзания глинистых грунтов составляет 1,5 м, для трещиноватых опок - 2,2 м. Поделенные воды до глубины 10 м не вскрыты. По степени агрессивного воздействия на бетон, грунты - неагрессивны.

Архитектурно-строительные решения предусматривают строительство следующих зданий и сооружений:

а) на площадке ГРС:

- здания редуцирования (поз. 1А по генплану);

- здания замера газа (поз. 1Б);

- здания операторной (поз. 2);

- фундаментов из сборных ж/бетонных плит (ГОСТ 21974.0-84*) на подушке из песчано-гравийной смеси (ГОСТ 23735-79*) для установки блоков переключения (поз. 1В, Г, Д), блоков очистки (поз. 1Е), блоков одоризации (поз. 1Ж, И) и блоков арматуры (блоки предусматриваются разделом ТХ);

- фундаментов из сборных бетонных блоков по ГОСТ 13579-78* для подогревателя газа (блок предусматривается в части ТХ) и КТП (блок предусматривается в части НЭС);

- фундаментов монолитных, бетонных род блок передавливания (поз. 1Н)

- узлы приема одоранта (поз. 1Р) и выдачи конденсата (поз. 1П), емкость хранения одоранта (поз. 1Л);

- монолитной железобетонной плиты под газификатор;

- фундаментов сборных железобетонных по т.п. 7.402-3, ал. III под подземные краны Ду 400 и емкость сбора конденсата (поз. 1М);

– столбчатых фундаментов из монолитного железобетона под колонки продувочных свечей;

– опор под трубопроводы из металлоконструкций, замоноличенных в бетонные фундаменты;

– переходных площадок из металлоконструкций по сер. 1.450.3-7.94, вып. 2;

– эстакады под трубопроводы и кабели связи: несущие конструкции - металлические из прокатных профилей; фундаменты - монолитные, железобетонные;

– прожекторной мачты с молниеприемником, высотой 30,5 м с использованием железобетонных конструкций мачт по сер. 3.407.9-172, с фундаментом из двойных железобетонных ригелей по сер. 3.407.9-158;

– молниеприемника высотой 24 м из стальных сварных труб на столбчатом фундаменте из монолитного железобетона;

– ограждения территории ГРС из металлических панелей, высотой 2,10 м по типовым проектным решениям ограждения, разработанными ООО «Газпром трансгаз Москва» 25.12.2002 г. с установкой по верху козырька безопасности АКЛ-500С из объемной колючей проволоки на V-образных кронштейнах и устройством противоподкопного заграждения из сварной решетки, заглубленной в грунт на 500 мм. Стойки ограждения заделаны в сборные железобетонные фундаменты.

б) на линейной части:

– сборного железобетонного фундамента по т.п. 7.402-3, альб. III под подземный кран Ду 500;

– столбчатых монолитных ж/бетонных фундаментов под колонки продувочных свечей Ду 150;

– ограждения территории крановых узлов из металлических панелей высотой 2,10 м по типовым проектным решениям ограждения, разработанными ООО «Газпром трансгаз Москва» 25.12.2002 г. с установкой по верху козырька безопасности АКЛ-500С из объемной колючей проволоки на V-образных кронштейнах.

Основанием фундаментов зданий и сооружений служат опока глинистая (ИГЭ № 4) и искусственное основание из песчаной подушки, выполненной на кровле опоки глинистой.

Принятые в рабочем проекте фундаменты и конструктивные решения зданий и сооружений, с учетом данных инженерно-геологических изысканий, обеспечивают уровень возможных неравномерных осадок в пределах допускаемых для их надежной эксплуатации. Здание редуцирования

Здание редуцирования - одноэтажное, каркасное, с осевыми размерами 8,5 м 20 м и высотой до низа балки покрытия 6,0 м, оборудовано подвесным краном, грузоподъемностью 3,2 т;

Основные конструкции:

– фундаменты колонн - монолитные железобетонные столбчатые;

– цоколь из керамического кирпича;

– каркас из металлических однопролетных рам с двускатными балками покрытия;

– стены из 3-х слойных сендвич-панелей «Венталл-С»;

– кровля из 3-х слойных сендвич-панелей «Венталл-К» по стальным прогонам.

Степень огнестойкости здания - III.

Здание замера газа

Здание замера газа - одноэтажное, каркасное, с осевыми размерами 6,5 м 19 м и высотой до низа балки покрытия - 7,5 м, оборудовано подвесным краном грузоподъемностью 5,0 т.

Основные конструкции:

фундаменты колонн - монолитные железобетонные столбчатые;

– цоколь из керамического кирпича;

– каркас из металлических однопролетных рам с двускатными балками покрытия;

– стены из 3-х слойных сендвич-панелей «Венталл-С»;

– кровля из 3-х слойных сендвич-панелей «Венталл-К» по стальным прогонам.

Степень огнестойкости здания - III.

Операторная

Здание операторной - одноэтажное, каркасное, с осевыми размерами 6,0 м 18,0 м и высотой до низа балки покрытия 3,3 м. В здании размещены котельная, мастерская, помещение операторной.

Основные конструкции:

фундаменты колонн - монолитные железобетонные, столбчатые;

– цоколь из керамического кирпича;

– каркас из металлических однопролетных рам с двускатными балками покрытия;

– стены из 3-х слойных сендвич-панелей «Венталл-С»;

– кровля из 3-х слойных сендвич-панелей «Венталл-К» по стальным прогонам.

Степень огнестойкости здания - III.Основные строительные показатели по зданиям представлены в табл. 5.

Таблица 5.

Наименование показателей	Единица измерения	Показатели по проекту	Степень огнестойкости
Здание редуцирования
Площадь застройки	м2	195,25	III
Общая площадь	м2	172,9
Строительный объем	м3	1271,6
Здание замера газа
Площадь застройки	м2	147,3	III
Общая площадь	м2	125,58
Строительный объем	м3	1124,0
Операторная
Площадь застройки	м2	131,73	III
Общая площадь	м2	109,31
Строительный объем	м3	498,0

1.3 Технологические схема ГРС

Газ высокого давления 5,4 МПа из магистрального газопровода: 1 нитка Ду 500, вторая нитка Ду 500, через объединенный коллектор Ду 700 поступает в блок переключения, состоящий из входной и выходных ниток с пневмогидроприводными кранами, предохранительных клапанов и байпасных линий. Затем газ поступает в блок очистки состоящий из фильтра где происходит его очистка от капельной влаги и механических примесей с автоматическим сбросом отстоя в подземные емкости сбора конденсата. После очистки газ поступает в подогреватели газа, где нагревается с целью исключения выпадения гидратов при редуцировании. Проектом предусматривается частичный подогрев газа с последующим смешением его с холодным. Температура газа после узла смешения при давлении 5,4 МПа, должна быть не менее +250С.Очищенный и подогретый газ направляется в узел редуцирования газа, После редуцирования газ поступает в блок замера расхода газа восьми Предусматривается резервирование замерных ниток по всем выходам, с применением быстросъемных сужающих устройств. После замера газ направляется в блок переключений и далее в блок одоризации, где каждая выходная линия одорируется пропорционально расходу газа (не менее 16 г на 1000 м3). Отбор газа на собственные и технологические нужды (подогреватели и котельная в здании операторной) производится после узлов одоризации. Предусматривается установка счетчика для замера расхода газа на собственные и технологические нужды. Для подачи газа в котельную с давлением 0,002 МПа предусматривается узел редуцирования газа.

Схемой ГРС обеспечивается возможность кратковременной подачи газа потребителям через байпасные линии при отключенной ГРС. Контроль давления на выходе ГРС осуществляется по манометру.

Технологическую схему ГРС см. лист «Технологическая схема ГРС».

1.4 Технологические решения по ГРС

В соответствии с заданием и техническими требованиями на разработку рабочего проекта предусматривается замена морально и физически устаревшего оборудования ГРС на автоматизированную газораспределительную станцию «Семилуки». Строительство новой площадки газораспределительной станции предусматривается рядом с действующей ГРС.

Режим работы ГРС круглогодичный, круглосуточный. Форма обслуживания ГРС - вахтенная.

ГРС «Семилуки» укомплектована оборудованием, запорно-регулирующей арматурой и соединительными деталями трубопроводов, соответствующими современному техническому уровню. ГРС имеет разрешение на применение Ростехнадзора России, сертификат соответствия и изготовлена организацией аккредитованной в ОАО «Газпром». ГРС «Семилуки» предназначена для снижения давления природного газа с 5,4 МПа до требуемых параметров (1,2 МПа и 0,6 МПа) и поддержания его на выходе с заданной точностью, измерения расхода и автоматической одоризацией газа перед подачей потребителям.

Кроме оборудования входящего в комплект поставки ГРС «Семилуки» предусматривается:

– строительство здания операторной;

– строительство здания редуцирования, в котором размещается узлы редуцирования, входящие в комплект поставки ГРС «»;

– строительство здания замера расхода газа, в котором размещается быстросменные сужающие устройства, входящие в комплект поставки ГРС «Семилуки»;

Оборудование, запорная арматура, трубопроводы, соединительные детали трубопроводов и изоляционные покрытия, примененные в проекте, сертифицированы в установленном порядке, разрешены к применению в соответствии с требованиями РД 08-425-01 «Положение о рассмотрении документации на технические устройства для нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производств, объектов геологоразведочных работ и магистральных газо-, нефте- и продуктопроводов, проведении приемочных испытаний технических устройств и выдаче разрешений на их применение».

Применены материалы и оборудование, прошедшее процедуру эксплуатационных испытаний, в том числе:

– запорно-регулирующая арматура в соответствии с Распоряжением ОАО «Газпром» «О создании постоянно действующей комиссии для проведения испытаний запорно-регулирующей арматуры» от 06 июня 2002 г., №116;

– изоляция труб, соединительных деталей трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры в соответствии с Распоряжением ОАО «Газпром» «О создании постоянно действующей комиссии для проведения испытаний изоляционных покрытий от 09 июля 2003 г., №156».

Расположение оборудования на открытой площадке соответствует рекомендациям завода-изготовителя и с учетом требований ВНТП 01/87/04-84, СНиП II-89-80*, СНиП 21-01-97*, СН 433-79.

Выбор материалов труб, деталей трубопроводов произведен исходя из условий эксплуатации объекта и температуры транспортируемой среды. Трубопроводы, оборудование и арматура, включая краны на выходе из ГРС приняты на максимальное рабочее давление в подводящем газопроводе равное 5,4 МПа.

Выбор труб для строительства трубопроводов на площадке ГРС выполнен на основании «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности».

После завершения строительно-монтажных работ производится очистка, испытание на прочность и проверка на герметичность газопроводов согласно «Перечню требований к порядку организации и завершения работ по проведению гидравлических испытаний при реконструкции, ремонте и строительстве объектов добычи и транспорта газа». Очистка внутренней полости труб от попавшего внутрь грунта, грязи, снега и различных предметов осуществляется продувкой воздухом.

Испытание трубопроводов газа, конденсата и емкости сбора конденсата производится гидравлическим способом:

– на прочность давлением Рисп=1,25Рраб=6,75 МПа продолжительностью 24 часа;

– на герметичность давлением Рисп=Рраб=5,4 МПа продолжительностью 12 часов.

Испытание трубопроводов, одоранта и емкости для хранения одоранта производится гидравлическим способом:

– на прочность давлением Рисп=1,5 МПа продолжительностью 24 часа;

– на герметичность давлением Рисп=Рраб=1,2 МПа продолжительностью 12 часов.

Забор воды для испытания газопровода предусматривается из р.Ведуга, расположенной в 250 м от газопровода. Необходимое количество воды - 190 м3.

Перед сбросом испытательной воды ее надлежит очистить - произвести отстой в земляных амбарах, общий объем которых соответствует полному объему испытательной воды (V= 190 мЗ ). После гидравлического испытания газопроводов на прочность и проверки на герметичность из них должна быть полностью удалена вода. Полное удаление воды производится продувкой скоростным потоком воздуха. Удаление считается законченным, когда из газопровода выходит чистая струя воздуха. После удаления воды полость газопровода следует дополнительно осушить. Осушка полости газопровода производится продувкой сухим сжатым воздухом. Параметры, технология работы по очистке полости и испытанию трубопроводов должны соответствовать требованиям СНиП III-42-80*, ВСН 011-88 и СНиП 3.05.05-84.Для защиты подземных газопроводов от коррозии применяются трубы в заводской изоляции по ТУ 1394-015-05757848-2005, для изоляции сварных стыков предусматриваются термоусаживающиеся манжеты «Терма-СТМП» по ТУ 2245-011-44271562-2004. Защита подземных емкостей одоранта и сбора конденсата от коррозии предусматривается нанесением битумно-полимерной изоляции «весьма усиленного» типа согласно требованиям по ГОСТ 9.602-89*.