Размещено на http://www.allbest.ru/

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. мі, 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. мі.

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 мі, а производственных и коммунальных предприятий в среднем составляет 658000 мі/год.

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

Q_год= (6000Ч2500) + (80Ч658000) =67,6Ч10⁶ мі/год (1.1)

Определим суточную подачу:

q_сут= (2.2)

Rн - средне годовой коэффициент неравномерности транспортировки газа.

Для газопроводов L<300 км Rн=0,75

Q_сут= м³/сут

Таблица № 1.1

1 Наименование объекта	Газопровод-отвод "Рудный-Аманкарагай"
2 Назначение объекта	Транспортировка природного газа для использования его в качестве топлива населенными пунктами
3 Подача газопровода	0,2Ч106 мі/сут
4 Источник газа (начальная точка)	Подключение к МГ "Каталы-Костанай" до ввода в АГРС
5 Конечная точка (потребитель)	с. Аманкарагай
6 Давление в начальной точке	3,7 МПа
7 Протяженность магистрали	75 км
8 Количество жилого фонда (домов)	6000
9 Производственных и коммунальных предприятий (ед.)	80
10 Сооружения по трассе газопровода	1 Линейная запорная арматура, сооружения ЭХЗ. 2 Газораспределительная станция в с. Аманкарагай
11 Прочие условия	Принимать проектные решения, обеспечивающие минимальное привлечение строительных организаций и специальной техники

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:

1) минимум металловложений (кратчайшая трасса);

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

3) 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);

4) 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/смІ 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:

1) равнины;

2) 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 8-10є. 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:

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

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

3) 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.

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

5) 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 єС 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) - 0,046Ч10⁶ мі/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 - +18С (279К)

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:

2) псевдокритическое давление

3) псевдокритическая температура

4) приведенное давление

5) приведенная температура

6) коэффициент сжимаемости газа

7) число Рельнольдса

8) коэффициент сопротивления трению

9) коэффициент гидравлического сопротивления

10) 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 у_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.

2) 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:

3) предельные температурные перепады

; (2.18)

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

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

E=2,06х10⁵ - модуль Юнга

4) определим внутренние продольные напряжения

(2.19)

5) поскольку д_{прN (+)} <0 присутствуют продольно сжимающие осевые напряжения. Для уточнения толщины стенки определим коэффициент ц₁:

(2.20)

6) 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 ц₂=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 у_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 Й категории Костанай-Семиозерное, автодорога ЙЙЙ 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:

1,5Д=1,5х300=450 мм

на подводных переходах:

2,2Д=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:

I 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

Вид испытания	Испытательное давление	Продолжительность, час
Подводный переход через реку Тобол до засыпки
На прочность	В верхней точке Рисп=1,25хРраб=6,875 МПа В нижней точке Рисп=Рзав=10,9 МПа	24
Переход под автодорогой Костанай-Рудный до засыпки
На прочность	В верхней точке Рисп=1,25хРраб=6,875 МПа В нижней точке Рисп=Рзав=10,9 МПа	24

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.

2.4 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 40єС до плюс 50єС с относительной влажностью (95+3) % при 35єС.

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.

Эксплуатация станции "Энергия-3" и ремонт ее оборудования должны проводится в полном соответствии с требованиями НТД:

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.