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

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

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

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

Диафрагма расходомерная связана импульсными трубками с комплексом "ДСС".

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

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

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

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

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

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

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

Порядок работы.

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

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

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

В ходе планового профилактического обслуживания рекомендуется проводить следующие работы:

1) проверить величину входного и выходного давлений по показателям манометров;

2) проверить работоспособность предохранительных клапанов;

3) проверить точность работы одоризатора газа;

4) проверить рабочую емкость одоризатора газа;

5) проверить работу подогревателя газа;

6) проверить исправность электроламп;

7) опробовать систему аварийной сигнализации.

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

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

Схему электроламп производить только при отключенном электропитании.

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

При этом должны проводится следующие работы:

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

2) проверка настройки предохранительных клапанов в блоке переключения;

3) проверка показаний приборов КИП и А.

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

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

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

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

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

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

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

2.5 Защита газопровода от коррозии

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Расчет катодной защиты трубопроводов.

Диаметр и толщина стенки защищаемого трубопровода: Д_н=219Ч4 мм

Протяженность защищаемого участка: L=75 000 м

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

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

где б - электрический параметр трубопровода:

R_т - сопротивление трубопровода, принимаемое по справочным данным. Принимаем R_т=18,86Ч10^-6 ОмЧм;

R_п - переходное сопротивление изоляции трубопровода на 1 м длины (для битумных покрытий в зависимости от состояния изоляции значение R_п принимают в пределах 300 - 500 ОмЧм). Принимаем R_п=360 ОмЧм.

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

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

м

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

Где

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

у - расстояние от анодного заземления до защищаемого трубопровода (в м); берется в пределах 100 - 200 м. Принимаем у=200 м;

Z_о - входное сопротивление трубопровода (в Ом) определяется по формуле:

Ом

Тогда величина силы тока определится:

А

3) Общее число электродов:

где

R_г - сопротивление растеканию горизонтального электрода:

Ом

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

R_А= R_сх/2=0,3/2=0,15 Ом;

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

шт

Поперечное сечение (в ммІ) дренажных проводов (кабеля)

где

с - удельное сопротивление материала проводника (кабеля), для аллюминия с=0,028 ОмЧммІ/м;

l_п - длина проводника (кабеля), принимается равной у;

R_к - сопротивление дренажных проводов (кабеля), для упрощения расчета практически принимается R_к= R_А

ммІ

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

мм

4) Срок службы анодного заземления:

лет 4мес

где G - масса материала заземления (берется в пределах 1000 - 1200 кг). Принимаем G=1200 кг;

k - коэффициент запаса для обеспечения нормальной работы анодного заземления на проектируемый срок эксплуатации (берется в пределах k=1,1 - 1,3). Принимаем k=1,1;

g - вес растворяемого материала заземления (для стальных заземлителей без активаторов g=10 кг/аЧгод)

5) Падение напряжения в схеме защиты (в В):

где

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

А

В

6) Потребляемая мощность сетевой катодной станции определяется по формуле:

где W^I - мощность на выходе катодной станции:

Вт

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

Принимаем з=0,85

Вт

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

3. Конструктивная часть

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

3.1 Подводные переходы трубопровода через водные преграды

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

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

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

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

Осушаемые болота или торфяные грунты	Д+1,1
Скальные грунты, болотистая местность (при отсутствии проезда автотранспорта и сельхоз машин)	Д+0,6
Береговой (сухой) участок перехода при Д<1000 мм	Д+0,8
То же, при Д=1000 мм и более	Д+1,0
Подводный участок переходов: в мягких (размываемых) грунтах в скальных грунтах	Д+0,51 Д+0,5

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

Береговой участок перехода: при Д до 700 мм при Д=700 - 1200 мм при Д=1200 - 1400 мм	Д+300 1,5Д Д+500 (при откосах в траншее более 1: 0,5)
Подводный участок перехода	По расчету

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

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

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

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

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

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

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

Таблица № 3.1

Значение в_р для траншейных земснарядов.

Механизм	Способ разработки траншеи	Способ перемещения при работе	Значение вр, м
Дизельный грунторазрабатывающий снаряд ДГС - 150	Папильонажный траншейный	На тросах	1,2 0,8
Универсальная плавучая гидроэжекторная установка УПГЭУ - 1	То же	То же	1,6 1,2
Траншейный землесосный снаряд ТЗР - 12 (ТЗР - 151,251)	То же	То же	1,6 1,2
Землесосный снаряд глубоководный (до 40 м)"Подводник"	То же	То же	До 2,0 До 1,5
Многочерпаковый земснаряд "Самотлор"	Траншейный	На сваях	До 2,0

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

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

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

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

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

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

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

мм

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

t - продолжительность занесения траншеи, определяемая проектом, сут;

h - проектная глубина траншеи.

м

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

Таблица № 3.2

Крутизна откосов подводных траншей.

Грунт	Крутизна откосов при глубине траншеи до 2,5 м	Крутизна откосов при глубине траншеи более 2,5 м
Пески: пылеватые и мелкие среднезернистые разнозернистые крупнозернистые	1: 2,5 1: 2 1: 1,8 1: 1,5	1: 3 1: 2,5 1: 2,3 1: 1,8
Гравий, галечник, суглинки	1: 1	1: 1,5
Супеси	1: 1,5	1: 2
Разрыхленный скальный грунт, глины	1: 0,5	1: 1: 1
Заторфованные грунты и илы	По проекту	По проекту

Таблица № 3.3

Крутизна откосов обводненных береговых траншей.

Грунт	Крутизна откосов при глубине траншеи до 2 м	Крутизна откосов при глубине траншеи более 2 м
Пески: мелкозернистые Средние и крупнозернистые Суглинки Гравий и галька Глины Разрыхленный скальный грунт	1: 1,5 1: 1,25 1: 0,64 1: 0,75 1: 0,5 1: 0,25	1: 2 1: 1,5 1: 1,25 1: 1 1: 0,75 1: 0,25

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

Разработка подводных траншей на переходах через реку Тобол.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. отпуск трубопровода с поверхности воды на дно траншеи

3. укладка с поверхности воды наращиванием трубопровода с плавсредств.

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

Укладка трубопровода способом протаскивания.

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

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

Технология протаскивания трубопровода.

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

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

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

3. по дну разработанной заранее подводной траншеи укладывают тяговый трос;

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

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

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

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

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

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

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

3.2 Пересечение газопровода с автодорогами

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

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

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

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

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

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

кожух перехода должен размещаться в относительно сухих грунтах.

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

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

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

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

Основными частями переходов магистральных трубопроводов под дорогами являются:

защитный кожух (футляр);

рабочий трубопровод;

опоры;

сальники;

отводная труба;

вытяжная свеча;

выпускной колодец.

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

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

Ориентировочное значение диаметра кожуха может быть определено по формуле:

мм (3.6)

Рабочий трубопровод.

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

Опоры.

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

обеспечение проектного положения трубопровода относительно кожуха;

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

Сальники.

Основное назначение сальников состоит в следующем:

1) предохранять полость кожуха от проникновения влаги;

2) обеспечить некоторую подвижность рабочего трубопровода при температурных расширениях.

Вытяжные свечи.

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

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

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

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

Сооружение переходов магистральных газопроводов бестраншейным способом.

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

Бестраншейный способ прокладки кожухов может осуществляться следующими методами:

1) прокалыванием

2) продавливанием

3) горизонтальным бурением.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Н (3.7)

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

у_упл - сопротивление грунта уплотнению, Н/м²;

n_о - пористость грунта до прокалывания;

g - ускорение свободного падения, м²/с;

q_к - масса 1 м трубы-кожуха, кг;

L_с - длина скважины (проходки), м.

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

Таблица № 8

Грунт	nо	f	уупл
Песчаный	0,35 - 0,5	0,6 - 0,8	50 - 60
Глинистый	0,3 - 0,6	0,5 - 0,75	15 - 28

3.3 Холодная врезка в магистральный газопровод

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

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

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

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

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

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

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

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

Требования к сварным соединениям, выполняемым на газопроводе под давлением:

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

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

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

Проплавление стенки основной трубы не допускается.

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

недопущение прожога стенки трубы;

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

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

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

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

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

Предварительный нагрев производится с использованием газовой горелки или электроиндукционных нагревателей.

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

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

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

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

4. Охрана труда, техника безопасности, охрана окружающей среды

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

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

создание надежной герметичной системы трубопроводов, запорной арматуры и оборудования;

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

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

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

применение приборов безопасности и автоматических отключающих устройств;

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

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

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

ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СЕТЕЙ ГАЗОПРОВОДА

Создание безопасных условий труда рабочих, занятых прокладкой газопровода.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

инструктивное обеспечение персонала населения и объектов;

медосмотр персонала и обеспечение средствами индивидуальной и коллективной защиты;

содержание территории, помещений, объектов, рабочих мест;

безопасная эксплуатация и охрана трубопроводного и газового оборудования;

средства аварийной защиты;

безопасная эксплуатация грузоподъемных механизмов и сосудов, работающих под давлением;

пожарная безопасность;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2 Мероприятия, уменьшающие и исключающие воздействия на окружающую природную среду

1. При строительстве.

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