затраты времени на производство работ - 24часа.

План проведения работ

1. Наименование подразделения: Томское ЛПУ МГ Чажемтовская промплощадка

2. Место проведения работ: МГ «Парабель - Кузбасс» км 193- 2 нитка

3. Ответственный за проведение комплекса огневых работ _________________________________________________________________

4. Ответственный за подготовительные работы____________________

5. Время начала работ __________________________________________

6. Время окончания работ _______________________________________

7. Цель огневых работ: км 193- 2 нитка .Устранение дефекта методом вырезки «катушки» длиной 2м.

8. Газоснабжение потребителей на период выполнения огневых работ: без прекращения газоснабжения потребителей.

9. Положение запорной арматуры до начала работ: на газопроводе «Парабель - Кузбасс»:

открыто: №170; №170-2; №214; №214-2;

закрыто: №170.12.9; №170.12.0; №214.12.9; №214.12.0; №170.1; №170.2; №170.3; №170-2.1; №170-2.2; №170-2.3; №214.1; №214.2; №214.3; №214-2.1; №214-2.2; №214-2.3.

10. Положение запорной арматуры на период выполнения огневых работ:

открыто: №170; №214; №170.12.0; №214.12.9; №170-2.3; №214-2.3

закрыто: №170-2; №214-2; №170-2.1; №170-2.2; №214-2.1; №214-2.2

Расстановка постов: Таблица 9

№ п/п	Посты	Ответственный	Персонал, участвующий в работе
1.	Пост №1 крановый узел №170-2	Старший поста	Лин. трубопроводчик, водитель, связист
2.	Пост №2 Устранение дефекта методом вырезки катушки L=2 м	Ответственный за проведение комплекса огневых работ	ПЕРСОНАЛ ТЛПУ МГ: лин. трубопроводчики: водители: связист: ПЕРСОНАЛ ТУАВР сварщики: механизаторы: дефектоскописты: изолировщики: электрики:
3.	Пост №3 крановый узел №214-2	Старший поста	Лин. трубопроводчик: водитель: связист:

Схема расстановки постов показана на рис. 4.1

Организационные мероприятия:

1 Изучить проектную и исполнительную документацию на участок проведения работ. Подготовить для согласования схему производства работ.

2 Получить лесобилет и согласовать с землепользователями производство работ.

3 Подготовить технологические карты на сварку замыкающих стыков и заплат.

Рисунок 4.1 Схема расстановки постов

4 Согласование и утверждение плана организации работ.

5 Получение разрешения на производство работ в охранной зоне.

6 Дать запрос и получить разрешение на отключение участка газопровода км 170-214 вторая нитка и проведение работ.

7 Подготовить наряд-допуск на производство огневых работ.

8 Уведомление администрации Молчановского района, населения, ЛПДС «Молчаново», МЧС, УВД, экологии о проведении работ на участке МГ.

9 Провести инструктаж персонала, участвующего в производстве огневых работ с оформлением в наряде-допуске или журнале регистрации инструктажа на рабочем месте.

10 Составить акт на стравливание газа.

Содержание и технологическая последовательность выполнения огневых (ремонтных) работ

1. Сверление на 193км газопровода отверстия диаметром 6-8мм, проверка наличия конденсата и установка U-образного манометра на месте работ.

2. Установление давления газа в отключенном участке газопровода 10-50мм водяного столба и регулирование его кранами №170-2.1; №170-2.3.

3. Вырезка в газопроводе технологических окон (ТО) размером не менее 250мм на 350мм для установки запорных устройств (УГО) на расстоянии 8-10м по обе стороны от места вырезки «катушки». Смотри рис. 4.2

4. Сброс остаточного давления открытием кранов №170-2.2; №170-2.3; №214-2.1; №214-2.3.

5. Установка запорных устройств марки УГО-1000. Накачивание их до давления 450-500мм водяного столба. Контроль давления воздуха в УГО-1000 вести через U-образный манометр каждые 15минут с записью в журнале.

6. Продувка отсечённого участка газопровода через вырезанные технологические окна. Контроль содержания газа прибором ПГА-4,ШИ-12.

Рисунок 4.2 Производство огневых работ. Расстановка техники, установка УГО для продувки.

7. После полного освобождения участка от газа и продувки отсечённого участка вырезка «катушки». Смотри рисунок 4.2.

8. Подгонка «катушки» для выполнения захлёстов.

9. Выполнение прихваток.

10. Выполнить сварку корневого слоя шва.

11. Выполнить сварку заполняющих слоев с механической обработкой.

12. Выполнить облицовочный слой сварных швов.

13. Контроль сварных швов 100% рентгенографии и 100% УЗК. Выдача заключений.

14. Удалить УГО и приступить к продувке ремонтируемого участка газопровода газом, заварить ТО при избыточном давлении газа 10-50мм вод. ст.

15. Заварка технологических отверстий.

16. Контроль качества заварки технологических отверстий.

Содержание и технологическая последовательность выполнения завершающих работ.

Изоляция отремонтированного участка.

После проведения работ по врезке «катушки» отремонтированный участок покрывают противокоррозионной изоляцией.

Согласно ГОСТ Р 51164-98 для изоляции применяем комбинированное покрытие усиленного типа состоящую из: грунтовки битумно-полимерной Транскор, ТУ 5775-003-32999231-00, толщиной не менее 0,1мм; мастики битумно-полимерной Транскор, ТУ 5775-002-32989231-99, толщиной не менее 3,0мм; обёртки защитной термоусаживающейся (в два слоя), Политерм, ТУ 2245-003-05801845-00, толщиной не менее 1,4мм. Общая толщина покрытия не менее 4,5мм.

Грунтовка наносится на очищенную поверхность газопровода для того, чтобы обеспечить лучшее сцепление (адгезию) между изоляционным покрытием и металлической поверхностью газопровода. Обёрточные материалы в битумной изоляции служат для защиты от механических повреждений. Кроме того, они защищают битумные мастики от оплывания.

1. Контроль качества изоляционного покрытия газопровода

Операционный контроль подразумевает проверку отдельных операций и готового покрытия при изоляции трубопровода. При нанесении изоляции на битумной основе контролируются следующие операции и параметры:

- качество очистки поверхности трубы;

- толщина грунтовки;

- адгезия (прилипаемость) слоя мастики;

- толщина изоляции.

Толщину грунтовки лучше измерять электронным толщиномером. Адгезию изоляции - путём надреза покрытия в виде равностороннего треугольника с углом 600 в вершине и длиной стороны 3-5см и отслаивания вершины надреза. Изоляция считается удовлетворительной, если она не отслаивается, а при отрыве часть мастики остаётся на поверхности. Если покрытие отрывается от металла сплошным, неповреждённым полотном, то изоляцию бракуют. Толщину изоляционного слоя рекомендуется контролировать с помощью вихретоковых толщиномеров, предел измерения толщины 0-10мм.

2. Засыпка траншеи.

3. Удаление персонала и механизмов за охранную зону.

5. Вытеснение газовоздушной смеси давлением 1кгс/см2 на участке 170-214км вторая нитка открытием крана №170-2.1; закрытием крана №170-2.3.

6. Закрытие кранов №214-2.1; №214-2.3 и заполнение участка 170-214км вторая нитка со стороны кранового узла 170-2.

7. После выравнивания давления (перепад не более 1кгс/см2) между «северным» и «южным» участками, открытие линейных кранов №170-2, №214-2 закрытие перемычек №170.12.0 и №214.12.9.

5. Земляные работы

Согласно СН 452-73, ширина и длина полос земель, отводимых во временное пользование для капитального ремонта магистральных трубопроводов, определяются проектом, утверждённым в установленном порядке, при этом ширина указанных полос не должна превышать ширины, предусмотренной таблицей 10 для соответствующих диаметров.

Таблица 10

Нормы отвода земель

Диаметр трубопровода, мм	Ширина полосы земель, отводимых для одного подземного трубопровода, м
	на землях несельскохозяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства и землях государственного фонда	на землях сельскохозяйственного назначения худшего качества (при снятии и восстановлении плодородного слоя)
? 426 >426 - 720 >720 - 1020 >1020 - 1220 >1220 - 1420	20 23 28 30 32	28 33 39 42 45

Ремонтный котлован предназначен для выполнения работ в месте вырезки «катушки», поэтому его размеры должны обеспечить нормальную и безопасную работу ремонтного персонала.

Длина котлована определяется из расчёта:

L=л +3=2+3=5м (5.1)

л - длина заменяемого участка, м

Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована не менее 1,5м.

Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается. Значения откосов приведены в таблице 11.

Таблица 11

Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Грунт	Глубина траншеи, котлована, м
	< 1,5	1,5-3,0	3,0-5,0
	угол откоса, градус	уклон	угол откоса, градус	уклон	угол откоса, градус	уклон
Насыпной Песчаные и гравийные Супесь Суглинок Глина Лессовидный сухой	56 63 76 76 76 76	1:0,67 1:0,50 1:0,25 1:0,25 1:0,25 1:0,25	45 45 56 63 76 63	1:1,00 1:1,00 1:0,67 1:0,50 1:0,25 1:0,50	38 45 50 53 63 63	1:1,25 1:1,00 1:0,85 1:0,75 1:0,50 1:0,50

Расстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6м. Отвал грунта, извлечённого из котлована для предотвращения падения его в котлован, должен находиться не менее 0,5м от края котлована. Котлован необходимо оборудовать приставными лестницами из расчёта по две лестницы на каждую сторону торца котлована.

Разработка котлована производится следующим составом:

Таблица 12

№ п/п	Профессия	Разряд	Количество, чел.
1	Машинист экскаватора	6	1
2	Машинист бульдозера	5	1



Рис.6.2 Параметры ремонтного котлована

8. Гидравлическое испытание трубы 1020Ч10 для «катушки»

Для проведения гидравлического испытания давление внутри трубы создают водой или жидкостями с пониженной температурой замерзания, предусмотренной проектом.

Так как гидравлическое испытание трубы для «катушки» будет проводиться вблизи промышленной площадки, то источником воды будет являться водопровод.

В состав основных работ по гидравлическому испытанию трубы входят:

- подготовка к испытанию;

- наполнение трубы водой;

- подъём давления до испытательного;

- испытание на прочность;

- сброс давления до проектного рабочего;

- проверка на герметичность;

- сброс давления до 0,1- 0,2 МПа (1-2кгс/см2).

При необходимости выполняются работы, связанные с выявлением и устранением дефектов: замена трубы.

Гидравлическое испытание на прочность необходимо производить для:

трубопроводов (кроме магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов) - на давление 1,1Рраб. в верхней точке и не более гарантированного заводом испытательного давления Рзав. в нижней точке (рисунок 8.1).



Рисунок 8.1 График изменения давления при гидравлическом испытании трубы: 1- заполнение трубы водой; 2-подъём давления до Рисп.; 3- испытание на прочность; 4- снижение давления; 5- проверка на герметичность.

При подготовке к гидравлическому испытанию трубы для «катушки» необходимо в соответствии с принятой схемой испытания выполнить следующие операции:

- смонтировать и испытать обвязочные трубопроводы наполнительных и опрессовочных агрегатов и шлейф подсоединения к трубопроводу;

- установить контроль - измерительные приборы;

- смонтировать воздухоспускные и сливные краны.

При заполнении трубы водой для гидравлического испытания из него необходимо удалить воздух.

Схема гидравлического испытания трубы для «катушки» показана на рисунке 8.2



Рисунок 8.2

1-труба 1020Ч10 (марка стали 17ГСУ); 2-сферические заглушки; 3-шлейф; 4-манометры; 5-сливной патрубок; 6-воздухоспускной патрубок; 7-гидравлический насос.

Для гидравлического испытания трубы и поднятия давления используется гидравлический насос НГ-25.000.00

1. Насос гидравлический НГ-25.000.00

Насос гидравлический НГ-25.000.00. служит для перекрытия шарового крана вручную при отсутствии давления газа в трубопроводе или, если ононедостаточно (т.е.менее 10кГс/см2).

Насос гидравлический устанавливается на краны шаровые ДУ-1000 равнопроходны с пневмогидроприводом на магистральных трубопроводах, на пунктах сбора и подготовки газа, на компрессорных станциях.

2. Технические характеристики

Эксплуатация насосов --. распределителей предусматривается при температурах окружающего воздуха от минус 40° до +40° С.

Относительная влажность окружающего воздуха до 98% при температуре 30 °С.

Рабочее тело: жидкость ЛЗ-ГА-1ТУ38-30138 или масло АМГ-10ГОСТ6794-75, ПМС-20РК.

Максимальное развиваемое давление : 10Мпа/см2 (100 кГс/см2).

Усилие на рукоятке при максимальном рабочем давлении - 25 кГс.

Вес - 12 кг. .

3. Устройство

Насос - распределитель состоит из следующих основных деталей(см. рис. 1): 1 - цилиндр (1), поршень (2), крышка цилиндра (3), рукоятка (4) на крышке цилиндра, кинематически связанная с поршнем (2), корпус переключателя (5), золотник (6), которые служат для переключения управления кранами на ручное или дистанционное, нагнетательный клапан (7,8), всасывающий клапан (8,9,10), рукоятка золотника (12), подпружиненная пружиной (11), штифт (13), фиксирующий рукоятку золотника (12) в определенном положении согласно маркировке на крышке (14), четыре шпильки(15), гайки (16), соединяющие крышку (3), цилиндр (1), и корпус переключателя (5), резиновые кольца (17, 18, 19, 20), обеспечивающие герметичность соединений.

Рисунок 8.3

9. Гидравлический расчёт МГ «Парабель-Кузбасс» 110-242км

Эффективность работы МГ во многом определяются техническим состоянием объектов и оборудования, обеспечивающих его функционирование и рациональностью их использование.

Фактические условия функционирования газопровода практически всегда отличаются от проектных. Плановая производительность МГ, определяется возможностью добычи газа, потребностью в газе и условиями работы газотранспортной системы, является переменной как в течении года, так и по годам. В процессе эксплуатации МГ меняется состояние линейной части и оборудования компрессорной станции (КС), что предопределяет изменение пропускной способности МГ и, следовательно, параметров его работы даже при постоянной производительности. В этих условиях, эксплуатационному персоналу приходится решать следующие задачи:

- выбор оптимальной технологической схемы работы МГ при заданной производительности его работы;

- выбор технологической схемы газопровода для реализации максимальной пропускной способности газопровода при фактическом состоянии объектов и оборудования;

- разработки мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы МГ.

9.1 Исходные данные

Дн=1020мм - диаметр газопровода наружный;

Q=11млрд м3/год - производительность;

L=132км - длина участка;

?z=z2-z1=0м - разность отметок начала и конца газопровода;

Рн=5,5МПа - давление компрессорной станции;

Рк=3,4МПа - давление в конце участка;

д=10мм - толщина стенки трубы.

Для гидравлического расчёта по профилю участка газопровода принимаем следующие данные:

- состав газа по объёму указан в таблице 18

Таблица 18

Состав газа (по объему),%	Относительная плотность по воздуху ? (при 200С)	Удельная теплота сгорания (при 200С), кДж/м3
Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Бутан С4Н10	Пентан С5Н12 + высшие	Двуокись углерода СО2	Азот N2 + редкие	Сероводород Н2S
94,12	-	1,8	0,85	-	0,55	2,68	-	0,672	35400

- значение относительной шероховатости k для различных условий эксплуатации трубопроводов принимаем по таблице 19

Таблица 19

Вид труб и материал	Состояние поверхности и условия эксплуатации	k, мм
1	2	3
Сварные стальные трубы	Трубы: бывшие в эксплуатации, равномерная коррозия	0,15
Сварные стальные трубы	новые спиралешовные	0,1
	новые или старые в хорошем состоянии	0,04-0,1
	магистральные газопроводы после многих лет эксплуатации	0,5
	магистральные газопроводы после 20 лет эксплуатации	1,1

для расчёта принимаем трубы новые или старые в хорошем состоянии, которым соответствует коэффициент относительной шероховатости kэ =0,06мм

- техническая характеристика труб представлена в таблице 20

Таблица 20

Технические условия (рабочее давление Рраб, МПа	Наружный диаметр трубы Дн, мм	Толщина стенки трубы д, мм	Марка стали	Предел прочности увр, МПа	Предел текучести ут, МПа	Относительное удлинение е, %	Ударная вязкость KCV	Эквивалент углерода, %	Испытательное давление Рзав, МПа	Конструкция трубы и состояние поставки металла
									без осевого подпора	с осевым подпором
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
ТУ 14-3-1424-86 (5,5)**	1020	10	17Г1СУ	510	363	20	39,6 (-400С)	0,46	6,4	6,1	Прямошовные трубы из нормализованной низко- легированной стали

- изоляция газопровода в два слоя: лентой «Полилен» (си.п = 1046кг/м3; ди.п.=0,635мм); обёрткой «Полилен» (соб. = 1028кг/м3; доб. = 0,635мм);

- грунт - суглинок ггр = 19кН/м3.

9.2 Гидравлический расчёт участка МГ

При гидравлическом расчёте магистрального газопровода «Парабель - Кузбасс» 110-242км будем руководствоваться ОНТП 51-1-85.

Методика гидравлического расчёта МГ включает в себя:

- определение пропускной способности и производительности МГ;

- расчёт стационарных тепловых режимов линейных участков;

- расчёт стационарных гидравлических режимов линейных участков;

- расчёт режимов компрессорных станций.

Производительностью МГ называется количество газа, поступающего в газопровод за год (млрд.м3/год, при 293,15К и 0,1013МПа).

Следует различать заданную и проектную производительность МГ.

Заданной производительностью МГ называется значение производительности, оговорённое в задании на проектирование.

Производительность, соответствующая оптимальному технологическому варианту, называется проектной.

Базовыми называются магистральные газопроводы, предназначенные для транспорта газа из района его добычи в районы потребления или передачи в другие газопроводы. Магистральный газопровод «Парабель - Кузбасс» относится к базовым.

Определение пропускной способности и производительности магистрального газопровода

Пропускной способностью МГ называется количество газа, которое может быть передано по газопроводу за сутки при стационарном режиме, максимально возможном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и принятых расчётных параметрах (рабочее давление, коэффициент гидравлической эффективности, температура окружающего воздуха и грунта, температура охлаждения газа).

Следует различать оценочную и проектную пропускную способность магистральных газопроводов.

Оценочной пропускной способностью МГ называется ориентировочное значение пропускной способности, определяемое в начальной стадии проектирования газопровода для последующего расчёта возможных технологических вариантов транспорта газа.

Проектной пропускной способностью МГ называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.

Оценочную пропускную способность (млн м3/сут, при 293,15К и 0,1013МПа) базовых магистральных газопроводов находим по формуле:

млн м3/сут., где (9.1)

Q - заданная производительность магистрального газопровода (при 293,15К и 0,1013 МПа), млрд.м3/год;

- оценочный коэффициент использования пропускной способности, определяемый по формуле:

, где (9.2)

- коэффициент расчётной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения потребителей в периоды повышенного спроса на газ;

- коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха;

- оценочный коэффициент надёжности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования компрессорных станций. Значение коэффициента принимаем по таблице 21

Таблица 21

Длина газопровода, км	Тип газоперекачивающих агрегатов
	С газотурбинным и электрическим приводом	ГМК
	Диаметр газопровода, мм
	1420	1220	1020	820	?820
1	2	3	4	5	6
500	0,99	0,99	0,99	0,99	0,99
1000	0,98	0,98	0,98	0,98	0,98
1500	0,97	0,98	0,98	0,98	0,98
2000	0,96	0,97	0,97	0,98	0,96
2500	0,95	0,96	0,97	0,97	0,95
3000	0,94	0,95	0,96	0,97	0,94

Расчёт стационарных режимов работы линейной части

Температуру газа Т в любой точке однониточного газопровода при любом способе прокладки следует определять по формуле:

, где (9.3)

, где (9.4)

- коэффициент, характеризующий интенсивность снижения температуры газа по длине участка;

С - коэффициент, значение которого следует принимать С=0,225·106;

- температура грунта на глубине заложения, К;

- температура газа в начале участка газопровода, при отсутствии охлаждения газа на КС температуру следует принимать равной температуре газа на выходе из компрессорного цеха;

- соответственно начальное и конечное абсолютное давление газа на участке МГ, МПа;

х - расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки, км;

- наружный диаметр газопровода, м;

- средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м2·К;

- средняя изобарная теплоёмкость газа, кДж/кг·К;

- среднее на участке значение коэффициента Джоуля Томсона, К/МПа.

С учётом дроссельного эффекта температура газа в конце участка будет меньше температуры окружающей среды. При температуре грунта близкой к 00С температура газа может быть отрицательной, что вызовет промерзание грунта вокруг труб и приведёт к появлению дополнительных деформаций трубопровода. Рекомендуется ограничивать температуру газа в конце участка Тк=271ч273К, что приводит к ограничению температуры газа на входе КС. Если МГ проложен в многолетнемёрзлых грунтах, то температура газа в конце участка может быть равной температуре грунта.

Так как температура газа по длине участка меняется экспоненциально, то средняя температура определяется как среднегеометрическая. Среднюю температуру газа Тср, (К) на участке газопровода следует определять по формуле:

(9.5)

К

При перепаде давлений в начале и конце рассматриваемого участка менее 10МПа и его длине более 100км можно использовать формулу Шухова для расчёта температуры в любой точке газопровода и средней температуры газа, соответственно:

К (9.6)

К (9.7)

Также температуру ориентировочно можно получить из следующей зависимости:

(9.8)

Среднюю изобарную теплоёмкость природного газа Ср с содержанием метана более 85% определяем по формуле:

(9.10)

Значения коэффициентов А1, А2, А3 следует принимать:

А1 = 1,695; А2 = 1,838·10-3; А3 = 1,96·106 (Рср- 0,1)

Значение Ср также допускается определять по графикам на рисунке 9.1, если содержание метана в природном газе более 85%:

Рисунок 9.1 Зависимость теплоёмкости метана от давления и температуры.

Значение средней изобарной теплоемкости газа, полученное по графику близко к значению, полученному расчётным путем, и равно Ср = 2,5 кДж/кг· Принимаем Ср = 2,576 кДж/кг·К

В связи с тем, что давление по длине участка меняется нелинейно, среднее давление определяется как среднегеометрическое:

(9.11)

Определим среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di для газов с содержанием метана более 85%:

, где (9.12)

значения коэффициентов Е1 и Е2 следует принимать:

Е1 = 0,980·106; Е2 = 1,5.

Выбор расчётной температуры окружающей среды Т0 и коэффициента теплопередачи Кср производится в зависимости от способа прокладки газопровода - подземного, надземного, наземного.

При подземной прокладке газопровода значение Т0 должно приниматься равным среднему за рассматриваемый период значению температуры грунта Тгр на глубине заложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии со справочниками по климату СССР или данным ближайших метеостанций.

При отсутствии данных о характере и влажности грунта по трассе газопровода коэффициент теплопередачи Кср принимается равным 1,75Вт/м2·К.

Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду для подземных газопроводов определяем по формуле:

Вт/м2·К , где (9.13)

Вт/м2К (9.14)

м , где (9.15)

- коэффициент, значение которого следует принимать =1;

- термическое сопротивление изоляции трубопровода, м2·К/Вт;

- глубина заложения оси трубопровода от поверхности грунта, м;

- коэффициент теплоотдачи трубопровода в грунт, Вт/м2·К;

- коэффициент теплопроводности грунта, Вт/м·К;

- коэффициент теплопроводности снежного покрова, Вт/м·К;

- толщина снежного покрова, м;

- коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м2·К, который определяем по формуле:

Вт/м2·К , где (9.16)

= 6,2; = 4,2;

- среднемесячная (среднеквартальная, среднесезонная) скорость ветра, определяемая по данным ближайшей метеостанции или климатическим справочникам, м/с.

Термическое сопротивление изоляции трубопровода:

м2К/Вт,

где (9.17) - наружный диаметр изолированного газопровода, м;

- коэффициент теплопроводности изоляции газопровода, Вт/м·К;

= 1.

Коэффициент теплопроводности снежного покрова допускается принимать в зависимости от состояния снега:

- снег свежевыпавший - 0,1Вт/м·К;

- снег уплотнённый - 0,35 Вт/м·К;

- снег тающий - 0,64 Вт/м·К.

Величину коэффициента теплопроводности грунта лгр следует определять в зависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. При положительных температурах грунта (Тгр> 273 К) и газа (Т>273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта в талом состоянии лт, при отрицательных температурах грунта (Тгр<273К) и газа (Т<273К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта в мёрзлом состоянии лм.

Влияние неоднородности грунта на тепловой режим при образовании зон протаивания или промерзания вокруг газопровода следует учитывать путём умножения расчётной температуры окружающей среды Т0 на отношение лт/лм (при протаивании грунта) или лм/лт (при промерзании грунта).

Значения коэффициентов теплопроводности талых лт и мёрзлых лм грунтов следует определять по СНиП ІІ-18- 76.

Определим термическое сопротивление изоляции газопровода. Коэффициент теплопроводности ленты «Полилен» принимаем лиз=0,03 Вт/м·К.

Определим диаметр газопровода с учётом толщины изоляции (один слой ленты и один слой обёртки:

мм (9.18)

Значение среднегодовой скорости ветра для рассматриваемого района определим из таблицы 22 (по данным РСН 68-87 «Проектирование объектов промышленного и гражданского назначения Западно -Сибирского нефтегазового комплекса»).

Таблица 22

Средняя месячная и годовая скорость ветра

Пункт	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Парабель	3,5	3,5	4,0	4,0	4,4	4,2	3,2	3,1	3,4	4,1	3,9	3,8	3,8
Колпашево	3,0	3,2	3,7	3,8	4,1	3,6	2,7	2,8	3,2	3,7	3,5	3,2	3,8
Володино	3,6	3,8	4,3	4,4	4,7	4,0	2,9	2,8	3,6	4,3	4,0	3,9	3,9

Принимаем среднегодовую скорость ветра = 3,8м/сек.

Следует отметить, что до настоящего времени грунты Западной Сибири недостаточно изучены и требуют дополнительных и эксплуатационных и экспериментальных исследований. Для влагонасыщенных грунтов нет достаточно надёжных теплофизических характеристик.

Принимаем коэффициент теплопроводности грунта в талом состоянии л= 1,57 Вт/м·К (для суглинков и глин сгр = 1,9 т/м3 и суммарной влажности грунта = 0,1 доли единицы).

Коэффициент теплопроводности снежного покрова принимаем л=0,64Вт/м·К. Толщину снежного покрова принимаем по таблице 23

Таблица 23

Высота и продолжительность залегания снежного покрова

Пункт	Максимальная из наибольших высота снежного покрова, см	Средняя из наибольших высота снежного покрова, см	Обеспеченность наибольших декадных высот, см	Продолжительность залегания устойчивого снежного покрова, дни
			Обеспеченность, %
			95	90	75	50	25	10	5
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Колпашево	82	58	37	43	53	63	74	88	105	184
Кривошеино	49	67	-	-	-	-	-	-	-	173

Принимаем дсн = 58см = 0,58м.

Нормативная глубина сезонного промерзания грунтов в рассматриваемом регионе - 2,4м. Средняя температура грунта на глубине укладки оси газопровода - 00С (273,15 К).

Рассчитанное по формуле (9.8) и принятое значение Тср.=291,15К имеет большое расхождение (более 0,5К) со значением, полученным при расчёте по формуле (9.5) Тср.=300,07К. Поэтому, выполняем уточнение характеристик газа:

средняя изобарная теплоёмкость газа:

кДж/кг·К;

коэффициент Джоуля - Томсона:

К/МПа;

коэффициент, характеризующий интенсивность снижения температуры газа по длине участка газопровода:

;

средняя температура газа на участке газопровода:

К

Расхождение (300,23-300,07) мало. Можно принять Тср=300,23К и проверить значение температуры газа в конце участка:

(9.19)

К.

По диспетчерским данным Тк = 280,15К, то есть расхождение допустимо.

Расчёт стационарных гидравлических режимов работы линейных участков магистрального газопровода

Гидравлический расчёт участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей отметок, более чем 100м, следует выполнять без учёта рельефа трассы.

Пропускная способность (при 293,15К и 0,1013МПа) однониточного участка газопровода для всех режимов течения газа вычисляется по формуле:

(9.20)

млн.м3/сут., где

- внутренний диаметр газопровода, м;

- абсолютные давления в начале и конце участка газопровода, МПа;

л - коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода;

Тср - средняя по длине участка газопровода температура транспортируемого газа, К;

- длина участка газопровода, км;

Zср - средний по длине участка газопровода коэффициент сжимаемости газа;

? - относительная плотность газа по воздуху;

С1 - коэффициент, принимаемый равным С1= 105,087.

Внутренний диаметр газопровода:

мм, где (9.21)

- наружный диаметр газопровода, мм;

- толщина стенки трубы, мм.

Давление в начале участка газопровода:

Мпа, где (9.22)

- давление нагнетания на выходе КС, МПа;

- потери давления в трубопроводах между КС и узлом подключения к линейной части МГ (без учёта потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа), МПа;

- потери давления в системе охлаждения газа, включая её обвязку, МПа.

Потери давления газа в технологических трубопроводах и оборудовании КС следует рассчитывать:

- в трубопроводной обвязке - по проектным геометрическим характеристикам;

- в оборудовании - по техническим характеристикам заводов- изготовителей оборудования.

Потери давления газа не должны превышать, величин приведенных в таблице 24

Таблица 24

Давление в газопроводе (избыточное),МПа	Потери давления газа на КС, МПа
	Всего	В том числе:
		на всасывании	на нагнетании
	при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа	при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа
1	2	3	4	5	6
5,40	0,15	0,20	0,08	0,13	0,07
7,35	0,23	0,30	0,12	0,19	0,11
9,81	0,26	0,34	0,13	0,21	0,13

Принимаем потери давления в трубопроводах между КС и узлом подключения к линейной части МГ =0,07МПа.

Для аппаратов воздушного охлаждения газа следует принимать =0,0558МПа (0,6кгс/см2). При отсутствии охлаждения газа = 0 МПа.

Так как на КС оборудованной неполнонапорными нагнетателями наличие аппаратов воздушного охлаждения не предусмотрено, значит =0МПа.

Коэффициент сжимаемости природных газов следует определять по осреднённым значениям давления и температуры по формуле:

, где (9.23)

(9.24)

(9.25)

, где (9.26)

- приведённые давление и температура;

- псевдокритическое давление, МПа;

- псевдокритическая температура, К.

Псевдокритические давление и температуру возможно определить:

- по заданному составу газа:

(9.27)

МПа

(9.28)

К

- по заданной плотности газовой смеси:

МПа (9.29)

К

- критические значения соответственно давления (МПа) и температуры (К) i-го компонента смеси, которое определяется по таблице 25;

- молярная концентрация i-го компонента смеси ( i=1,2...n);

- плотность газа при стандартных условиях (Р = 0,1013 МПа и Т=293,15 К).

Таблица 25

Основные критические параметры индивидуальных газов и веществ

Газ, вещество	Рк	Тк, К
	кгс/см2	МПа
1	2	3	4
Метан	47,32	4,640	190,66
Этан	49,80	4,884	305,46
Пропан	43,39	4,255	369,90
н-Бутан	38,74	3,799	425,20
изо-Бутан	37.19	3,647	408,10
н-Пентан	34,40	3,373	469,50
изо-Пентан	34,59	3,392	460,40
Гексан	30,89	3,029	507,30
Гептан	27,90	2,736	540,30
Октан	25,42	2,493	568,60
Азот	34,61	3,394	126,20
Водород	13,22	1,296	33,26
Водяно пар	225,55	22,119	647,30
Кислород	51,67	5,076	154,80
Сероводород	91,85	9,007	373,60
Двуокись углерода	75,32	7,386	304,26
Окись углерода	35,64	3,495	132,96
Двуокись азота	103,32	10,132	431,00
Окись азота	68,85	6,752	180,30
Двуокись серы	80,28	7,873	430,70
Криптон	56,10	5,501	209,40
Хлор	78,83	7,711	417,20
Этилмеркаптан	56,00	5,492	499,10
Вода	230,04	22,853	647,40

Плотность смеси газа при стандартных условиях (при 293,15К и 0,1013МПА) определим из выражения:

(9.31)

кг/м3, где

- плотность при стандартных условиях i - го компонента смеси, определяем по таблице 26;

- молярная доля i - го компонента смеси (i = 1,2...n)

Таблица 26

Основные константы индивидуальных газов и жидкостей

Вещество	Молекулярная масса	Плотность с, кг/м3	Коэффициент сжимаемости при 20 єС и 0,1013 МПа	Вязкость при 20 єС и 0,1013 МПа
		при 0 єС и 0,1013 МПа	при 20 єС и 0,1013 МПа
1	2	3	4	5	6
Метан	16,042	0,7172	0,6681	0,9980	1,0484
Этан	30,068	1,3548	1,2600	0,9917	0,8720
Пропан	44,094	2,0090	1,8569	0,9821	0,7649
н-Бутан	58,120	2,7010	2,4947	0,9668	0,6956
изо-Бутан	58,120	2,6803	2,4911	0,9701	0,7027
н-Пентан	72,151	3,4531	3,1633	0,9436	0,6354
изо-Пентан	72,151	3,4531	3,1633	0,9436	0,6507
Гексан	86,178	3,7484	3,5849	0,9134	0,6119
Гептан	100,198	4,4731	4,1679	-	0,550
Октан	114,220	5,030	4,687	-	0,503
Азот	28,016	1,2501	1,1889	0,1998	1,6981
Водород	2,016	0,0898	0,0837	1,0008	0,85
Воздух	28,960	1,2928	1,2046	0,9996	1,7419
Водяной пар	18,016	0,8041	0,7469	-	0,8006
Сероводород	34,082	1,5358	1,4311	0,9905	1,2025
Окись углерода	28,011	1,250	1,165	0,9997	1,6951
Двуокись азота	46,006	2,055	1,915	-	-
Окись азота	30,01	1,340	1,249	-	1,8358
Двуокись серы	64,06	2,947	2,727	-	1,1804
Хлор	70,91	3,233	3,012	-	1,2698
Этилмеркаптан	62,13	0,840	-	-	-
Вода	18,12	1	998,2	-	102,4
Двуокись углерода	44,011	1,9767	1,8346	0,9945	1,3942

Относительная плотность по воздуху смеси газов:

(9.32)

Расчётное значение относительной плотности по воздуху смеси газов совпадает с исходными данными, следовательно, значение плотность смеси, рассчитанное по составу газа верно.

Коэффициент гидравлического сопротивления для участка газопровода с учётом его усреднённых местных сопротивлений (краны, переходы) допускается принимать на 5% выше коэффициента сопротивления трения лтр.

Коэффициент гидравлического сопротивления:

, где (9.33)

Е - коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92;

лтр - коэффициент сопротивления трения, который для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле:

, где (9.34)

- эквивалентная шероховатость труб;

- число Рейнольдса, по формуле:

, где (9.35)

- коэффициент, значение которого следует принимать С2 = 17,75;

- коэффициент динамической вязкости, Па·с;

- внутренний диаметр газопровода, м;

? - относительная плотность газа по воздуху.

Коэффициент динамической вязкости:

(9.36)

Па·с.

Определим переходное число ReП:

(9.37)

Так как Re > ReП (33,7·106> 1,38·106) зона квадратичного закона сопротивления подтверждается.

Проверку режима можно выполнить также по переходному значению qпер:

млн.м3/сут. (9.38)

qпер - условная (пересчитанная) величина, сравнимая с суточной пропускной способностью газопровода.

Так как q >qпер (32,68 > 23.35 млн.м3/сут), то квадратичный режим подтверждается.

10. Расчёт подземного газопровода

Прочностной расчёт газопровода осуществляется по методу предельных состояний. Сущность метода заключается в том, что рассматривается такое напряжённое состояние газопровода, при котором дальнейшая его эксплуатация невозможна. Первое предельное состояние - несущая способность газопровода (разрушение его под воздействием внутреннего давления), второе - предельно допустимые деформации. Характеристикой несущей способности газопровода является временное сопротивление металла труб (предел прочности). При расчёте на предельно допустимые деформации используется предел текучести материала трубы.

Данные для расчёта:

Рmin= 1000Дн - минимальный радиус упругого изгиба;

Дн= 1020мм - наружный диаметр газопровода;

Р= 5,5 МПа - рабочее давление;

=увр= 510 МПа - временное сопротивление материала труб;

= ут= 363 МПа - предел текучести материала труб;

17Г1СУ - марка стали труб;

продукт перекачки - природный газ;

категория газопровода ІІІ;

?t - ±400С - расчётный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании;

h0 =1,0м - высота засыпки от верхней образующей газопровода до поверхности грунта;

ггр=19кН/м3 - удельный вес грунта, суглинок;

сгр= 15кПа - сцепление грунта;

цгр= 20град - угол внутреннего трения грунта;

К0= 20МН/м3 - коэффициент постели грунта при сжатии;

k1=1,4 - коэффициент надежности по материалу труб;

kн= 1,0 - коэффициент надёжности по назначению газопровода.

10.1 Расчёт толщины стенки газопровода

Расчётное сопротивление:

МПа, где (10.1)

m - коэффициент условий работы газопровода при расчёте его на прочность, устойчивость и деформативность.

Толщина стенки трубы:

, где (10.2)

- коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему давлению в газопроводе.

Продольные осевые напряжения:

(10.3)

МПА, где

- коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1;

Е - переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

?t - расчётный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, 0С;

м=0,3 - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона).

Знак «минус» в результате формулы (10.2) указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить коэффициент ш1, учитывающий двухосное состояние металла труб:

(10.4)

тогда толщина стенки трубы :

, принимаем д = 0,010м

10.2 Проверка прочности и деформации подземного газопровода

Проверяем газопровод на прочность по условию:

, где (10.5)

- продольные осевые напряжения

Кольцевые напряжения, действующие тангенциально поверхности газопровода:

МПа (10.6)

Коэффициент учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб:

 (10.7)

условие (10.5) выполняется

Для проверки по деформациям находим сначала кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления:

МПа (10.8)

Коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб:

(10.9)

Условие (10.10)

275<330 МПа условие выполняется

Продольные напряжения для полностью защемлённого подземного газопровода:

- для положительного температурного перепада ?t = +400С:

 (10.11)

= - 88,8 МПа

- для отрицательного температурного перепада ?t = - 400С:

(10.12)

= 89 МПа

Проверяем выполнение условия: (10.13)

Для положительного температурного перепада:

условие выполняется

Для отрицательного температурного перепада:

условие выполняется.

10.3 Проверка общей устойчивости подземного газопровода в продольном направлении

Проверка общей устойчивости подземного газопровода в продольном направлении выполняется по СНиП 2.05.06-85* в плоскости наименьшей жёсткости системы в соответствии с условием: (10.14)

Площадь поперечного сечения металла трубы:

(10.15)

Эквивалентное продольное осевое усилие сжатия в прямолинейном или упругоизогнутом газопроводе, возникающее от действия двух расчётных нагрузок и воздействий: внутреннего давления и положительного перепада температур:

,где (10.16)

- кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления, МПа

Осевой момент инерции поперечного сечения металла трубы:

(10.16)

Нагрузка от собственного веса металла трубы:

, где (10.17)

nс.в. - коэффициент надёжности по нагрузкам от действия собственного веса трубы для подземных газопроводов

Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:

(10.18)

, где

nс.в. - коэффициент надёжности по нагрузкам от действия веса изоляции;

kиз - коэффициент, учитывающий величину нахлёста;

ди.п. - толщина изолирующей плёнки, мм;

си.п. - плотность изолирующей плёнки, кг/м3;

доб. - толщина обёртки, мм;

соб. - плотность обёртки, кг/м3.

Нагрузка от веса продукта, находящегося в газопроводе единичной длины:

qпр.=nс.в.100Р=0,95523Н/м, где (10.19)

nс.в. - коэффициент надёжности по нагрузкам от действия продукта, находящегося в газопроводе.

Нагрузка от собственного веса газопровода:

qтр = qм+qиз+qпр= 2365+43+523= 2931 Н/м (10.20)

Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта газопровода с грунтом:

(10.21)

, где

nгр - коэффициент надёжности по нагрузке от веса грунта;

ггр - удельный вес грунта, суглинок, кН/м3;

h0 - высота засыпки от верхней образующей газопровода до поверхности грунта, м;

цгр - угол внутреннего трения грунта, град.

Предельные касательные напряжения по контакту газопровода с грунтом:

фпр=ргрtgцгр+сгр= 18999Чtg200+15= 6,93Ч10-3 МПа (10.22)

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка газопровода единичной длины:

р0 = ПДнфпр = 3,14Ч1,02Ч6,93Ч10-3 = 22,2Ч10-3 МН/м (10.23)

Сопротивление поперечным вертикальным перемещениям:

qверт (10.24)

Для прямолинейных участков подземных газопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие:

(10.25)

, где

р0 - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка газопровода единичной длины, МН/м;

F - площадь поперечного сечения трубы, м2;

Е - модуль упругости, МПа;

J - осевой момент инерции поперечного сечения металла трубы, м4 .

Проверяем выполнение условия S ? mNкр:

mNкр= 0,9·18,73 = 16,857 МН

S< mNкр; 5,01< 16,857МН - условие выполняется

S - эквивалентное продольное осевое усилие сжатия в прямолинейном или упругоизогнутом газопроводе, МН.

Проверим выполнение условия S ? mNкр в случае упругой связи прямолинейного газопровода с грунтом:

Nкр= МН, где (10.26)

k0 - коэффициент нормального сопротивления грунта (коэффициент постели грунта при сжатии), МН/м3;

mNкр=0,9· 263,2 = 236,88 МН, где

m - коэффициент условий работы газопровода при расчёте его на прочность, устойчивость и деформативность. Газопровод ІІІ категории.

5,01< 236,88 МН - условие выполняется.

Расчётная длина волны выпучивания:

м, где (10.27)

J - осевой момент инерции поперечного сечения металла трубы, м4

10.4 Оценка устойчивости упругоизогнутых участков газопровода

определим параметры Ж и ?:

, где (10.28)

qверт - сопротивление поперечным вертикальным перемещениям, МН/м

 (10.29)

Используя монограмму, найдём в = 17

Критическое усилие для криволинейных (выпуклых) участков газопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом:

МН (10.30)

mNкр= 0,9·11,856 = 10,67 МН;

илиМН, где (10.31) Rmin - минимальный радиус упругого изгиба

mNкр= 0,9·7,644 = 6,88 МН

в первом случае 5,01< 10,67 МН условие S? mNкр выполняется;

во втором случае 5,01< 6,88 МН условие S ? mNкр выполняется.

11. Сметный расчёт на ремонт линейной части методом вырезки «катушки» км 193 вторая нитка МГ «Парабель-Кузбасс»

1. Затраты по перевозке работников строительно - монтажной организации от места проживания (временный городок на территории Чажемтовской П.П.) до места ремонта линейной части магистрального газопровода.

а) Время работы автобуса:

(11.1)

Стоимость затрат по перевозке.

Стоимость затрат = 115,68(руб/маш. час)Ч2,8(маш.час)=323,9руб.

2. Затраты, связанные с командированием работников.

На основании Постановления Правительства РФ от 02.10.02г. №729 возмещение расходов, связанных со служебными командировками, осуществить в следующих размерах:

а) расходы на выплату суточных в размере 100рублей за каждый день нахождения в служебной командировке:

Т=100(руб.)Ч 2(дня) Ч25(чел) = 5000руб.

3. Расходы по перебазировке работников строительной организации от места расположения подрядной организации (г. Томск) к месту командировки и обратно арендованным или собственным транспортом.

а) Время работы автобуса:

4. Затраты по перебазировке строительной техники от места расположения подрядной организации.

- место дислокации строительной техники - с. Чажемто;

- дальность транспортировки - 70км;

- средняя скорость транспортировки трейлерами с прицепом - 40км/ч, своим ходом - 60км/ч;

Продолжительность перебазировки:

трейлера с прицепом - 70км : 40км/ч = 1ч 45мин (3ч 30мин туда и обратно);

техника своим ходом -70км : 60км/ч = 1ч 11мин (2ч 22мин туда и обратно;

а) Расходы по перебазировке гусеничной и прочей техники на трейлере с прицепом:

Т = 134,01(руб.маш.час) Ч 3ч 30мин = 469,04руб;

б) Расходы по перебазировке строительной техники собственным ходом:

Т = 115,68(руб.маш.час) Ч2ч 22мин = 270,69 руб.

Согласно локальному сметному расчёту, представленному ниже, сметная стоимость работ по устранению дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии на участке газопровода «Парабель-Кузбасс» км 193 второй нитки составила 90422 рубля, в том числе заработная плата 14,3 тыс. рублей. Нормативная трудоёмкость 600 чел.-часов. Указанная сумма будет отнесена на себестоимость транспорта газа. Работа будет проводить ТУАВР (Томское управление аварийно-восстановительных работ) при финансировании из собственных ООО «Газпром трансгаз Томск».

12. Расчёт финансовых потерь

Исходя из технического состояния участка линейной части магистрального газопровода «Парабель - Кузбасс» км 170-214 вторая нитка по результатам ВТД, проведённой в июле-августе 2007 года, рассчитаем финансовые потери ООО «Газпром трансгаз Томск» в сравнении с проектными показателями.

1) Учитывая пропускную способность участка, рассчитанную в разделе 9 формула 9.20 (q=24,52млн.м3/сут.) или Q=8,95млрд.м3/год при Рн=5,43МПа, при снижении допустимого рабочего давления до Рдоп.=4,72МПа, рассчитанного по формуле 2.3 раздела 2, определим фактическую пропускную способность участка 110-242км.

2) Пропускная способность участка газопровода:

(12.1)

млн.м3/сут;

пропускная способность участка МГ в год:

Qгод= qф·365 = 23,58·365 = 8,61млрд.м3/год;

3) Разница в объёме перекачиваемого газа:

?Q = 0,34млрд.м3/год;

4) Учитывая, что тариф по транспорту газа, установленный Федеральной службой по тарифам в России составляет 23,84руб. за 1000м3 на 100км получаем реальные потери по «недопоставке» газа относительно проектной возможности:

У =340000 · 23,84· 1,32 = 10,699млн. рублей в год.

По расчётам видно, что транспортирующая организация теряет не малые деньги. Поэтому необходимо сокращать эти потери, тем более, что есть реальные перспективы по увеличению объёмов поставок газа добывающими предприятиями.

13. Производственная И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ безопасность при проведении ремонтных работ на магистральном газопроводе

Район работ находится в Томской области на территории Молчановского района, расположен в пределах Западно-Сибирской равнины и Среднеобской котловины. Характер местности равнинный, высотные отметки на этой территории не превышают 150м. Большую часть территории составляет болотно-лесистая местность. Болота занимают до 40% территории.

Работы проводятся на открытой площадке магистрального газопровода «Парабель-Кузбас» второй нитки 193 км . Подготовительный этап работы заключался в подготовке к огневым работам для замены участка трубы на магистральном газопроводе. В процессе работ был вскрыт участок газопровода и отремонтирован методом вырезки катушки. Работы проводятся в летнее время, в связи с меньшим разбором природного газа .

13.1 Производственная безопасность

В таблице 27 приведены основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы [21].

Таблица 27 - Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы при выполнении ремонтных работ на магистральном газопроводе

Этапы работ	Наименование запроектированныхработ и параметров производства	Факторы (ГОСТ 12.0.003-74)	Нормативный документ
		Опасные	Вредные
1.Поле-вой	Ремонтные работы на магистральном газопроводе	1.Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования(в т.ч.грузоподьемные) 2.Электрическая дуга и металлические искры при сварке 3. Взрывоопасность и пожароопасность 4.Электрический ток.	1.Превышение уровня шума. 2.Повышенная запыленность и загозованность воздуха рабочей зоны. 3.Отклонение показателей климота . 4.Повреждение в результате контакта с животными, насекомыми, пресмыкающимися.	ГОСТ12.0.003-74[21] ГОСТ12.1.012-90[23] ГОСТ12.1.004-91[24] ГОСТ12.1.005-88[25] ГОСТ12.1.003-83[22] ВСН 51-1-80[6] ГОСТ12.3.009-76 [26]

Бригада ЛЭС по ремонту на МГ, выезжая на огневые работы, должна быть полностью обеспечена спецодеждой и средствами технической безопасности в соответствии с «Правилами безопасности при проведении огневых работ на МГ» [14].

К работе допускаются лица, имеющие соответствующее специальное образование, прошедшие медицинский осмотр, инструктаж по охране труда, а также проверку знаний СТО Газпром 14-2005[27].

Специалисты, являющиеся непосредственными руководителями работ или исполнителями работ, должны проводить проверку знаний правил безопасности .

Перед началом работ результаты проверки должны быть занесены в "Журнал инструктажа на рабочем месте".

Все работники бригады должны знать и уметь самостоятельно оказывать первую помощь пострадавшему. Бригада должна быть обеспечена аптечкой первой помощи. Медикаменты должны пополняться по мере расходования и с учетом сроков их годности [28].

13.2 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению

1. Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования (в т.ч.грузоподьемные)

При эксплуатации строительных машин и механизмов следует руководствоваться СНиП III-4-80[29]. Техника безопасности в строительстве, "Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов" и инструкциями заводов-изготовителей.

Руководители организаций, выполняющих строительно-монтажные работы с применением строительных машин и механизмов, обязаны назначать ИТР, ответственных за безопасное проведение этих работ из числа лиц, прошедших проверку знаний, правил и инструкций по безопасному ведению работ с применением данных машин и механизмов.

Ответственные за содержание строительных машин и механизмов в рабочем состоянии обязаны обеспечивать проведение их технического обслуживания и ремонт в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя.

До начала работы с применением машин и механизмов руководитель работы должен определить схему движения и место установки их места и способы зануления (заземления) машин, имеющих электропривод, указать способы взаимодействия и сигнализации машиниста (оператора) с рабочим-сигнальщиком, обслуживающим машины, определить (при необходимости) местонахождение сигнальщика, а также обеспечить надлежащее освещение рабочей зоны.

На месте работы машин и механизмов должно быть обеспечено хорошее обозрение рабочей зоны и маневрирование. Если машинист или моторист, управляющий машиной, не имеет достаточную обзорность рабочей зоны или не видит рабочего (специально выделенного сигнальщика), подающего ему сигналы, между машинистом и сигнальщиком необходимо установить двухстороннюю радио- или телефонную связь. Не допускается промежуточный сигнальщик для передачи сигналов машинисту.

Значение сигналов, подаваемых в процессе работы или передвижения машины, механизма, оборудования, должно быть разъяснено лицам, участвующим в работе. В зоне работы оборудования должны быть установлены знаки безопасности и предупредительные надписи. Запрещается оставлять без надзора оборудование, машину с работающим (включенным) двигателем.

При погрузочно-разгрузочных работах следует руководствоваться ГОСТ 12.3.009-76[26] , СНиП III-4-80[29]. Строповать грузы следует инвентарными стропами или специальными грузозахватными устройствами, изготовленными по утвержденному проекту (чертежу). Способы строповки должны исключать падение или скольжение застропованного груза.

Установка (укладка) грузов на транспортные средства должна обеспечивать устойчивое положение транспортного средства и груза при погрузке, транспортировке и разгрузке.

Запрещается при выполнении погрузочно-разгрузочных работ строповка груза, находящегося в неустойчивом положении, а также смещение строповочных приспособлений на приподнятом грузе.

Такелажные приспособления (пеньковые канаты, тросы, стропы, цепи) и грузоподъемные механизмы (тали, лебедки, краны), применяемые при эксплуатации и ремонте, должны быть проверены и снабжены клеймами или бирками с указанием допустимых нагрузок, дат приведенного и очередного испытания.