2.3 Линейная часть магистрального газопровода
Линейная часть магистрального газопровода включает в себя:
непосредственно газопровод с переходами через естественные и искусственные препятствия и крановыми узлами;
узлы приема и запуска поршня;
узлы предотвращения гидратообразования (метанольницы);
систему электрохимической защиты от почвенной коррозии с катодными и дренажными станциями, контрольно-измерительными колонками;
вдольтрассовые линии электропередач;
вдольтрассовые дороги, проезды и подъезды.
Для обеспечения надежного и бесперебойного газоснабжения газопровод построен в двухниточном исполнении. Нитки газопровода связаны между собой технологическими перемычками на крановых узлах. Газопровод имеет резинобитумную и пленочную антикоррозионную изоляцию типа “усиленная”. Активная электрохимическая защита осуществляется станциями катодной защиты, расположенными, в среднем, на расстоянии 5-8 км друг от друга.
Крановые узлы с линейными кранами и перемычками между нитками газопровода (при многониточном газопроводе) расположены через каждые 25-30 км трассы газопровода. Они предназначены для отключения участков магистрального газопровода, а так же для переключения потока газа с одной нитки в другую при производстве аварийных и плановых ремонтных работ. На участках магистральных газопроводов, обслуживаемых Полторацким ЛПУМГ, имеется порядка 77 крановых узлов. Линейные краны приводятся в действие с помощью пневмогидравлического или ручного привода.
Станции катодной защиты предназначены для защиты газопроводов и других металлических сооружений магистрального газопровода от почвенной коррозии. Они представляют собой устройства, состоящие из источника постоянного тока или преобразователя подводимого к ним переменного тока в постоянный, контрольно-измерительной колонки, анодных заземлителей и соединительных кабелей.
Анодные заземлители могут быть глубинными и горизонтальными. В качестве горизонтальных анодных заземлителей используются трубы длиной до 30 м и диаметром 300-500 мм. Глубинный анодный заземлитель представляет собой трубу диаметром 219 мм, опущенную в скважину глубиной 25-50 м. Для наиболее оптимального растекания потенциала, заземлители располагаются на расстоянии 350-500 м от магистрального трубопровода.
Катодный кабель подсоединяется непосредственно к трубопроводу, анодный – к анодным заземлителям. Создаваемый на трубе потенциал составляет от – 0,9 до – 1,5 В, чем и обеспечивается защита трубопровода от коррозии. Питание станций осуществляется от вдольтрассовой ЛЭП.
Техническое состояние станции катодной защиты на всей протяженности линейной части газопровода удовлетворительное.
Вдольтрассовая ЛЭП служит для снабжения электроэнергией станций катодной защиты, линейной телемеханики и крановых узлов МГ. На магистральных газопроводах Полторацкого ЛПУМГ применяется ЛЭП 6 кВ и 10 кВ.
Вдольтрассовые дороги служат для обеспечения и плановых и аварийных ремонтных работ.
Узлы предотвращения гидратообразования (метанольницы) монтируются на газопроводе перед участком возможного образования гидратных пробок, то есть – на крановых узлах.
Эти узлы представляют собой емкости объемом от 2 до 10 м 3 , в которых хранится метанол-яд (метиловый спирт). Метанольница соединяется с газопроводом трубной обвязкой сверху и снизу через запорные краны. В случае обнаружения места гидратообразования метанол заливается в трубопроводы МГ. При соприкосновении с гидратной пробкой, под воздействием метанола лед тает и потоком газа уносится до ближайшего конденсатосборника или газоочистительной установки.
В связи с тем, что транспортируемый природный газ является смесью с воздухом и легко воспламеняется и взрывоопасен то магистральные газопроводы Полторацкого ЛПУМГ представляют определенную потенциальную опасность для окружающей среды, прилегающих к магистралям промышленных объектов и населенных пунктов, в случае возникновения чрезвычайной ситуации техногенного или природного характера.
2.3 Линейная часть магистрального газопровода Линейная часть магистрального газопровода включает в себя: непосредственно газопровод с переходами через естественные и искусственные препятствия
Источник: manager.bobrodobro.ru
Принципиальные схемы обустройства нефтегазовых объектов
Состав сооружений магистральных нефтепроводов
В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие насосные станции, резервуарные парки. В состав линейных сооружений входят следующие элементы: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами: запорная арматура: переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой: земляные амбары для аварийного выпуска нефти: пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели ( рис. 5.2).
Собственно трубопровод представляет собой сваренные в непрерывную нитку трубы. Обычно верхнюю образующую магистральных трубопроводов (МТ) заглубляют в грунт на глубину 0,8 м, если иная глубина заложения не диктуется особыми условиями. При прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи. Для них применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1220 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа. Помимо магистральных существуют промысловые, технологические и распределительные трубопроводы.
На пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра.
В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе с интервалом 10-30 км устанавливают задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.
На трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.
Затраты на строительство линейной части достигают 80% от общего объема капитальных вложений. Чем больше диаметр труб, тем больше доля стоимости труб в общей стоимости линейной части. При диаметре нефтепровода 320 мм металловложение в проект составляет 60 т/км, при диаметре 1220 мм – 420 т/км. Например, при переходе от диаметра 720 мм на диаметр 1020 мм металловложение увеличивается в 1,8 раза. Поэтому трассы нефтепроводов большого диаметра стремятся максимально спрямить. С увеличением диаметра уменьшаются удельные затраты на перекачку нефти. Примерно 20% капитальных вложений приходится на нефтеперекачивающие станции.
В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз. После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения НПС и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.
МН подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:
Принципиальные схемы обустройства нефтегазовых объектов Состав сооружений магистральных нефтепроводов В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и
Источник: www.intuit.ru
Магистральные газопроводы
1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ
1.1 Назначение и классификация магистральных газопроводов
1.2 Состав сооружений магистрального газопровода
1.3 Требования к трубам и материалам
1.4 Правила эксплуатации линейной части
1.5 Дефекты трубопроводных конструкций и причины их возникновения
1.6 Подготовка трубопровода к пропуску дефектоскопа
1.7 Метод магнитной дефектоскопии
1.8 Анализ результатов контроля
1.9 Виды инструктажей
1.10 Техника безопасности при эксплуатации газопровода
1.11 Характеристика факторов техногенного воздействия при эксплуатации газопроводов
1.12 Мониторинг окружающей среды
1.13 Экологический контроль на объекте
2. Аварийные ситуации на магистральных газопроводах
2.1 Классификация чрезвычайных ситуаций
2.2 Аварии и их характеристики
2.3 Причины возникновения аварий на магистральных газопроводах
2.4 Причины роста числа аварий на объектах нефтегазового профиля
3. Методика анализа риска
3.1 Существующие методы анализа риска
3.2 Идентификация опасностей
3.3 Оценка риска: анализ частоты аварий
3.4 Оценка риска: анализ возможных последствий аварий
4. Ситуационный подход к управлению безопасностью потенциально опасных производственных объектов
4.1 Принципы ситуационного управления
4.2 Функции и структура системы ситуационного управления
Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение нормального состояния линейной части промысловых и магистральных трубопроводов. Подземные трубопроводы, работающие при нормальных режимах, сохраняются, по крайней мере, несколько десятков лет. Так, например, в США некоторые трубопроводы, проработавшие около двадцати лет, полностью сохранились и не требуют ремонта. Этому способствовало то большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных трубопроводов и своевременная ликвидация появляющихся дефектов.
Как правило, большинство дефектов на трубопроводах появляются в результате коррозионных и механических повреждений, определение места и характера которых связаны с рядом трудностей и большими материальными затратами. Совершенно очевидно, что вскрытие трубопровода для его непосредственного визуального обследования экономически неоправданно. К тому же обследовать можно только внешнюю поверхность трубопровода. Поэтому в течение последних лет в нашей стране и за рубежом усилие специализированных научно-исследовательских и проектных организаций направлено на решение проблемы определения состояния подземных и надземных промысловых, магистральных нефтепродуктопроводов без их вскрытия. Эта проблема связана с большими техническими трудностями, однако при использовании современных методов и средств измерительной техники она успешно решается.
Деятельность человека в любой сфере всегда связана с риском. Он может быть меньшим или большим, но избежать его невозможно. Одним из основных мотивов жизнедеятельности человека является безопасность, которая в условиях неопределенности, охватывающей все стороны жизни человека, неизбежно связана с риском. Риск – это сочетание частоты (вероятности) и последствий определенного опасного события.
Риск – явление, которое имеет множество не совпадающих, иногда противоречивых реальных оснований.
Таким образом, рискованная ситуация связана с процессами, которым сопутствуют: наличие неопределенности, необходимость выбора альтернативы, возможность оценить вероятность выбираемых альтернатив.
Действующие магистральные и внутрипромысловые нефтегазопродуктопроводы представляют собой сложные технические системы, обладающие мощным энергетическим потенциалом и охватывающие 35% территории страны, на которой проживает 60% ее населения.
Строительство и эксплуатация магистральных газопроводов приводит к губительным геоэкологическим последствиям.
Источники воздействия: объекты, по которым транспортируется природный газ; землеройная, грузоподъемная, транспортная техника, применяемая при строительстве, эксплуатации и техническом обслуживании трубопроводов.
Виды воздействия: химическое загрязнение воздуха; термическое (при возгорании газа); ударная волна при взрыве газа; разрушение природных ландшафтов.
Наиболее чувствительный экологический ущерб наносится в результате аварий на магистральных трубопроводах. При разрушении магистрального газопровода и мгновенном высвобождении энергии газа возникают механические повреждения природного ландшафта и рельефа, нарушение целостности почвенно-растительного покрова. При возгорании газа механическое и бризантное воздействие сопровождается термическим воздействием с соответствующим синергетическим поражением территорий радиусом до 540 м от очага аварии. Отмечается разлет фрагментов трубопровода на 480 м .
Обеспечение надежной и безопасной эксплуатации магистральных газопроводов является важнейшей задачей обществ, эксплуатирующих газотранспортные системы. От этого во многом зависит нормальная деятельность производственного персонала, жителей населенных пунктов, а также экологическая безопасность функционирования газовых магистралей
1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ
1.1 Назначение и классификация магистральных газопроводов
Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.
Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.
В соответствии со СНиП 2.05.06-85* в зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса: класс I – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс II – рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным. Это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы.
По характеру линейной части различают газопроводы:
-магистральные, которые могут быть однониточными простыми (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечной газораспределительной станции) и телескопическими (с различным диаметром труб по трассе), а также многониточными, когда параллельно основной нитке проложены вторая, третья и последующие нитки;
-кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения надежности снабжения газом и равномерной подачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в Единую газотранспортную систему страны.
Магистральные газопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величин испытательного давления, приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Категории магистральных трубопроводов и их участков (СН и П 2.05.06-85*, стр.3, табл.1)
трубопровода и его участка
Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его
На прочность, устойчивость и деформативность, m
На наиболее сложных (болота, водные преграды и т.д.) и ответственных участках трассы категория магистральных газопроводов повышается. Например, для участков подключения компрессорных станций, узлов пуска и приема очистных устройств, переходов через водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более СНиП устанавливает категорию I.
К категории В относятся газопроводы, сооружаемые внутри зданий и на территориях компрессорных станций и газораспределительных станций. При проектировании допускается категорию отдельных участков газопроводов повышать на одну категорию, против установленной СНиПом, при соответствующем обосновании.
К категориям магистральных газопроводов и их участкам в зависимости от коэффициента условий работы при расчете на прочность предъявляются определенные требования в части контроля сварных соединений физическими методами и предварительного испытания Рисп.
1.2 Состав сооружений магистрального газопровода
В соответствии со СНиП к магистральным газопроводам относят трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм с избыточным давлением транспортируемого продукта не более 10 МПа, предназначенные для транспортировки:
природного или попутного нефтяного углеводородного газа из районов добычи (от головных компрессорных станций (КС) до газораспределительных станций (ГРС)) городов и населенных пунктов;
сжиженных углеводородных газов с упругостью насыщенных паров не более 1,6 МПа при температуре 45 °С с мест производства (заводов) до мест потребления (перевалочные базы, пункты налива, промышленные и сельскохозяйственные предприятия, порты, ГРС, пусковые базы);
товарной продукции в пределах головных и промежуточных КС, станций подземного хранения газа, ГРС, замерных пунктов.
Аналогично определяют магистральные водо-, конденсато- и аммиакопроводы.
В состав подземного магистрального газопровода входят линейная часть и наземные объекты (рисунок 1).
Рисунок 1 – Схема магистрального газопровода:
1 – газовая скважина со «шлейфом»; 2 – газосборный пункт; 3 – газопромысловый коллектор; 4 – головные сооружения; 5 – ГКС; 6 – магистральный газопровод; 7 – запорная арматура; 8 – промежуточная КС; 9, 11, 13 – переходы соответственно через малую преграду, дорогу и крупную водную преграду; 10 – линия связи; 12 – аварийный запас труб; 14 – вдольтрассовая дорога с подъездами; 15, 26 – ГРС; 16 – отвод от газопровода; 17 – защитное сооружение; 18 – система ЭХЗ; 19 – ЛЭП; 20 – ПХГ; 21 – КС ПХГ; 22 – водосборник; 23 – дом линейного ремонтера-связиста; 24 – лупинг; 25 – вертолетная площадка; 27 – ГРП; 28 – городские газовые сети
На промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам («шлейфам») поступает на газосборные пункты, где осуществляют первичный замер его, а при необходимости и редуцирование. От газосборных пунктов газ поступает в промысловый газосборный коллектор и по нему на головные сооружения (установку комплексной подготовки газа – УКПГ), где проводят его очистку, осушку, вторичный замер и доведение до товарной кондиции.
На головной КС газ компримируется до номинального рабочего давления (как правило, до 7,5 МПа). Затем он поступает в линейную часть магистрального газопровода.
К линейной части магистрального газопровода относят собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдольтрассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками и другими узлами, системой электрохимической защиты; лупинги, аварийный запас труб, вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов.
В состав наземных объектов магистрального газопровода входят КС, ГРС и газораспределительные пункты (ГРП). Основные сооружения КС – компрессорная станция, ремонтно-эксплуатационный и служебно-эксплуатационные блоки, площадка с пылеуловителями, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Головные сооружения и головная КС часто представляют собой единый площадочный комплекс. КС отстоят друг от друга на расстоянии примерно 125 км.
Газ, поступающий на ГРС, дополнительно обезвоживается, очищается, редуцируется (до 1,2 МПа), одоризуется, замеряется и распределяется по трубопроводам отдельных потребителей или групп их.
Подземные хранилища газа (с КС или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа (летом газ в них накапливается, а зимой подается потребителям). Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров. Обычно газ закачивают в водоносные горизонты пористых пород, выработанные нефтяные и газовые месторождения или в специально разработанные (вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности.
1.3 Требования к трубам и материалам
Для строительства магистральных газопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямо шовные, спиральные и другие специальные конструкции, изготовленные из:
– спокойных и полуспокойных углеродистых, реже легированных сталей диаметром 50 миллиметров включительно;
спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 миллиметров;
низколегированных сталей в термически или термодинамически упрочнённом состоянии для труб диаметром до 1420 миллиметров;
Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ8731–87, ГОСТ8732–87, ГОСТ8734–75, группы В. При соответствующем технико-экономическом обосновании можно использовать по ГОСТ9567–75. Трубы стальные электросварные диаметром до 800 миллиметров по ГОСТ20295–85. Для труб диаметром свыше 800 миллиметров по техническим условиям, утверждённым в установленном порядке с выполнением при заказе и приёмке труб требований, перечисленных ниже.
Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы труб должны быть плотными, непровары и трещины любой протяжённости и глубины не допускаются. Отклонение от номинальных размеров наружных диаметров торцов труб не должны превышать величин, приведённых в ГОСТах, а для труб диаметром свыше 800 миллиметров не должны превышать плюс минус 2 миллиметра.
Овальность концов труб, то есть отношение разности между наибольшими и наименьшими диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру, не должна превышать 1%. Овальность труб толщиной 20 миллиметров и более не должна превышать 0,8%.
Кривизна труб не должна превышать 1,5 миллиметров на 1 метр длины, а общая кривизна не более 0,2% длины трубы.
Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5 – 11,6 метров.
Трубы диаметром 1020 миллиметров и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100% контроль физическими неразрушающими методами.
Отношение предела текучести к временному сопротивлению (то есть пределу прочности) и относительное удлинение металла труб должны удовлетворять требования СНиП.
Кольцевые сварные соединения должны выполняться с применением дуговых методов сварки (в том числе ручной, автоматической под флюсом, механизированной в среде защитных газов, механизированной само защитной порошковой проволокой), а также электроконтактной сваркой – оплавлением.
Сталь труб должна хорошо свариваться.
Пластическая деформация металла в процессе производства труб (экспандирование) должно быть не более 102%.
В металле труб не допускается наличие трещин, плён, закатов, а также расслоений длиной более 80 миллиметров в любом направлении. Расслоение любого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 миллиметров от торца не допускается.
Зачистка внешних дефектов труб (кроме трещин) допускается при условии, что толщины стенки труб после зачистки не выходят за пределы допусков на толщину стенки.
Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжек, осевой рыхлости и других дефектов в формировании шва. Усиление наружного шва для труб с толщиной стенки до 10 миллиметров должно находиться в пределах 0,5 – 2,5 миллиметров, а более 10 миллиметров 0,5 – 3 миллиметров. Высота усиления внутреннего шва должна быть не менее 0,5 миллиметров.
Смещение наружного и внутреннего слоёв заводского сварного шва не должно превышать 20% толщины стенки при толщине до 16 миллиметров и 15% более 16 миллиметров.
Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь раздел покромок под сварку. Форма разделки покромок определяется техническими условиями.
Косина реза торцов труб должна быть не более 2 миллиметров.
Каждая труба должна проходить на заводах изготовителях испытания гидростатическим давлением.
Все сварные соединения труб должны быть полностью проверены физическими не разрушающимися методами контроля (ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест расшифровкой просвечиванием).
1.4 Правила эксплуатации линейной части
Линейная часть магистрального газопровода — наиболее фондоемкое сооружение. Состоянием линейной части во многом определяется надежность газоснабжения потребителей. В связи с тем, что объекты линейной части газопровода рассредоточены на сотни и тысячи километров, значительно усложняется их эксплуатация. Для поддержания необходимого уровня технического состояния объектов линейной части газопровода, требуется квалифицированное и своевременное проведение профилактических и ремонтных работ. Для этого в структуре производственного газотранспортного объединения предусмотрены соответствующие отделы и подразделения.
Производственное газотранспортное объединение осуществляет эксплуатацию одного или нескольких магистральных газопроводов. Для эксплуатации участков магистральных газопроводов в составе объединения создаются линейные производственные управления (ЛПУМГ), в которых непосредственным обслуживанием линейной части занимаются линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС). Руководство организацией эксплуатации линейной части в объединении осуществляет главный инженер через производственно-технический отдел (ПТО) по эксплуатации магистральных газопроводов, на который возложены следующие основные обязанности:
– проведение единой технической политики в области эксплуатации газопровода,
– разработка планов организационно-технических мероприятий по эксплуатации линейной части и планов проведения особо сложных огневых работ,
– составление планов и инструкций на переиспытание участков магистральных газопроводов,
– разработка планов внедрения новой техники,
– прием исполнительной документации от подрядно-строительных организаций на вновь вводимые и отремонтированные участки газопроводов, средств защиты.
Кроме того, отдел координирует работу ЛПУМГ объединения в части проведения всех работ на подведомственных ему объектах, следит за ходом выполнения организационно-технических мероприятий по линейной части по всему объединению, ведет и предоставляет в вышестоящие инстанции все виды отчетности по своей деятельности.
Эксплуатацию линейной части магистральных газопроводов на местах осуществляют линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС), которые непосредственно подчинены заместителю начальника ЛПУМГ и включают в себя аварийную и линейную бригады, группы электрохимзащиты, автотранспорта, энерговодоснабжения и ГРС.
На службу ЛЭС возлагаются следующие обязанности:
обеспечивать бесперебойную транспортировку газа на обслуживаемых участках газопроводов и отводов путем своевременного контроля и поддержания в технически исправном состоянии линейной части газопровода со всеми линейными сооружениями и оборудованием; выполнять необходимые ремонтные работы и профилактические мероприятия, обеспечивающие долговечность и надежность газопровода, обеспечивать бесперебойную работу ГРС;
периодически осматривать газопроводы и сооружения на них для выявления и ликвидации утечек газа, контроля состояния грунтового основания газопроводов и грунтов охранной зоны, своевременного выявления эрозионного размыва грунтов в охранной зоне газопровода, просадки грунтового основания, разрушения насыпей; измерять давление газа на линейных кранах, продувать конденсатосборники и т. п.;
ликвидировать аварии и неисправности на линейной части газопровода, ГРС, КС;
участвовать в проведении капитальных ремонтов магистрального газопровода;
осуществлять своевременный ремонт грунтового основания и насыпей, а также проводить мероприятия по предотвращению эрозионного размыва грунтов;
осуществлять ремонт газопровода, отводов, технологического оборудования ГРС, газовых сетей жилых поселков и аварийной техники;
проводить врезки в магистральные газопроводы и отводы от них для подключения новых потребителей газа, реконструкцию узлов переключения, монтаж перемычек;
осуществлять контроль над состоянием переходов через естественные и искусственные преграды и обеспечивать их надежную работу;
осуществлять контроль над тепловым режимом грунтов основания и охранной зоны газопровода в районах распространения вечномерзлых грунтов;
содержать охранную зону, оборудование и предупредительные знаки по трассе газопровода и ГРС в состоянии, предусмотренным «Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов», СНиП и санитарными нормами промышленных объектов;
оформлять в установленном порядке документацию на выполненные ремонтные работы и ликвидированные аварии;
содержать аварийную технику в исправном состоянии и укомплектованной, согласно утвержденному перечню оснащения;
обеспечивать своевременную заливку метанола в газопровод и коммуникации ГРС для исключения в них гидратообразования;
проводить подготовку газопроводов, отводов и всех сооружений на них к осенне-зимней эксплуатации и паводку;
выполнять работы, предусмотренные организационно-техническими мероприятиями;
не менее одного раза в квартал проводить аварийно-тренировочные выезды для проверки готовности аварийной техники и бригады к выполнению работ по ликвидации возможной аварии;
осуществлять технический надзор и принимать непосредственное участие в продувках и испытаниях вновь вводимых в эксплуатацию газопроводов, отводов;
разрабатывать планы проведения огневых работ;
совместно с диспетчерской службой контролировать гидравлическое состояние и очищать внутреннюю полость газопроводов;
обеспечивать защиту от коррозии подземных металлических сооружений магистральных газопроводов, а также защиту от атмосферной коррозии надземных трубопроводов.
В зависимости от структуры и состава ЛЭС в нее может включаться группа энерговодоснабжения, на которую возлагается обязанность по обслуживанию и ремонту средств энерговодоснабжения ГРС, домов обходчиков, ремонтно-эксплуатационных пунктов (РЭП). Численность персонала ЛЭС устанавливается на основании действующих нормативов в зависимости от протяженности и сложности обслуживаемого участка, наличия машин и механизмов.
ЛЭС возглавляет начальник, который несет ответственность за состояние и обслуживание линейной части газопровода и ГРС, содержание в исправном состоянии вверенной техники, своевременную и качественную ликвидацию аварий и проведение ремонтно-восстановительных работ на газопроводе, а также за соблюдение персоналом ЛЭС действующих Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов, должностных инструкций и правил техники безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов и других нормативных документов. Начальнику ЛЭС непосредственно подчинены инженерно-технические работники, являющиеся руководителями групп: линейный мастер, старший инженер (инженер) ГРС, начальник (механик) автотранспортного хозяйства.
Линейный мастер осуществляет руководство аварийной и линейной бригадами. Линейная бригада осуществляет повседневный контроль за состоянием линейной части магистрального газопровода и выполняет все виды ремонтно-профилактических работ, кроме огневых. Аварийная бригада выполняет все виды огневых работ на линейной части, а также на КС и ГРС.
Старший инженер (инженер) электрохимзащиты (ЭХЗ) руководит группой электромонтеров, в обязанности которой входит своевременное обслуживание и ремонт установок защиты. Старший инженер (инженер) ГРС осуществляет руководство работой операторов ГРС, замерных узлов и операторами-прибористами.
Автотранспортной группой руководит начальник (автомеханик). Ее назначение – обеспечить обслуживание и ремонт автотракторной, землеройной техники, всех основных и вспомогательных механизмов (сварочных агрегатов, передвижных электростанций, компрессорных и водоотливных установок и т. д.). На отдаленных участках, а также в труднодоступных местностях (горы, болота, водные преграды) прохождения трассы газопровода могут организовываться ремонтно-эксплуатационные пункты, которые возглавляются мастером. В их задачу входит проведение профилактических осмотров и ремонтов (без ведения огневых работ) на закрепленном участке газопровода.
Рабочий персонал, обслуживающий линейную часть магистрального газопровода, включает в себя линейных обходчиков, линейных трубопроводчиков, сварщиков, водителей аварийных машин, монтеров ЭХЗ, операторов ГРС. Линейные обходчики, операторы ГРС живут, как правило, вблизи трассы в домах обходчиков и операторов и обслуживают определенные участки трассы и ГРС. За каждым обходчиком закреплены определенные участки газопровода со всеми находящимися на них сооружениями: газопровод, запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, конденсатосборники, метанольницы, редуцирующие колонки, устройства протекторной и дренажной защиты, контрольно-измерительные колонки, линейные сооружения связи, источники электроэнергии и линии электропередач с трансформаторными подстанциями. Каждый линейный трубопроводчик должен уметь обслуживать и управлять закрепленной за ним техникой, строительными механизмами (трубоукладчиком, экскаватором, водоотливной или сварочной установкой, передвижной электростанцией и т. д.). Кроме того, должен знать порядок и ведение ремонтно-восстановительных работ на трассе газопровода, погрузочно-разгрузочных работ, заливки реагентов в газопровод и других работ, предусмотренных должностной инструкцией.
ЛЭС оснащается транспортом и механизмами в соответствии с Нормативным табелем оснащения ЛЭС магистральных газопроводов материально-техническими ресурсами (транспортными средствами, механизмами, приспособлениями, инвентарем и материалами) для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактических работ в различных природно-климатических условиях. Выделенные для ЛЭС транспортные средства и ремонтно-строительные механизмы должны быть разделены на хозяйственные и аварийные и закреплены персонально за работниками ЛЭС, которые несут ответственность за содержание их в исправном состоянии, укомплектованность и постоянную готовность к выезду и проведению аварийных и плановых ремонтных работ. В комплект оснащения аварийных автомашин и механизмов должны входить материалы, инструменты и механизмы в точном соответствии с перечнем, утверждённым заместителем начальника производственного отдела (ПО).
Газотранспортное объединение ежегодно на основании Положения о планово-предупредительном ремонте линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов разрабатывает план – график проведения планово-предупредительного ремонта объектов линейной части газопровода, которым предусматривается текущий, средний и капитальный ремонты. Одновременно ПО рассчитывает потребности в материальных и трудовых средствах для каждого вида ремонта.
В периоды между очередными плановыми ремонтами предусматривается проведение межремонтного обслуживания и планового осмотра.
Межремонтное обслуживание включает комплекс профилактических работ по уходу и надзору за оборудованием в период работы между двумя плановыми ремонтами. К ним относятся: надзор за правильной эксплуатацией объектов линейной части магистрального газопровода в соответствии с Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, технологическими картами и паспортными данными оборудования. Межремонтное обслуживание линейной части газопровода проводится по утвержденному графику персоналом ЛЭС во время выезда (вылета) на трассу. На участках трассы, где имеются линейные обходчики, выполнение мероприятий по межремонтному обслуживанию возлагаются на них. Выявленные в процессе осмотра дефекты и принятые меры по их устранению фиксируются в технической документации.
Плановый осмотр – комплекс ремонтно-профилактических работ по контролю над техническим состоянием оборудования, выявлению возникающих дефектов и своевременному предупреждению появления неисправностей, связанных с незначительной разборкой. При этом устраняются только те неисправности оборудования, при наличии которых нельзя его нормально эксплуатировать до ближайшего ремонта. Плановый осмотр включает в себя все элементы межремонтного обслуживания и регулярно проводится бригадами ЛЭС. По результатам осмотров составляются дефектные ведомости для текущих, средних и капитальных ремонтов и предусматриваются работы в ежегодных планах организационно-технических мероприятиях по устранению выявленных неисправностей. Плановые осмотры совмещаются с работами по межремонтному обслуживанию.
Содержание и сроки проведения межремонтного обслуживания и плановых осмотров регламентируются Положением о ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов. Указанные в нем сроки проведения профилактических работ могут корректироваться с учетом конкретных местных условий.
Тип: Реферат; Size: 1.19 Mb.; Ситуационный подход к управлению безопасностью потенциально опасных производственных объектов
Источник: lib.convdocs.org
Мониторинг объектов линейной части магистральных газопроводов
Мониторинг объектов линейной части магистральных газопроводов
УДК 622.691.4.01:539.4 О.В. Харионовский, ЗАО «Промгазинжиниринг»
В настоящее время одной из основных задач при анализе надежности линейной части магистральных газопроводов является диагностика технического состояния наиболее сложных в эксплуатации объектов, а именно: подводных переходов, переходов через железные и автомобильные дороги, крановых узлов, технологических перемычек между газопроводами и пересечений газопроводов.
Актуальность диагностики технического состояния данных объектов связана, прежде всего, с длительными сроками их эксплуатации, в ряде случаев превышающими проектный срок службы газопровода. При сроках эксплуатации более 30 лет переменные нагрузки, связанные с изменением режима транспортировки газа, природно-климатическими воздействиями, колебаниями газа и другими факторами, прежде всего, в зонах концентрации напряжений, приводят к образованию трещин [1], последующее развитие которых может вызвать отказ. Кроме того, указанные объекты работают в условиях сложного напряженного состояния, по сравнению с прямолинейными участками, что предъявляет повышенные требования к диагностическим системам.
Рисунок 1 – Структурная схема автономной системы комплексного диагностического мониторинга
где σmax – максимальные напряжения в зоне расположения дефекта; σв – временное сопротивление материала.
Максимальные напряжения вычисляют по формуле
где kσ – коэффициент концентрации напряжений; σкц – кольцевые напряжения в стенке трубы, вычисляемые по формуле
σкц = (p · Dн – 2δ)/ 2δ.
Коэффициент концентрации напряжений вычисляют по формуле
kσ = (δ/( δ-d)) ∙β = β/(1-ε).
Величина коэффициента находится в диапазоне от 1-ε до 1; d – глубина дефекта, δ – толщина стенки трубопровода.
Для применения этой методики необходимо знать глубину дефекта и при известных давлении газа, диаметре и толщине оценивать максимальные напряжения, для чего и предназначена АСКДМ.
Удаленный терминал, обеспечивающий прием, накопление и обработку информации, ее визуализацию, формирование сигналов опасности по значениям и трендам параметров, передачу команд для изменения режимов работы одной или нескольких автономных подсистем. Удаленный терминал представляет собой комплект вычислительной техники с подключенным модемом для приема данных, передачи команд через спутниковую сеть и периферийных устройств для хранения и отображения информации. Конфигурация удаленного терминала определяется количеством обслуживаемых автономных подсистем, количеством собираемых физических параметров и частотой опроса модулей управления, измерения и коммутации
Датчики – первичные преобразователи физических величин в электрические сигналы.
Центральная вычислительная станция (ЦВС), состоящая из системного контроллера, приемо-передающего устройства спутниковой сети связи (модема с антенной), аккумуляторной батареи (АКБ). Конструктивно ЦВС располагается в герметичной оболочке. Системный контроллер содержит вычислительное устройство, энергонезависимую память для хранения полученных данных, реле включения питания спутникового модема и модулей измерения управления и коммутации (МУИК), часы реального времени, обеспечивающие периодические измерения и временную привязку измерений. АКБ обеспечивает автономную работу системы без использования внешних источников энергии. Для подзарядки АКБ может быть применена солнечная батарея. Для установки антенны модема и солнечной батареи над поверхностью земли предусмотрена мачта.
Универсальность АСКДМ и возможности различного ее конфигурирования, а также гибкость программного обеспечения позволяют использовать систему для решения задач, связанных с мониторингом удаленных объектов.
Апробация АСКДМ на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» была осуществлена на перемычке между газопроводами «Белоусово-Ленинград» (739 км) и «Серпухов-Ленинград». Конфигурация АСКДМ, установленной на перемычке, представлена на рисунке 2.
Для крановых узлов перемычек основной проблемой является отсутствие герметичности по затвору как линейного крана, так и кранов байпасной (свечной) обвязки. Для отслеживания состояния кранового узла и контроля его герметичности в АСКДМ применяется метод акустической эмиссии [3], который обеспечивает контроль наличия перетечек через запорную арматуру при закрытом положении последней, а также контроль наличия и образования активных развивающихся и наиболее опасных трещиноподобных дефектов. При этом на корпус каждого крана устанавливается высокочастотный пьезоэлектрический преобразователь, который функционирует при закрытом положении крана. В устройстве регистрации и обработки системы АСКДМ программно устанавливается порог для амплитуды регистрируемых сигналов. При превышении этого порога на пульт оператора поступает сигнал о негерметичности крана.
Рисунок 2 – конфигурация автономной системы комплексного диагностического мониторинга, установленной на перемычке между газопроводами «Белоусово-Ленинград» (739 км) и «Серпухов-Ленинград»
Мониторинг коррозионных параметров заключается в синхронной регистрации суммарных защитных потенциалов и синхронной регистрации поляризационных потенциалов в двух точках контролируемого объекта. На основании полученных данных делается заключение о защищенности объекта контроля от электрохимической коррозии.
Оценка напряжений осуществляется посредством установки шести тензорезисторов. В местах установки тензорезисторов также устанавливаются термопары для контроля температурного режима эксплуатации.
Переданная информация от датчиков обрабатывается, сохраняется в базе данных и отображается в различных окнах текстового и графического представления. Мгновенные текущие значения измеряемых характеристик выводятся в главном окне программы на соответствующих мнемонических пиктограммах, представляющих собой схематические изображения контролируемых пунктов с указанием количества и местоположения установленных на нем датчиков. В случае выхода значений регистрируемых параметров за установленные допустимые интервалы выдаются звуковые сообщения, и активизируется соответствующее цветовое табло. При этом на схеме контролируемого пункта проблемный участок (датчик) будет выделен мигающим цветом. В поле окна протокола отображаются текущая информация и сообщения о нештатных режимах эксплуатации. Цветовое табло отображает статус и текущее состояние системы («норма», «опасность»). В окне индикации отображаются рекомендации по действию персонала в случае возникновения нештатной ситуации.
Для отображения временных зависимостей регистрируемых параметров используются окна графического представления данных (рисунок 3), расположенные на соответствующих дополнительных страницах главного окна программы. Вывод показаний различных датчиков одного типа можно осуществлять как в разные окна, так и в одно окно. Масштабирование вывода может быть как автоматическим (по максимуму показаний), так и фиксированным. Для синхронного масштабирования всех окон по оси времени используется панель временных разверток, с помощью которой легко установить любой желаемый временной интервал рассмотрения графики: фиксированный, скользящий или автоматически масштабируемый.
Рисунок 3 – Графическое представление данных
Опытная эксплуатация АСКДМ на перемычке между газопроводами «Белоусово-Ленинград» (739 км) и «Серпухов-Ленинград» показала ее высокую надежность и оперативность предоставления информации о техническом и напряженно-деформированном состоянии объекта контроля.
Таким образом, применение АСКДМ для мониторинга технического и напряженно-деформированного состояния наиболее ответственных объектов линейной части магистральных газопроводов позволяет своевременно определить нештатные ситуации и принять соответствующие меры по их устранению, что значительно повышает безопасность эксплуатации объектов контроля.
1. Н.А. Махутов, В.Н. Пермяков. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. Новосибирск. Наука, 2005. – с. 516.
2. СТО Газпром 2-2.3-184-2007 Методика по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания. М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 2008. – с. 30.
3. В.В. Клюев, Ф.Р. Соснин, В.Н. Филинов. Неразрушающий контроль. Cправочник. М. Машиностроение, 1995. – с. 488.
ООО «Мытищинский завод Мосводоканалстрой» – официальный сайт
Источник: www.ooomzm.ru
Сооружение участка магистрального газопровода с разработкой очистки полости и испытания
Волгоградский колледж газа и нефти
Сооружение участка магистрального газопровода с разработкой очистки полости и испытания
Газовая промышленность является одной из самых динамично развивающихся отраслей экономики Российской Федерации. В последние годы она вышла на первое место по производству топливно-энергетических ресурсов.
Из общего объёма добываемого в стране природного газа 94% приходится на Российское акционерное общество «Газпром».
Главная задача этого мощного комплекса – обеспечить надёжное снабжение газом, газовым конденсатом и продуктами их переработки потребителей Российской Федерации, а также поставка газа на экспорт за границу.
ОАО «Газпром» в настоящее время владеет лицензиями на разработку более 92 газовых и газоконденсатных месторождений, а это – более 32.2 триллионов метров кубических газа, что составляет 67 % от общероссийских запасов и 23 % от мировых.
Разработка газовых и газоконденсатных месторождений в системе ОАО «Газпром» должна обеспечить добычу газа к 2015 году около 820 млрд. м ?, а конденсата в 2015 и 2030 годах приблизительно 19, 4 млн. тонн.
ОАО «Газпром» в настоящее время эксплуатирует на территории России магистральные газопроводы общей протяжённостью свыше 150 тысяч километров. Для начала наращивания экспортных поставок газа предусматривается начать строительство магистрального газопровода Ямал – Европа общей протяжённостью свыше 4000 километров, который пройдёт по территории России, Белоруссии и Польши до границы Германии. С целью диверсификации и повышения надежности поставок газа в Южную Европу и Турцию, реализован проект «Голубой поток», предусматривающий строительство уникального участка газопровода по дну Черного моря.
Экспорт природного газа за границу является главным источником валютных поступлений в бюджет страны, поэтому строительство экспортных магистральных газопроводов имеет огромное значение для всей экономики Российской Федерации.
Инвестиционной программой на 2007 г. важнейшими проектами в области добычи определены дальнейшее обустройство Харвутинской площади Ямбургского месторождения, освоение Южно-Русского, Штокмановского, Приразломного и Бованенковского месторождений. Также предполагается финансирование проектов по освоению и разработке месторождений за рубежом. Основными направлениями развития в транспорте газа являются проекты по строительству газопроводов СРТО – Торжок и Грязовец – Выборг, расширение Уренгойского газотранспортного узла, а также реконструкция действующих объектов транспорта и хранения газа.
После 2010 г. предполагается освоение новых стратегических районов газодобычи на полуострове Ямал, шельфе Баренцева моря, в акваториях Обской и Тазовской губ, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Освоение месторождений в этих труднодоступных районах с суровым климатом потребует уже в ближайшие годы значительных инвестиций в связи с необходимостью решения сложных технических задач при бурении, осуществлением мероприятий по охране окружающей среды, прокладке трубопроводов и коммуникаций.
В 2006 г. принято стратегическое решение о начале разработки месторождений полуострова Ямал. Суммарные запасы крупнейших месторождений Ямала – Бованенковского, Харасавэйского и Новопортовского, – лицензии, на разработку которых принадлежат обществам Группы Газпром, составляют 5,8 трлн. м? газа, 100,2 млн. т конденсата и 227 млн. т нефти.
Приоритетным экспортным проектом является газопровод «Северный поток» по дну Балтийского моря. По морскому трубопроводу протяженностью 1 200 км газ будет поставляться из России в Германию, откуда далее он может быть транспортирован в Великобританию, Нидерланды, Бельгию и Францию. Первую нитку газопровода пропускной способностью 27,5 млрд. м? в год намечено ввести в строй в 2010 г.
На территории России ведется строительство газопровода из северных районов Тюменской области до г. Торжок (СРТО – Торжок), что позволит увеличить поставки газа потребителям Северо-Западного региона России, а также на экспорт по газопроводу Ямал – Европа. По состоянию на конец 2006 г. полностью введена в эксплуатацию линейная часть газопровода общей протяженностью более 2 000 км и четыре компрессорные станции. На 2007 г. по данному проекту запланированы инвестиции в размере 17,4 млрд. руб. Для подачи газа Штокмановского месторождения на Северо-запад России также планируется строительство газопровода Видяево – Волхов.
Началось строительство магистрального газопровода Грязовец – Выборг для обеспечения поставок газа на Северо-запад России и в газопровод «Северный поток». Инвестиции на 2007 г. – 26,8 млрд. руб.
Важнейшим проектом после 2010 г. станет строительство многониточной ГТС для транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал в район г. Торжок. Система протяженностью свыше 2400 км рассчитана на повышенное рабочее давление газа и будет состоять из труб диаметром 1420 мм. В настоящее время выполняются проектные работы.
1.1 Характеристика трассы участка сооружаемого газопровода
Газопровод Уренгой – Помары – Ужгород предназначен для транспортировки природного газа добытого на Уренгойском месторождении на Украину и далее в Европу. На трассе магистрального газопровода находятся девять компрессорных станций.
Диаметр газопровода 1420мм, фактическое давление 7,4 МПа, проектная мощность 32 млрд. м? в год. Сооружаемый участок магистрального газопровода протяжённостью 25 км, со 185 по 210 км, после введения в эксплуатацию будет обслуживаться Ныдинским линейно эксплуатационным управлением. Участок газопровода проходит по территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа.
Рельеф в районе сооружения участка магистрального газопровода равнинный, местность слабозалесённая, тундровая, есть бугры пучения, термокарсты, массивы вечномёрзлых грунтов. Температура вечномёрзлых грунтов – 0,5 – 1,5?С.
Район сооружаемого участка магистрального газопровода – это район с резко континентальным климатом, суровой продолжительной зимой и коротким летним периодом, поздней весной и ранними осенними заморозками. Холодное Карское море, являясь источником холода летом и сильных ветров зимой, увеличивает суровость температурного режима района. Средняя температура января, самого холодного месяца, колеблется в пределах – 24 – 26?С, достигая абсолютного минимума температуры воздуха в наиболее холодные зимы до – 60?С, ежегодно в зимний период температура опускается до – 40 – 45 ?С.
Температурный режим летних месяцев в значительной степени определяется процессом трансформации воздушных масс. Среднемесячная температура июля, самого теплого месяца года, колеблется в пределах от + 14 до +16?С.
Устойчивый снежный покров обычно образуется во второй половине октября. Толщина снежного покрова с среднем составляет 100 – 130 см.
По проекту участок сооружаемого магистрального газопровода планируется выполнить из прямошовной трубы Харцизского трубного завода диаметром 1420 мм с толщиной стенки 18,7 мм, с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием. Марка стали 09Г2БТ. Проектом предусмотрена наземная прокладка газопровода на амортизирующую песчаную подушку с последующим его обвалованием песком.
В соответствии с проектом, основной арматурой на линейной части сооружаемого участка магистрального газопровода являются стальные краны рассчитанные на давление 7,5 МПа, установки с равнопроходными шаровыми затворами. Линейные краны выполнены в северном исполнении и рассчитаны на эксплуатацию в температурном режиме до – 60?С. Линейные краны установлены в начале и конце сооружаемого участка газопровода, на 185 и 210 км.
Параллельно участку сооружаемого газопровода в одном техническом коридоре проходят два действующих магистральных газопровода: Уренгой – Центр1 и Уренгой – Центр2. для увеличения пропускной способности между параллельными газопроводами предусмотрены перемычки диаметром 1020 мм.
1.2 Состав технологического потока при сооружении участка магистрального газопровода
Магистральные газопроводы, имея большую протяжённость при узком и подвижном фронте работ, характеризуются линейностью строительства в отличие от строительства площадочных сооружений.
Линейность строительства позволяет выполнять работы всех видов по неизменяющейся технологической схеме на участках с одинаковым типом местности.
Основные технологические операции выполняются механизированными способами последовательно, с одинаковой линейной скоростью по трассе. С ростом механизации, увеличением мощности, специализацией машин и усовершенствованием отдельных технологических операций совмещённый метод приобретает всё большее значение для строительства газопроводов. Совмещённый метод заключается в том, что все основные технологические операции (сварка труб на трассе, укладка трубопровода, обвалование и др.) совмещёны в единый комплексный процесс и одновременно выполняются на относительно небольшом (150-200 м) участке трубопровода.
При совмещённом методе, строительство ведётся по поточной технологии при непрерывном движении комплексной механизированной колонны по трассе газопровода. Все основные потоки строительства движутся друг за другом в строгой последовательности и пока не закончит работу предыдущий поток, следующий не может начать работу на том же участке газопровода. Поточная технология строительства позволяет применять автоматические и телемеханические системы управления работой механизированных колонн.
Лишь некоторые из технологических операций (подготовка полосы строительства, осушка болот, заготовка монтажных элементов) выполняются с опережением графика производства основных строительно-монтажных работ и выпадают из общего потока.
Цель подготовительных работ – обеспечение возможности выполнения основных видов работ по прокладке трубопровода, а так же работ по строительству переходов его через естественные и искусственные препятствия в соответствии с установленными сроками. Качественное и своевременное выполнение подготовительных работ обуславливает успех всего строительства магистрального газопровода в целом.
В состав подготовительных работ входят:
Расчистка трассы от леса и кустарника;
срезка крутых продольных склонов (косогоров);
проведение защитных противообвальных и противооползневых мероприятий;
проведение мероприятий, обеспечивающих минимальное промерзание грунта;
строительство временных дорог, водопропускных, водоотливных и осушительных сооружений на подъездах к трассе и вдоль неё, а так же мостов и переправ через реки, ручьи, овраги;
защита подъездных дорог от снежных заносов;
устройство временных баз или складов для хранения материалов и оборудования;
подготовка вертолётных площадок;
создание системы диспетчерской связи;
подготовка строительных площадок для проведения строительно-монтажных работ по сооружению переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды и прокладке трубопровода в туннелях с необходимыми временными бытовыми и технологическими помещениями;
снятие плодородного слоя земли и перемещение его в отвал для временного хранения.
В условиях вечной мерзлоты подготовительные работы должны вестись так, чтобы по возможности не повреждался моховой покров, ибо повреждение его при льдонасышенных вечномерзлых грунтах ведет к образованию термокарста.
Работы по инженерной подготовке трассы начинаются с уточнения разбивки трассы и обследования условий и характера местности в границах полосы строительства и прилегающих к ней сложных участков, чтобы своевременно внести необходимые изменения в проектные решения.
Транспортные и погрузочно-разгрузочные работы.
При строительстве магистрального газопровода транспортные и погрузочно-разгрузочные работы включают: выгрузку труб на прирельсовых площадках; погрузку труб на автомобильные транспортные средства, складирование труб на прирельсовом, базисном или притрассовом складе; погрузку – разгрузку на трубосварочных базах, погрузку и транспортировку секций труб и их разгрузку на трассе.
Для сооружения магистрального газопровода на трассу доставляют и развозят по ней трубы, секции труб, запорную арматуру (краны, задвижки), железобетонные крупногабаритные изделия, изоляционные материалы, монтажное оборудование, механизмы и другие специальные грузы. Основной объём транспортируемых грузов составляют трубы и секции труб.
К отдельным пунктам трассы грузы доставляются железнодорожным, водным и автомобильным транспортом. От мест разгрузки трубы и трубные секции развозят по трассе или на трубосварочные базы специальным автотранспортом – трубовозами.
В труднодоступных районах со сложными дорожными условиями, транспортные работы играют решающую роль. Ведь от качества их выполнения будет зависеть процесс строительства определённого участка и соответствие отведённым срокам сооружения всего магистрального газопровода в целом. Для транспортировки труб и трубных секций к месту проведения работ по сооружению газопровода в условиях бездорожья, применяют специальные транспортные средства повышенной проходимости на автомобильном или тракторном ходу.
Секции труб, доставленные к месту производства монтажных работ, как правило, разгружают с транспортных средств трубоукладчиками.
В сложных районах транспортные работы могут выполняться со значительным опережением основного потока производства работ по сооружению магистрального газопровода.
Ведущую роль в своевременном выполнении транспортных работ играет качественное проведение подготовительных работ, а именно наличие или отсутствие временных дорог, переправ через реки, ручьи, а так же переходы через овраги и промоины.
Основу трубопроводного строительства составляют сварочно-монтажные работы, в значительной степени определяющие надёжность сооружаемых объектов. При строительстве линейной части магистральных газопроводов сварочно-монтажные работы выполняют, как правило в два этапа: на первом этапе отдельные трубы с заводской длиной 12 м и менее на полустационарных трубосварочных базах сваривают с поворотом в 24-, 36- и даже 48-метровые секции; на втором этапе из этих вывезенных на трассу длинномерных секций сваривают непрерывную нитку трубопровода. Эта схема сварочно-монтажных работ принята во многих странах. Технология так называемой поворотной сварки непрерывно совершенствуется в направлении исключения выполняемых вручную операций как по сварке, так и по транспортировке труб по трубосварочной базе. Технология сварки совершенствуется в направлении увеличения производительности и повышения качества.
Сборку труб под сварку выполняют с помощью внутренних либо наружных звеньевых центраторов. Зазор между кромками зависит не только от толщины стенки труб и вида сварки, но и типа электродов, применяемых при сварке корневого шва. Необходимый зазор устанавливают щупами и фиксируют трубы прихватками по всему периметру.
Монтажные работы при наличии труб с заводской изоляцией имеют некоторые особенности. Трубы должны доставляться труботранспортными машинами с оборудованием, исключающим повреждение покрытия в местах их контакта с конниками трубовоза. Их выгружают и погружают с помощью траверсы. Стрелы трубоукладчиков покрывают амортизирующими обрезиненным ми прокладками толщиной не менее 20 мм. трубы и трубные секции разгружаются только на заранее подготовленные деревянные лежки, на которых имеются мягкие прокладки и деревянные клинья.
Для монтажа изолированных труб и секций на трассе применяются опоры из деревянных лежек. Верхние лежки имеют амортизирующие прокладки. Использование земляных или грунтовых призм не допускается.
Кривые вставки изготавливают на трубогибочных станках с обязательным использованием дорнов. Опорные поверхности башмаков ложемента упора станков снабжаются прокладками из резины.
При выполнении земляных работ на строительстве линейной части магистрального газопровода способом наземной укладки осуществляются следующие виды работ: создание амортизирующей песчаной подкладки под газопровод; обвалование; отсыпку насыпей; рекультивация.
После разбивки трассы сооружаемого участка магистрального газопровода и выполнения подготовительных работ, сооружают амортизирующую прокладку. Прокладку сооружают из привозного песка с последующим уплотнением слоёв. Толщина амортизирующей прокладки варьируется в пределах 100-150 мм и должна полностью перекрывать острые камни, куски твёрдого грунта и т.д., способные повредить заводское противокоррозионное покрытие.
После укладки сваренного участка газопровода на амортизирующую подкладку приступают к обвалованию. При обваловании построенного газопровода используют привозной песок. Для создания нужной формы валика используют бульдозеры и одноковшовые экскаваторы. Песчаный валик должен обеспечивать полное укрытие трубопровода с достаточным запасом, для предотвращения механического воздействия на газопровод. Работы по сооружению песчаного валика должны вестись с максимальной осторожностью, чтобы исключить все механические воздействия на трубу. В результате чего может быть повреждено изоляционное покрытие или сама труба.
Все виды земляных работ выполняются с помощью мерительного и геодезического инструмента.
Как правило, при строительстве линейной части магистральных газопроводов, земляные работы выполняются специализированными трестами под контролем представителя заказчика.
При строительстве магистрального газопровода из труб с заводской изоляцией, изоляционные работы сводятся к механической очистке стыков труб и установке термоусадочных манжет. Термоусадочные манжеты устанавливаются вручную и нагревают газовой горелкой. После установки термоусадочные манжеты прокатывают валиком для предотвращения появлений воздушных пузырей и неплотностей между металлом трубы и самой манжетой.
При строительстве участка магистрального газопровода способом наземной прокладки с последующим его обвалованием применяют усиленные термоусадочные манжеты.
Интервал во времени между установкой термоусадочных манжет и засыпкой газопровода песком должен быть как можно короче, чтобы исключить появление вздутий изоляции и её повреждение. При отрицательных температурах окружающего воздуха поверхность трубы в местах нанесения термоусадочных манжет должна быть предварительно прогрета газовой горелкой.
Укладку сваренного газопровода осуществляют с помощью трубоукладчиков. При этом, для предотвращения повреждений заводского изоляционного покрытия, применяются мягкие полотенца для укладки.
Работы по очистке полости и испытанию газопровода.
После сварки, укладки и засыпки, магистральный газопровод должен быть очищен, испытан на прочность и проверен на герметичность. Очистка внутренней полости газопровода производится при помощи пропуска очистных поршней. Очистной поршень движется по очищаемому участку газопровода под воздействием высокого давления природного газа. Который подаётся из расположенного по близости действующего газопровода. Продувка участка построенного магистрального газопровода с пропуском очистного поршня считается законченной, если после вылета поршня из выходного патрубка выходит струя незагрязнённого газа. В противном случае пропуск очистного поршня повторяется до получения положительного результата.
После очистки участка газопровода приступают к испытанию на прочность и проверке на герметичность. Линейные краны при этом должны быть закрыты, а через узел подключения подаётся природный газ из действующего газопровода. При проверке на прочность испытуемое давление плавно повышают до 1,1 от рабочего давления и выдерживают участок под этим давлением в течении 24 часов. Если газопровод не разрушился, давление снижают до максимального рабочего и приступают к проверке на герметичность. Проверка на герметичность производится не менее 12 часов.
1.3 Способы очистки полости и испытания газопровода, обоснование выбранного способа
В соответствии с действующими СНиП магистральные трубопроводы до ввода в эксплуатацию подвергают очистке, испытанию на прочность и проверке на герметичность. Очистка полости трубопровода необходима для его надёжной работы с заданной производительностью без изменения физико-химических свойств транспортируемого продукта. Она обеспечивает на всём протяжении (или на отдельных участках) установленные проектом полное проходное сечение и коэффициент гидравлического сопротивления, а также беспрепятственный пропуск по трубопроводу в ходе его эксплуатации разных разделительных (для последовательной перекачки продуктов) и очистных устройств. Испытания магистрального трубопровода на прочность и проверка на герметичность – гарантия его надёжной работы при эксплуатации [3].
Работы по очистке полости и испытанию трубопровода проводят в соответствии со специальной инструкцией, учитывающей конкретные местные условия, под руководством комиссии из представителей генерального подрядчика, субподрядных организаций, заказчика. В инструкции должны быть предусмотрены способы, параметры, последовательность и сроки выполнения работ, методы и средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств, разрывы трубопровода, утечки и т.п.), схема организации связи; требования пожарной, газовой, технической безопасности и указания о размерах охранной зоны. Возможность использования природного газа для очистки полости и испытания в обязательном порядке должна согласовываться с Газнадзором ОАО «Газпром» [4].
Очистка полости трубопровода является подготовкой его к испытанию. Её цель – удаление из трубопровода окалины, грунта, случайно попавшей грязи, воды, снега, кусков льда, посторонних предметов. Свод правил (СП) [4] рекомендует очищать полость газопровода в два этапа: предварительная очистка и окончательная – со сбором загрязнений в конце очищаемого участка.
Предварительную очистку полости трубопровода проводят на трубосварочных базах при сварке труб в секции и на трассе при сварке секции труб в плети или сплошную нитку путём протаскивания через секции труб очистного устройства. После очистки полости участка магистрального трубопровода на концах его устанавливают заглушки.
Окончательная очистка полости трубопроводов выполняется: промывкой, продувкой, вытеснением загрязнений в потоке жидкости. Промывка или продувка осуществляется одним из следующих способов: с пропуском очистного или разделительного устройства; без пропуска очистного или разделительного устройства. Промывку и продувку с пропуском очистных или разделительных устройств выполняют на трубопроводах диаметром 219 мм и более. Промывку и продувку без пропуска очистных или разделительных устройств производят: на трубопроводах диаметром менее 219 мм; на трубопроводах любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом не менее пяти диаметров трубопровода или при длине очищаемого участка менее 1 км. Полости подземных трубопроводов очищают после их укладки в траншею и засыпки, наземных – после укладки и обвалования, надземных – после укладки на опоры и закрепления.
Продувку с пропуском очистных поршней осуществляют на трубопроводах проложенным любым способом. При этом очистные поршни пропускают по участкам трубопровода, длина которых не превышает расстояния между двумя соседними отключающими устройствами – кранами или задвижками. Поршень движется под давлением сжатого воздуха, подаваемого непосредственно от компрессоров, или природного газа из действующего газопровода, проходящего вблизи строящегося объекта или подаваемого с газового промысла. При продувке также применяют системы подачи воздуха или газа с использованием ресиверов. Давление воздуха (газа) в ресивере (соотношение его длины и длины очищаемого участка 1:1) зависит от диаметра трубопровода [3].
Магистральные газопроводы, проложенные надземно на опорах, продувают одновременно с пропуском очистных поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или газа (скорость не более 10 км/ч, протяжённость участков не более 10км). Окончательно загрязнения удаляют продувкой без пропуска очистных устройств путём создания в трубопроводе скоростных потоков воздуха или газа. Протяжённость участка трубопровода, продуваемого без пропуска очистного поршня, не должна превышать 5 км.
Продувка считается законченной, если после прохождения по участку трубопровода очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха или газа. В противном случае продувка повторяется до получения положительных результатов. Если после вылета очистного устройства из продувочного патрубка поступает вода, то по очищаемому участку магистрального трубопровода для его осушки необходимо пропустить поршень-разделитель. Эффективность осушки повышает использование метанола как водопоглощающей среды. В этом случае метанольные пробки расчетного объема помещают между двух поршней-разделителей, пропускаемых под давлением сухого сжатого воздуха или газа.
Промывке подвергают трубопроводы любого назначения, испытание которых предусмотрено в проекте гидравлическим способом. Пропуск очистного или разделительного устройства по трубопроводу осуществляется под давлением жидкости, закачиваемой для гидравлического испытания. При промывке перед очистным поршнем или поршнем-разделителем заливают воду (10-15% объема очищаемого участка). Скорость перемещения очистных поршней или поршней-разделителей при промывке трубопроводов – не менее 1 км/ч.
Пропуск очистного или разделительного устройства в потоке жидкости обеспечивает удаление из трубопровода не только загрязнений, но и воздуха, что исключает необходимость установки воздухоспускных кранов, повышает надёжность обнаружения утечек с помощью манометра.
Промывка считается законченной, когда очистное или разделительное устройство выйдет из трубопровода неразрушенным. При промывке без пропуска очистного или разделительного устройства качество очистки обеспечивается скоростным потоком жидкости. Скорость потока жидкости при промывке без пропуска очистных и разделительных устройств должна составлять не мене 5 км/ч. Промывка без пропуска очистного или разделительного устройства считается законченной, когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.
Вытеснение загрязнений в потоке жидкости.
Очистка полости трубопровода вытеснением загрязнений в скоростном потоке жидкости осуществляется в процессе удаления жидкости после гидроиспытания с пропуском поршня-разделителя под давлением сжатого воздуха или газа. Скорость перемещения поршня-разделителя в едином совмещённом процессе очистки полости и удаления воды должна быть не менее 5 км/ч и не более величины, определяемой технической характеристикой применяемого поршня-разделителя. Протяжённость участка очистки полости вытеснением загрязнений в скоростном потоке жидкости устанавливается с учётом рельефа местности, давления в трубопроводе в начале очищаемого участка и характеристики поршня-разделителя (предельной длины его пробега).
Испытание на прочность и проверка на герметичность.
Магистральные газопроводы должны испытываться в соответствии с рабочим проектом гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями), пневматическим (природным газом, воздухом) или комбинированным (воздухом и водой или газом и водой) способами. Все способы равноценны и применимы для трубопроводов любого назначения.
Испытания линейной части магистральных трубопроводов на прочность и проверку их на герметичность проводят после завершения всех предшествующих работ (укладки, засыпки, обвалования или закрепления на опорах, очистки полости, врезки линейной арматуры, приварки катодных выводов, а также представления и проверке исполнительной документации). На магистральных трубопроводах испытание на прочность и проверку на герметичность осуществляют гидравлическим (водой) или пневматическим (воздухом, природным газом) способами. Гидравлическое испытание магистральных трубопроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается при условии, что трубопровод, линейную арматуру и приборы предохраняют от замораживания. Способы испытания, границы участков, величины испытательных давлений, схему проведения испытания (места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, пункты подачи, обустройство временных коммуникаций) устанавливают проектом. Протяженность участков газопроводов, испытуемых пневматическим способом, не ограничивается, а участков, испытуемых гидравлическим или комбинированным способами, определяется с учетом гидростатического давления.
Испытываемый на прочность и проверяемый на герметичность трубопровод делят на участки, которые ограничивают заглушками или линейной арматурой (в данном случае отключающими кранами или задвижками).
Магистральный газопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление остаётся неизменным и не будут обнаружены утечки [5].
Для проведения гидравлического испытания давление внутри трубопровода создают водой или жидкостями с пониженной температурой замерзания, предусмотренными проектом. В качестве источников воды для гидравлического испытания используют естественные или искусственные водоёмы (реки, озёра, водохранилища, каналы и т.п.), пересекаемые строящимся трубопроводом или расположенные вблизи него [5].
Гидравлическое испытание магистральных трубопроводов – наиболее эффективный способ. Он позволяет создать в трубопроводе повышенное давление практически без дополнительной закачки воды в трубопровод после его заполнения, что обеспечивает более полное выявление скрытых дефектов, а также относительную безопасность проведения работ. Для гидравлического испытания установлены следующие основные параметры: давление в нижней точке участка газопровода равно давлению при заводском испытании труб (не более давления, соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала труб, а давление в верхней точке участка 1.1 проектного рабочего). Продолжительность испытания на прочность – 24 часа. С учётом разности давлений в нижней и верхней точках магистрального газопровода определяют протяжённость участка испытания.
На герметичность участки всех категорий трубопровода проверяют после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего. Продолжительность проверки на герметичность при гидравлическом и пневматическом испытаниях определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы газопровода с целью выявления утечек, но не менее 12 часов.
Чтобы полностью удалить воздух из магистрального газопровода при его заполнении водой для гидравлического испытания, в процессе промывки пропускают поршни-разделители или вытесняют воздух через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах скопления воздуха. Диаметр воздухоспускных кранов выбирают в зависимости от суммарной производительности наполнительных агрегатов и диаметра испытываемого газопровода.
Для полного удаления воды (после испытания магистрального газопровода гидравлическим способом) по нему пропускают не менее двух поршней-разделителей (основного и контрольного) под давлением сжатого воздуха или газа. Скорость поршней-разделителей при удалении воды обычно составляет 3-10 км/ч. Результаты считают удовлетворительными, если контрольный поршень-разделитель вышел из газопровода неразрушенным. В противном случае пропуск контрольного поршня-разделителя повторяют.
Достоинства: обеспечивается наибольшая безопасность, исключаются взрывы и возгорания; длина разрушений не превышает нескольких метров; исключены затраты времени и средств на очистку полости.
Недостатки: необходимость наличия на трассе источников воды; ограниченное применение при отрицательных температурах; требуется осушка внутренней полости; проблемы экологического характера.
Пневматическое испытание магистральных газопроводов осуществляют лишь в тех случаях, когда по каким-либо причинам проведение гидравлического испытания невозможно (отсутствие источника воды, недостаток воды в существующих источниках, температура наружного воздуха ниже -25?С, невозможность обеспечения охранной зоны, наличие участков вечной мерзлоты и т.п.). Как правило, пневматическое испытание сжатым воздухом в 2-3 раза продолжительнее испытания гидравлическим способом. При таком испытании давление принимают равным 1.1 максимального рабочего, а продолжительность выдержки под этим давлением 12 часов.
При пневматическом испытании магистральный газопровод (его участок) заполняют воздухом или газом через полностью открытые краны обводных линий при закрытых линейных кранах. Для выявления утечки воздуха или газа в процессе их закачки в газопровод добавляют одорант (через одоризационные установки) в объёме 50-80 г на 1000 м? воздуха или газа. Давление в магистральном газопроводе поднимают плавно. При достижении давления 0.3 от испытательного (но не более 2 МПа) трассу осматривают. На это время подъём давления прекращают. После осмотра трассы подъём давления в газопроводе до испытательного ведётся без остановок. Под испытательным давлением на прочность магистральный газопровод выдерживают при открытых кранах обводных линий и закрытых линейных кранах. Это делается для стабилизации давления и температуры в газопроводе. После 12 часовой выдержки давление в газопроводе снижают до максимального рабочего, а краны обводных линий закрывают. Затем осматривают трассу, проводят наблюдения и замеры давления в течении не менее 12 часов.
Магистральный газопровод считают выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность (12 ч) давление в нём снизилось не более чем на 1%, труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление оставалось неизменным и не было обнаружено утечек. При обнаружении утечек и мест их нахождения при любом способе испытания магистрального газопровода визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода ремонтируют, а затем вновь подвергают испытанию на прочность и проверке на герметичность.
Достоинства: возможность сохранения чистоты полости; возможность проведения испытаний на резкопересечённой местности и при низких температурах.
Недостатки: высокая степень вероятности возникновения взрывов и пожаров; большая протяжённость разрушения при разрыве; велика продолжительность испытаний.
При комбинированном испытании давление внутри трубопровода создают двумя средами – природным газом (воздухом) и жидкостью (водой или антифризами). Испытываемый участок заполняют природным газом от скважины (действующего газопровода) или сжатым воздухом от компрессорных установок до создания в нём давления, равного давлению в действующем газопроводе или максимальному давлению нагнетания компрессора. После заполнения участка газом или воздухом подъём давления в нём до испытательного производят опрессовочными агрегатами, закачивая в трубопровод жидкость. Давление при комбинированном испытании на прочность должно быть равно в верхней точке 1.1 максимального рабочего давления трубопровода, а в нижней точке – не превышать заводского испытательного давления труб. Продолжительность выдержки участка под этим давлением – 12 часов. В основном, комбинированному испытанию подвергают газопроводы, прокладываемые в горных условиях вблизи действующих газопроводов.
Обоснование выбранного метода очистки полости и испытания участка газопровода.
В связи с тем, что в районе сооружаемого участка магистрального газопровода зимний период, с понижением температуры до отметки – 45-50?С, длится большую часть года, а также на всём протяжении сооружаемого участка газопровода почва представляет собой вечномёрзлые грунты – считаю целесообразным очистку полости газопровода произвести методом продувки газом с пропуском трёх очистных поршней типа ОП и пневматическое испытание природным газом на прочность и проверку на герметичность.
2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
2.1Механический расчет магистрального газопровода
Цель расчета: Определить номинальную толщину стенки газопровода и подобрать трубу.
Диаметр газопровода, Dм, мм – 1420
Рабочее проектное давление Р, МПа – 7,5
Категория участка газопровода – ЙЙЙ
Температурный перепад Дt, ?C – 45
1) Задаем ориентировочно характерными для данного диаметра труб (марок стали), выпускаемых промышленностью значений предела, прочности двр =588 МПа и определяем нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R1, Мпа:
Где – двр = 588 МПа;
m – коэффициент условий работы, принимается в зависимости от категории участка газопровода, m= 0,9;
К1 – коэффициент надежности по материалу, зависит от способа изготовления трубы, К1 = 1,34;
Кн – коэффициент надежности по назначению газопровода, зависит от давления, Кн = 1,15.
2) Определяем толщину стенки газопровода д, см.
Где n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе – принимается n=1,1;
– проектное рабочее давление =7,5 МПа
– наружный диаметр газопровода, = 142 см.
По полученному результату выбираем толщину стенки трубы по сортаменту и проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, МПа, определяемых от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругости работы металла труб. Ориентировочно выбираем трубу Харцизского трубного завода ТУ 14-3-1938-2000 1420 х 18,7мм.
3) Определяем внутренний диаметр трубы Dвн, мм:
Где Dн – наружный диаметр трубы;
дн – выбранная по сортаменту толщина стенки трубы;
Dвн = (1420 -2· 18,7) = 1382,6мм.
4) Проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых напряжений, МПа:
Где б – коэффициент линейного расширения металла трубы, б = 1,2 · ;
E – переменный параметр упругости (модуль Юнга), E=
Дt – расчетный температурный перепад, ?C ;
м– коэффициент поперечной упругой деформации: Пуассона, в стадии работы металла, м= 0,3;
дн – толщина стенки выбранной трубы, см;
Dвн – внутренний диаметр трубы, см.
5) Поскольку результат отрицателен, то толщину стенки необходимо скорректировать. Для этого рассчитываем значение поправочного коэффициента ш:
Где – продольное осевое сжимающее напряжение берется по модулю из предыдущего расчета; МПа;
R1 – нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, МПа.
6) Подставив полученные значения поправочного коэффициента, определим стенку трубы с учетом продольных осевых напряжений, см:
6) В заключении проверяем выбранную трубу с точки зрения технологии сварочно-монтажных работ.
Вывод: По результатам расчета возникающие в трубе продольные напряжения не опасны и выбранная нами труба полностью соответствует заданным параметрам.
2.2 Расчет необходимого количества материалов для сооружения участка газопровода
Цель расчета: Подобрать электроды и рассчитать необходимое их количество для сварки участка магистрального газопровода.
Труба Харцизского трубного завода
с пределом прочности 588 МПа (60 кгс/мм?)
Труба диаметром – 1420 мм
Толщина стенки – 18,7 мм
Электроды с основным видом покрытия.
1) Корневой слой шва выполняется электродами 3мм, а заполняющие слои шва – облицовочный и подварочный – электродами 4 мм. Исходя из толщины стенки трубы (18мм), количество заполняющих слоев будет равно 4. Корневой слой шва выполняем электродами Шварц 3К диаметром 3мм, а заполнение, облицовку и подварку электродами Кессель 5520 диаметром 4мм.
2) По диаметру электрода и допустимой плотности тока рассчитываем сварочный ток для сварки корневого и других слоев шва:
Для корневого слоя электродами диаметром 3 мм:
Где dэ – диаметр электрода, мм;
j – допустимая плотность тока для электрода Д=3 мм, А/мм, j=15А/мм?
Для заполняющих, подварочного и облицовочного слоев шва электродами Д=4мм:
Где dэ – диаметр электрода, мм;
j – допустимая плотность тока для электрода Д=4 мм, А/мм?, j=12А/мм?
Величина зазора между кромками труб – а = 3мм.
Высота притупления – hк = 3мм
Ширина подварочного шва – Cпод = 10мм
Высота подварочного слоя шва – hпод = 2мм
Высота облицовочного слоя шва – hо = 2мм.
Отсюда площадь подварочного слоя шва:
Где Спод – ширина подварочного слоя шва, см;
hпод – высота подварочного слоя шва, см.
3) Определяем толщину каждого из заполняющих слоев шва:
Где – толщина стенки трубы, мм;
hк- высота притупления, мм;
n- количество заполняющих слоев шва.
4) Толщина всех заполняющих слоев шва будет:
Где n – количество заполняющих слоев шва:
– толщина одного заполняющего слоя шва, см.
5) Площадь корневого слоя шва находим по формуле:
Сооружение участка магистрального газопровода с разработкой очистки полости и испытания Волгоградский колледж газа и нефти Сооружение участка магистрального газопровода с разработкой очистки
Источник: manme.ru
Станьте первым!